Способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины

Авторы патента:


Способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины
Способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины
Способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины
Способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины
Способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины
Способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины

 


Владельцы патента RU 2495225:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, включающим набухающий эластомер и используемым в скважинах в качестве пакеров или уплотнений, а также к способу регулирования набухания эластомера в скважине. Устройство включает в себя набухающий сердечник и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник. При этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде. Способ регулирования скважинного инструмента включает в себя расположение скважинного инструмента в стволе скважины и воздействие на набухающее устройство выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника. Обеспечивает эффективное управление скоростью расширения набухающего эластомера. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Данная заявка испрашивает приоритет по временной патентной заявке США № 60/917501, зарегистрированной 11 мая 2007 г. и патентной заявке США № 12/103571, зарегистрированной 15 апреля 2008 г., обе включены в настоящий документ полностью в виде ссылки.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники изобретения

Настоящее изобретение относится, в общем, к областям разведки, эксплуатации и испытания нефтяных месторождений и, конкретнее, к способам и устройству для регулирования скоростей набухания эластомерных материалов, которые можно использовать, как пакеры, уплотнения и т.п.

Предпосылки

Набухающие полимеры для использования в пакерах давно привлекают значительное внимание. Патент США № 2849070, выдан George Maly в 1958 г., являлся первым патентом, описывающим набухающие пакеры. Патент EP 1672166A1 описывает пакеры с набухающим сердечником, окруженным покрытием. Данный патент объясняет, что резина сердечника может иметь растворенные в ней другие материалы или может являться смесью, содержащей волокна или целлюлозу. Другое предложение, описанное в данном патенте, представляет собой механическую смесь резины с другим полимером, расширяющимся при контакте с маслами. Покрытие имеет более высокое сопротивление текучей среде и меньшие скорости диффузии для текучей среды, чем сердечник. Таким образом, покрытие, описанное в патенте EP 1672166 A1, замедляет скорость набухания и поэтому может создавать задержку в набухании сердечника, предотвращая преждевременное набухание сердечника. Вместе с тем, это же свойство покрытия также приводит к более продолжительному времени расширения сердечников и установки и уплотнения пакеров.

Для преодоления некоторых проблем более продолжительного времени, необходимого для расширения пакеров, патент EP 1672166 A1 описывает непроницаемое покрытие с открытыми воздействию небольшими участками сердечников. Хотя данный подход устраняет некоторые проблемы, связанные с полностью непроницаемыми покрытиями, оставление открытыми воздействию небольших зон сердечников все равно не позволяет не открытым воздействию зонам набухать с высокой скоростью.

Патентная заявка США № 11/769207 (Schlumberger Attorney Docket No. 680691) описывает временные защитные оболочки для элементов набухающих пакеров. Данная заявка описывает способы создания временных защитных оболочек с использованием втулок, выполненных из материалов, растворимых в специфических активирующих текучих средах. Растворимые защитные втулки могут предотвращать преждевременное и нежелательное набухание пакеров. Когда необходимо расширение пакера, временные защитные оболочки растворяются (например, посредством введения активирующей текучей среды) для обеспечения контакта набухающих полимеров в сердечнике с текучими средами, обеспечивающими расширение пакеров.

В аналогичном подходе, патентная заявка США, публикация № 20060185849 описывает устройство, состоящее из набухающего эластомерного сердечника с защитным слоем для регулирования текучей среды. Защитные слои могут быть удалены такими механизмами воздействия, как температура, химикаты, излучение (магнитное, электромагнитное или тепловое) или механическими методиками.

Некоторые защитные слои можно удалять специфическими химикатами. Например, патентная заявка США, публикация № 20050199401 описывает устройства с защитными покрытиями, которые могут разлагаться выбранными химикатами. Данные выбранные химикаты можно вводить в ствол скважины в форме тампонажной смеси или по трубопроводу управления.

Патентная заявка США, публикация № 20070027245 описывает набухающие под воздействием масла и воды материалы, в которых эластомеры и не эластомеры могут иметь слои покрытия, при этом индивидуальные слои покрытия могут быть одинаковыми или разными по составу и толщине, взаимопроникающие сети и т.п.

Некоторые другие патенты и заявки также описывают набухающие материалы, в их числе, патент США № 7059415; WO 2005/012686, WO 2005/090741, публикации WO 2005/090743, WO 2006/003112, WO 2006/003113, WO 2006/053896, EP 1407113, EP 283090, EP 1649136, патентная заявка США, публикация № 20070056735, публикации WO 2006/063988, WO 2006/065144, WO 2006/121340, WO 2002/020941, WO 2005/116394, WO 2006/043829 и WO 2006/118470.

Хотя данные технологии предшествующего уровня техники создают способы для задержки и регулирования синхронизации и скоростей расширения набухающих пакеров, существует необходимость создания лучших способов и устройств для регулирования развертывания и установки набухающих пакеров или аналогичных устройств на забое скважины.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Один аспект изобретения относится к скважинным инструментам. Скважинный инструмент согласно одному варианту осуществления изобретения включает в себя набухающий сердечник, и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник, при этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде.

Другой аспект изобретения относится к способам регулирования скважинного инструмента. Способ, согласно одному варианту осуществления изобретения, включает в себя расположение скважинного инструмента в стволе скважины, при этом скважинный инструмент включает в себя набухающий сердечник и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник, при этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде; и осуществление воздействия на набухающее устройство выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника.

Другой аспект изобретения относится к способам изготовления скважинного инструмента. Способ, согласно одному варианту осуществления изобретения, включает в себя приготовление набухающего сердечника, содержащего набухающий полимер; и заключение набухающего сердечника в оболочку из покрытия, при этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде.

Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг. 1A показан скважинный инструмент с набухающим устройством, содержащим набухающий сердечник и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник, согласно одному варианту осуществления изобретения.

На фиг. 1B показан вид поперечного сечения скважинного инструмента фиг. 1A.

На фиг. 1C показан скважинный инструмент фиг. 1A после того, как покрытие стало проницаемым, и набухающий сердечник расширился согласно одному варианту осуществления изобретения.

На фиг. 2 схематично показано выполнение материала покрытия согласно одному варианту осуществления изобретения.

На фиг. 3A показан скважинный инструмент с набухающим устройством, содержащим набухающий сердечник, и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник, в котором устраняющий связывание слой расположен между покрытием и набухающим сердечником, согласно одному варианту осуществления изобретения.

На фиг. 3B показан скважинный инструмент фиг. 3A после того, как покрытие стало проницаемым и текучие среды прошли через покрытие для распространения в устраняющем связывание слое, для расширения набухающего сердечника согласно одному варианту осуществления изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Варианты осуществления изобретения относятся к покрытиям, которые должны изменять проницаемость после воздействия на них выбранных текучих сред (таких как скважинные текучие среды). Такие покрытия можно использовать с набухающими полимерами в различных вариантах практического применения. Например, проницаемость таких покрытий можно выполнить улучшающейся после воздействия на них текучих сред ствола скважины, когда пакер спускают в ствол скважины и обеспечивают его установку. Таким образом, никаких специальных текучих сред не требуется для улучшения проницаемости покрытий. Это исключает необходимость закачки текучей среды или спуска тампонажных составов для изменения проницаемости покрытий.

Использование таких покрытий, устройств и способов, согласно вариантам осуществления изобретения, может предусматривать регулируемые скорости набухания эластомерных материалов, которые могут использоваться в пакерах, уплотнениях, или тому подобном в областях разведки, эксплуатации и испытания нефтяных месторождений. Например, способы изобретения можно использовать для управления скоростями набухания набухающих пакеров во время спуска в скважину, и после достижения пакерами глубины установки. С использованием покрытий изобретения набухающие пакеры могут иметь более высокие скорости установки после достижения ими глубины установки, хотя, одновременно, они не будут преждевременно устанавливаться во время спуска в скважину. Способы и устройства изобретения являются особенно полезными для установки набухающих пакеров в зонах необсаженного ствола скважины, где можно столкнуться с большими внутренними диаметрами вследствие размыва или других явлений.

В следующем описании изложен ряд деталей для понимания настоящей заявки. Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что варианты осуществления настоящего изобретения могут работать на практике без некоторых или всех таких деталей, и что возможны многочисленные изменения или модификации описанных вариантов осуществления без отхода от объема изобретения.

Варианты осуществления изобретения относятся к устройствам (таким, как пакеры, уплотнения или т.п.), включающим в себя эластомерные материалы, пригодные для практического применения на нефтепромысле. Типичные варианты использования устройств с эластомерными компонентами в вариантах применения на забое скважины может включать в себя разобщение зон ствола скважины. "Ствол скважины" может принадлежать к любому типу скважины, включающему в себя, но без ограничения этим, добывающие скважины, не добывающие скважины, нагнетательные скважины, скважины утилизации текучих сред, исследовательские скважины, разведочные скважины и т.п. Ствол скважины может быть вертикальным, горизонтальным, отклоненным от вертикали и горизонтали, и их комбинацией, например, вертикальной скважины с не вертикальным компонентом (секцией).

"Эластомер", при использовании в данном документе, является общим термином для веществ, соперничающих с натуральным каучуком в том, что они могут растягиваться при натяжении, могут иметь высокую прочность на растяжение, могут быстро сокращаться, и могут, по существу, восстанавливать свои первоначальные размеры. Термин включает в себя природные и искусственные эластомеры, и эластомер может являться термопластичным эластомером или нетермопластичным эластомером. Термин включает в себя смеси (физические смеси) эластомеров, а также сополимеры, терполимеры, и мультиполимеры. Примеры включают в себя этиленпропилендиеновый полимер (EPDM) и различные нитриловые каучуки, являющиеся сополимерами бутадиена и акрилонитрила, такие как Buna-N (также известный как стандартный нитрил и нитрилбутадиеновый каучук (NBR)). Варианты осуществления набухающих эластомеров могут включать в себя варианты, описанные в публикации заявки США № 20070027245.

Варианты осуществления изобретения относятся к выполнению и использованию устройств, включающих в себя набухающие полимеры (например, эластомеры) с покрытиями, которые могут создавать механизм для регулирования набухания полимеров. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, покрытия, использующиеся в данных устройствах, могут изменять свою проницаемость после воздействия скважинных текучих сред. Такие покрытия могут защищать набухающие полимеры до наступления нужного времени набухания полимеров. После спуска таких пакеров в скважину, проницаемость покрытий должна увеличиваться под воздействием текучих сред ствола скважины. Увеличенная проницаемость покрытий должна затем обеспечивать набухание заключенных в оболочку набухающих полимеров. Таким образом, не требуется никаких специальных текучих сред или спуска тампонажных составов для расширения пакеров. Набухание или расширение набухающих пакеров, например, может закрывать кольцевое пространство ствола скважины и изолировать его.

На фиг. 1A показан вариант осуществления скважинного устройства 17 до воздействия на него растворителя. Скважинное устройство 17, например, может являться пакером, обернутым вокруг секции насосно-компрессорной трубы 11 в стволе 15 скважины, проходящей пласт 16. На месте насосно-компрессорной трубы 11 может находиться труба, каротажный кабель, трос, колонна, гибкая насосно-компрессорная труба, и любое устройство, спускающееся в ствол 15 скважины. Скважинное устройство 17 может являться набухающим скважинным пакером, содержащим набухающий сердечник 12, заключенный в оболочку из покрытия 13. Кроме того, кольца/устройства 14 противодействия выдавливанию могут быть связаны с насосно-компрессорной трубой 11 на обоих торцевых концах набухающего сердечника 12 для направления расширения набухающего сердечника 12 в радиальном направлении. Ствол 15 скважины может включать или не включать в себя обсадную колонну.

Согласно вариантам осуществления изобретения, покрытие 13 может быть выполнено из материала, содержащего растворимый и нерастворимый в выбранной текучей среде компоненты. Выбранная текучая среда может представлять собой забойную скважинную текучую среду. Примеры забойной скважинной текучей среды включают в себя, но без ограничения этим, содержащие углеводороды текучие среды, подтоварную воду, буровой раствор на водной основе или рассол.

На фиг. 1B показан вид поперечного сечения варианта осуществления фиг. 1A. Показанное, скважинное устройство 17 обернуто вокруг насосно-компрессорной трубы 11 внутри ствола 15 скважины. Скважинное устройство 17 содержит набухающий сердечник 12 цилиндрической формы, заключенный в оболочку покрытия 13.

На фиг. 1C показан вариант осуществления скважинного инструмента 17 после воздействия на него растворителя (такого как забойная скважинная текучая среда). Когда растворимый компонент в покрытии 13 растворен растворителем, покрытие становится более проницаемым, поскольку оставшийся нерастворимый компонент может оставаться в виде соединенных между собой каналов, несоединенных каналов, пор или ячеек. Таким образом, проницаемость покрытия 13 должна увеличиваться со временем после воздействия на него забойной скважинной текучей среды. Это должно обеспечивать диффузию забойной скважинной текучей среды сквозь покрытие 13 для контакта с набухающим сердечником 12. В результате, набухающий сердечник 12 набухает и расширяется, обуславливая закрытие кольцевого пространства в стволе 15 скважины.

Как отмечено выше, покрытия, согласно вариантам осуществления изобретения могут быть выполнены из растворимого компонента, смешанного с нерастворимым компонентом, при этом растворимый компонент является растворимым в выбранной текучей среде. Примеры растворимых компонентов могут включать в себя растворимые в масле материалы, тогда как примеры нерастворимых компонентов могут включать в себя маслоотталкивающие (или маслонерастворимые) эластомеры. С такой комбинацией маслорастворимых и маслостойких материалов покрытия можно выполнять более проницаемыми для масла (гидрофобной текучей среды).

На фиг. 2 схематично показан способ изготовления такого покрытия посредством смешивания растворимого растворителем компонента с нерастворимым растворителем компонента или встраивания в него. В одном варианте осуществления растворимый компонент 21 может быть смешан с нерастворимым материалом 22 матрицы для образования материала 23 покрытия, включающего в себя растворимый компонент 21, встроенный (включенный в состав) в нерастворимый материал (матрицу) 22. Растворимые компоненты могут смешиваться с матрицей в любых физических формах, таких как частицы полимера, шарики или любые другие формы дискретного или непрерывного наполнителя или армирования. Нерастворимые материалы 22 матрицы, например, могут представлять собой полимеры, нерастворимые в масле, такие как нитриловые эластомеры. Растворимые материалы (наполнители или армирование) для применения на забое скважины могут представлять собой материалы, которые могут растворяться в забойных скважинных текучих средах, так что никаких дополнительных текучих сред или реагентов не требуется, чтобы сделать покрытие проницаемым. Например, такие растворимые материалы могут включать в себя растворимые в масле материалы, такие как полистирол, полиальфаметилстирол, полиолефины низкого молекулярного веса, сополимеры стирола и акрилонитрил, полиметилметакрилат, поликарбонат и любые другие полимеры, которые могут быть растворимыми в алифатических углеводородах, находящихся в добываемых текучих средах в вариантах применения на нефтепромысле. В данном случае, текучие среды, делающие покрытие проницаемым, могут быть одинаковыми с растворителями, запускающими набухание эластомерного сердечника.

Хотя описанные выше варианты осуществления используют покрытия, которые должны становиться более проницаемыми в гидрофобных текучих средах (например, маслах), согласно другим вариантам осуществления изобретения, проницаемость покрытий может быть увеличена в результате воздействия водой или текучими средами на водной основе. В данных вариантах осуществления материалы наполнителя являются водорастворимыми материалами, тогда как материалы матрицы являются нерастворимыми водой. Примеры водорастворимых материалов, которые можно использовать в вариантах осуществления изобретения, например, могут включать в себя полимеры (например, поливиниловые спирты) или соли (органические или неорганические соли).

Разработаны ли покрытия включающими в себя маслорастворимые или водорастворимые компоненты, составы или соотношения растворимых компонентов и нерастворимых компонентов можно регулировать для управления скоростями, с которыми покрытия становятся более проницаемыми. Растворимые компоненты и нерастворимые компоненты можно смешивать в любых необходимых соотношениях, с использованием любых подходящих способов, известных в технике. Например, дозировки растворимых компонентов могут составлять до 80% по весу всей смеси покрытия. Смеси можно приготавливать с использованием любого смесительного оборудования, известного в технике, такого как двухвальцовые станки, блендеры или закрытые смесители. Когда растворимые компоненты (которые могут быть выполнены в форме волокон или частиц) входят в контакт с проектными текучими средами (например, углеводородом или водой), они должны растворяться, оставляя после себя поры, каналы или ячейки в сшитой нерастворимой матрице (например, эластомерной матрице олеофобных эластомеров составов покрытия). В результате, вновь созданные каналы, поры, или ячейки могут улучшать проницаемость материала покрытия.

Некоторые варианты осуществления изобретения относятся к способам регулирования скорости набухания набухающих пакеров во время операций спуска в скважину. Конкретно, использование покрытий изобретения делает возможным предотвращение преждевременного набухания набухающих пакеров. Только после того, как набухающие пакеры достигли глубины установки, покрытия должны контактировать с текучими средами ствола скважины которые затем запускают растворение растворимых компонентов в покрытиях. Поэтому, данные способы могут обеспечивать установку набухающих пакеров без преждевременного вздутия пакера, при этом обеспечивая установку набухающих пакеров с надлежащими скоростями по достижении ими необходимой глубины.

Согласно вариантам осуществления изобретения (как показано на фиг. 1), проницаемость покрытия должна быть низкой, пока скважинный инструмент (такой как скважинный набухающий пакер) спускают в скважину. Когда инструмент размещен на необходимой глубине (например, после достижения пакером глубины установки), проницаемость покрытия увеличивается вследствие контактов с текучими средами в стволе скважины. Вначале, проницаемость слоя покрытия может заметно не увеличиваться, поскольку после первоначального контакта с текучими средами, растворимым частицам и волокнам может быть необходимо время для растворения и вымывания из матрицы базового эластомера. После первоначального этапа покрытие может постепенно становиться более проницаемым, поскольку после растворения первоначальной порции растворимых компонентов, в слое покрытия создается больше каналов, что, в свою очередь, способствует растворению и вымыванию растворимых компонентов в слое покрытия.

Тогда как постепенные увеличения проницаемости в покрытиях, описанных выше, могут быть получены с одним растворимым компонентом, зависящие от времени увеличения проницаемости могут быть дополнительно улучшены с использованием нескольких растворимых компонентов. Поэтому, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, можно использовать эластомерные покрытия с многочисленными растворимыми наполнителями, имеющими различную скорость растворения. Например, быстро растворяющиеся соли (такие как неорганические соли типа хлорида натрия) могут смешиваться с более медленно растворяющимися полимерами, такими как поливиниловый спирт. Смесь можно, в свою очередь, использовать, как растворимые компоненты (наполнители или армирование) в гидрофобных эластомерах для придания покрытиям различных скоростей увеличения проницаемости по воде или рассолу, тем самым, регулируя скорости набухания сердечников из набухающего полимера.

Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, покрытия могут быть выполнены из материалов, которые должны трескаться при растяжении, превышающем пороговое значение. Растяжение может быть вызвано набуханием эластомерных сердечников. Материалы, которые должны трескаться после чрезмерного растяжения включают в себя, например, покрытие HPC-3®, поставляемое Lord Corporation (Cary, N.C.). Такие материалы, когда обернуты вокруг эластомерами, которые могут расширяться в большой степени (такой как тройной этиленпропиленовый каучук с диеновым мономером (EPDM), который может набухать более чем на 250%) могут последовательно трескаться вследствие набухания заключенных в оболочку эластомеров.

Некоторые варианты осуществления изобретения относятся к способам и вариантам использования изменения проницаемости слоя покрытия со временем вследствие воздействия на сердечник из набухающего полимера и слой покрытия одинаковой текучей среды. Забойные скважинные текучие среды, например, могут являться содержащими углеводороды текучими средами. Увеличенная проницаемость покрытия должна делать больше углеводородов доступными для осуществления набухания сердечника из набухающего полимера. Когда слой покрытия постепенно становится все более проницаемым, набухание полимерного сердечника должно также происходить с увеличивающейся скоростью. Таким образом, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, одинаковую текучую среду можно использовать для изменения проницаемости покрытий и для набухания сердечников из набухающего полимера.

Как отмечено выше, слои покрытия некоторых вариантов осуществления изобретения могут использовать материалы, содержащие водорастворимые компоненты, включенные в состав или заделанные в гидрофобные (или водонерастворимые) компоненты (например, эластомерные матрицы). В данных вариантах осуществления, сердечники из набухающего полимера могут быть спроектированными такими, что они набухают, когда входят в контакт с подтоварной водой, буровым раствором на водной основе, или рассолом. Водорастворимые компоненты (например, частицы или армирование) могут быть выполнены из материалов, таких как поливиниловый спирт или металлический кальций, так что частицы растворяются, когда они входят в контакт с текучими средами на водной основе. Текучие среды на водной основе должны впоследствии проходить сквозь сердечник из набухающего полимера и осуществлять его набухание.

Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, покрытия могут быть нанесены поверх сердечников из набухающего полимера таким способом, что покрытия могут быть не связанными с набухающим эластомерным сердечником. Одной целью таких вариантов осуществления является обеспечение более быстрого набухания сердечника из набухающего полимера после прохождения текучих сред через слои покрытия. Такие варианты осуществления должны требовать меньшего времени набухания полимерных сердечников для уплотнения кольцевого пространства в стволе скважины.

На фиг. 3A показана схема одного такого варианта осуществления, в котором набухающий пакер обернут вокруг секции насосно-компрессорной трубы 31. Пакер включает в себя покрытие 33, не плотно связанное с сердечником 32 из набухающего полимера. В некоторых вариантах осуществления, стыки между покрытиями 33 и сердечниками 32 могут включать в себя промежуточные слои 35 (устраняющие связывание слои), содержащие каналы для проводки текучих сред для набухания сердечников 32 из набухающего полимера. Альтернативно, устраняющие связывание слои 35 могут быть выполнены из материала высокой проницаемости для текучих сред, вызывающих набухание сердечников 32 из набухающего полимера. Согласно некоторым вариантам осуществления, устраняющие связывание слои 35 могут просто содержать пустое пространство (промежуток) между покрытиями 33 и сердечниками 32 из набухающего полимера, или устраняющие связывание слои 35 могут содержать материалы, которые должны растворяться в текучих средах, оставляя после себя зазор между покрытиями 33 и сердечниками 32 из набухающего полимера. Устраняющие связывание слои 35 должны обеспечивать диффузию текучих сред вокруг сердечников 32 из набухающего полимера, создавая увеличенные площади контактной поверхности для ускорения процессов набухания. Это должно обеспечивать более быстрое набухание сердечника 32 из набухающего полимера для уплотнения кольцевого пространства на глубине установки в стволе 35 скважины.

На фиг. 3B схематично показан вариант осуществления фиг. 3A, в котором покрытие 33 разорвано или выполнено проницаемым. В результате, текучие среды 36 могут диффундировать или проникать сквозь покрытие 33 и приходить в устраняющий связывание слой 35. Текучая среда 36 в устраняющем связывание слое 35 может легко контактировать со всей поверхностью набухающего эластомерного сердечника 32. Таким образом, устраняющий связывание слой 35 делает возможным набухание сердечника из набухающего полимера 32 с большей скоростью.

Преимущества вариантов осуществления изобретения могут включать в себя одно или несколько из следующего. Варианты осуществления изобретения используют покрытия с элементом новизны для временной защиты набухающих сердечников, так что набухающие сердечники не должны преждевременно расширяться. Когда устройство изобретения достигает проектной зоны, текучие среды в проектной зоне можно использовать, чтобы сделать покрытия проницаемыми, тем самым, запуская процессы набухания.

Варианты осуществления изобретения могут исключать необходимость использования специальных текучих сред для улучшения проницаемости покрытия и необходимость закачки текучих сред или спуска тампонажных составов для изменения проницаемости покрытия. Таким образом, одинаковую текучую среду можно использовать для изменения проницаемости покрытий и осуществления набухания сердечников из набухающего полимера. Варианты осуществления изобретения могут обеспечивать относительно быстрое набухание набухающих сердечников без риска преждевременного расширения набухающих сердечников. Варианты осуществления изобретения являются особенно полезными в не обсаженном стволе скважины, который может иметь большие внутренние диаметры вследствие размывов и других явлений.

Хотя настоящее описание дает ограниченное число вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся данным описанием, должно быть ясно, что можно выработать другие варианты осуществления, которые не отходят от объема, раскрытого в данном документе. Соответственно, объем должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.

1. Скважинный инструмент, содержащий: набухающий сердечник, содержащий набухающий полимер, и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник, где покрытие выполнено из материала, содержащего смесь компонента, растворимого в выбранной текучей среде, и поперечно-сшитого эластомера, нерастворимого в выбранной текучей среде, где компонент, растворимый в выбранной текучей среде, представляет собой компонент, растворимый в забойной скважинной текучей среде, и является одним или несколькими веществами, выбранными из группы, состоящей из: полистирола, полиальфаметилстирола, полиолефинов низкого молекулярного веса, сополимеров стирола и акрилонитрила, полиметилметакрилата и поликарбоната; или где компонент, растворимый в выбранной текучей среде, представляет собой компонент, растворимый в текучей среде на водной основе, и является поливиниловым спиртом.

2. Скважинный инструмент по п.1, в котором выбранная текучая среда является забойной скважинной текучей средой и компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является одним или несколькими веществами, выбранными из группы, состоящей из: полистирола, полиальфаметилстирола, полиолефинов низкого молекулярного веса, сополимеров стирола и акрилонитрила, полиметилметакрилата и поликарбоната.

3. Скважинный инструмент по п.1, в котором выбранная текучая среда является текучей средой на водной основе и компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является поливиниловым спиртом.

4. Скважинный инструмент по п.1, в котором скважинный инструмент является пакером.

5. Скважинный инструмент по п.1, в котором скважинный инструмент расположен на насосно-компрессорной трубе или колонне.

6. Скважинный инструмент по п.1, в котором набухающий сердечник содержит полимер, набухающий под воздействием выбранной текучей среды.

7. Скважинный инструмент по п.1, в котором компонент, растворимый в выбранной текучей среде, содержит два различных материала, имеющих различные свойства по растворимости в выбранной текучей среде.

8. Скважинный инструмент по п.1, в котором скважинный инструмент дополнительно содержит слой, устраняющий связывание между набухающим сердечником и покрытием.

9. Способ регулирования скважинного инструмента, включающий: расположение скважинного инструмента в стволе скважины, при этом скважинный инструмент содержит: набухающий сердечник, содержащий набухающий полимер, и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник, где покрытие выполнено из материала, содержащего смесь компонента, растворимого в выбранной текучей среде, и поперечно-сшитого эластомера, нерастворимого в выбранной текучей среде, где компонент, растворимый в выбранной текучей среде, представляет собой компонент, растворимый в забойной скважинной текучей среде, и является одним или несколькими веществами, выбранными из группы, состоящей из: полистирола, полиальфаметилстирола, полиолефинов низкого молекулярного веса, сополимеров стирола и акрилонитрила, полиметилметакрилата и поликарбоната; или где компонент, растворимый в выбранной текучей среде, представляет собой компонент, растворимый в текучей среде на водной основе и является поливиниловым спиртом, и осуществление воздействия на скважинный инструмент выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника.

10. Способ по п.9, в котором скважинный инструмент является пакером.

11. Способ по п.9, в котором выбранная текучая среда является забойной скважинной текучей средой, содержащей углеводороды, и компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является одним или несколькими веществами, выбранными из группы, состоящей из: полистирола, полиальфаметилстирола, полиолефинов низкого молекулярного веса, сополимеров стирола и акрилонитрила, полиметилметакрилата и поликарбоната.

12. Способ по п.9, в котором выбранная текучая среда является текучей средой на водной основе и компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является поливиниловым спиртом.

13. Способ по п.9, в котором набухающий сердечник содержит полимер, набухающий под воздействием выбранной текучей среды.

14. Способ по п.9, в котором скважинный инструмент дополнительно содержит слой, устраняющий связывание между набухающим сердечником и покрытием.

15. Способ изготовления скважинного инструмента, включающий: приготовление набухающего сердечника, содержащего набухающий полимер; и заключение в оболочку покрытия набухающего сердечника, где при этом покрытие выполнено из материала, содержащего смесь компонента, растворимого в выбранной текучей среде, и поперечно-сшитого эластомера, нерастворимого в выбранной текучей среде, где компонент, растворимый в выбранной текучей среде, представляет собой компонент, растворимый в забойной скважинной текучей среде, и является одним или несколькими веществами, выбранными из группы, состоящей из: полистирола, полиальфаметилстирола, полиолефинов низкого молекулярного веса, сополимеров стирола и акрилонитрила, полиметилметакрилата и поликарбоната; или где компонент, растворимый в выбранной текучей среде, представляет собой компонент, растворимый в текучей среде на водной основе, и является поливиниловым спиртом.

16. Способ по п.15, в котором набухающий полимер набухает под воздействием выбранной текучей среды.

17. Способ по п.15, в котором покрытие не является плотно связанным с набухающим сердечником.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится устройству, используемому для испытаний на герметичность в скважине и трубопроводе. Устройство для удаления заглушки содержит трубчатый кожух, кольцевой кожух и поршень.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при пакеровании интервалов горизонтальной скважины. Обеспечивает фиксацию пакерного устройства в горизонтальном стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к уплотнительным элементам пакера, и может быть использовано для оснащения пакеров. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству, используемому в качестве заглушающего элемента, для проведения испытаний скважины, трубопровода или подобного устройства.

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения интервалов ствола обсадной колонны при освоении и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, при проведении опрессовки обсадной колонны и поиска негерметичности, при обработке пластов химическими реагентами под давлением, при проведении ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, осуществление которых требует создания высокого перепада давления на пакер, а также для работ с колтюбинговыми технологиями.

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и используется в устройствах, герметично разобщающих интервалы обсадной колонны (пакерах) в нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче флюида (нефти, газа и др.) или закачке рабочего агента в скважину при одновременно-раздельной эксплуатации одного или нескольких пластов, а также для периодического отсекания и изолирования пласта или интервалов негерметичности для контроля за герметичностью пакеров в процессе эксплуатации скважины.

Изобретение относится к скважинному устройству для использования со скважинным инструментом, имеющим разбухающий элемент, скважинному инструменту и способу его сборки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе в боковых и горизонтальных стволах с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации и изоляции зон несанкционированного водопритока. Устройство обеспечивает герметичность перекрытия заколонного пространства при значительном перепаде давления, необходимое прижатие герметизирующих элементов, исключение чрезмерного накопления герметизирующего материала, повышение надежности разобщения между стенками скважины и устройством. Устройство для разобщения пластов или продуктивного пласта горизонтальной скважины на отдельные зоны включает соединенные продольно-гофрированные трубы с герметизирующими элементами, которые размещены на участках с меньшей описанной окружностью. Также устройство включает верхний и нижний цилиндрические участки. Нижний участок снабжен башмаком, а верхний - посадочным переводником. Герметизирующие элементы выполнены замкнутыми по периметру трубы. Концевые участки продольно-гофрированных труб соединены сваркой и выполнены в виде продольно-гофрированных калиброванных раструбов с описанным диаметром, большим или равным описанному диаметру герметизирующих элементов. Толщина герметизирующих элементов и расстояние между ними выполнены с возможностью их распределения без взаимного перекрытия при расширении развальцевателем после выправления внутренним давлением. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин. Изобретение предотвращает преждевременное срабатывание инструмента установочного гидравлического, обеспечивает надежную пакеровку, улучшение герметичности пакера, а также повышение надежности механизма соединения-разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым. Пакер разбуриваемый состоит из ствола с нарезкой на наружной поверхности, герметизирующего элемента, разрывных плашек и конусов. Нижний торец нижней разрывной плашки выполнен наклонным. В верхней части ствола пакера установлен верхний разделитель в виде тарельчатого клапана. Инструмент установочный гидравлический состоит из штока, соединенного с адаптером, верхнего и нижнего цилиндров. Между штоком и верхним цилиндром установлены подвижные втулки и неподвижная втулка, образующие несколько полостей. Верхний цилиндр и адаптер, нижний цилиндр и корпус тарельчатого клапана соединены при помощи срезных винтов. К нижней части адаптера присоединена корзина с радиальными переточными отверстиями и радиальными отверстиями под защелки, упирающиеся в выступ нижней части ствола. К корзине прикреплено при помощи срезных винтов седло под сбрасываемый шар. Корзина соединена с концевой втулкой через переводник. К концевой втулке на срезных винтах прикреплено ограничительное кольцо и нижний разделитель в виде пробки-центратора с пружинным кольцом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к уплотнительным элементам, используемым в устройствах для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны скважины (пакерах). Изобретение обеспечивает повышение герметизирующих свойств пакеров, осуществление гарантированного возврата раздвижного кольца в исходное положение при извлечении пакера, надежность и долговечность работы пакеров за счет исключения затекания эластичного материала герметизирующего элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины, предотвращения разрушения резины при распакеровке. Уплотнительный узел пакера содержит герметизирующий элемент и установленное на одном из его торцов раздвижное кольцо. Раздвижное кольцо закреплено посредством штифта и образовано рядами внешних и внутренних сегментов, уложенных с взаимным перекрытием. Сегменты рядов выполнены с возможностью перемещения относительно друг друга. Каждый внешний сегмент соединен с двумя внутренними сегментами. Внешний сегмент соединен с одним из внутренних сегментов подвижно посредством штифта, а с другим - жестко при помощи заклепки. На внешних сегментах выполнен паз под штифт и отверстие под заклепку, а на внутренних сегментах - отверстие под штифт и под заклепку. Штифт выполнен в виде стержня с верхней и нижней шляпками, расположенными по обоим концам стержня. Верхняя шляпка имеет возможность движения по пазу внешнего сегмента. Нижняя шляпка, совместно с частью стержня внедрена в герметизирующий элемент. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Изобретение повышает долговечность и надежность работы устройства и имеет расширенные технологические возможности работы. Устройство для обработки пластов в скважине содержит пакер. Пакер включает в себя проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами и эластичную манжету. Штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения в нем. Также устройство содержит разобщитель. Разобщитель состоит из ствола с верхней и нижней резьбой и золотника. Золотник расположен внутри ствола и соединен с ним срезными элементами. Также он снабжен центральным осевым отверстием, конусной расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта, и нижним кольцом. Нижнее кольцо навернуто на нижнюю резьбу разобщителя и выполнено в виде крышки. Снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру - жесткозакрепленным на ней стержнем. Также она имеет осевые отверстия по окружности, пропускная способность которых больше пропускной способности центрального отверстия золотника. Стержень направлен в сторону золотника и имеет возможность герметичного взаимодействия с его осевым центральным отверстием после посадки шара на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Стопорное кольцо взаимодействует с кольцевой проточкой, которая расположена в нижней части ствола разобщителя и выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу. Фигурный паз на наружной поверхности проходного корпуса пакера выполнен в виде поперечной и продольной проточек, расположенных перпендикулярно друг к другу и соединенных между собой в нижней части продольной проточки. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективной обработки пласта под давлением, поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны и поиска негерметичности с использованием двух пакеров. Изобретение позволяет повысить эффективность проводимых в скважине работ, связанных с селективной обработкой пласта, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечить возможность передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантировать надежное удерживание пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления, обеспечить герметичное перекрытие проходного канала пакера. Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта содержит шток, уплотнительный элемент, корпус, переводник и клапан. На штоке пакера установлены составной уплотнительный элемент, верхний и нижний конуса, сверху и снизу от которых размещены верхний и нижний кожухи. В пазах кожухов установлены, соответственно, верхние и нижние опоры. Верхний кожух соединен с корпусом, а нижний кожух - с переводником. В пазу корпуса имеется шпонка. К нижнему переводнику присоединен гидравлический якорь. К нижней части гидравлического якоря прикреплен корпус клапана, внутри которого установлены защитные кольца с уплотнительной манжетой, поджатой снизу гайкой и контргайкой. К нижней части клапана прикреплен механический якорь. Внутри пакерно-якорного оборудования имеется устройство герметизации клапана, зафиксированное в верхнем переводнике пакера через упор. Устройство герметизации клапана состоит из стержня, штанги, на которую установлен фиксатор, и контргайки, накрученной на верхнюю часть устройства. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Пакер с электронным измерительным прибором включает ствол с уплотнительными элементами, разделительным элементом между ними, а также подвижными и неподвижными элементами. Пакер снабжен электронным измерительным прибором с датчиком для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов в процессе эксплуатации скважины. По первому варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен в герметичном пространстве с постоянным давлением между уплотнительными элементами. По второму варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен вне уплотнительных элементов или в уплотнительных и разделительных элементах, при этом датчик электронного измерительного прибора гидравлически связан с герметичным пространством с постоянным давлением между уплотнительными элементами. Способ эксплуатации пакера с электронным измерительным прибором включает спуск в скважину колонны труб с указанным пакером, замер и передачу параметров на поверхность скважины. Электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора устанавливают с возможностью гидравлического сообщения с пространством между уплотнительными элементами для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов, при этом осуществляют запакеровку пакера и образуют герметичное пространство с постоянным давлением между уплотнительными элементами в виде гидравлической камеры. После посадки пакера электронным измерительным прибором с датчиком замеряют параметры в указанном пространстве. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к системе и способам отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины. Обеспечивает увеличенные степени расширения и более высокие перепады давления депрессии в скважине, уменьшает напряжения, в противном случае создаваемые оправкой инструмента с пакером вследствие перепадов давления. Система отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины содержит единственный пакер. Пакер имеет структурный слой, который расширяется в стволе скважины и содержит множество дренажных отверстий в зоне расширения. Внутри структурного слоя расположен надувной баллон, а снаружи - уплотнительный слой. Каждое дренажное отверстие взаимодействует с уплотнительным слоем и дренажным элементом. Способ отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины содержит следующие стадии: охватывание надувного баллона внешним структурным слоем; соединение системы регулирования потока текучей среды с множеством дренажных отверстий; размещение дренажного элемента на каждом дренажном отверстии. Второй способ отбора текучей среды из конкретной зоны ствола скважины включает следующие стадии: выполнение единственного расширяющегося пакера с множеством дренажных отверстий; спуск единственного расширяющегося пакера в ствол скважины; расширение пакера; удаление фильтрационной корки бурового раствора из зоны ствола скважины; осуществление действия насосной системы. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 19 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области вторичного воздействия вакуумом на продуктивный пласт. Устройство для имплозионной обработки пласта содержит полый корпус с входящей в него депрессионной камерой и пакер. На корпусе телескопически установлена и зафиксирована срезным винтом крышка, соединенная снизу со штоком переменного сечения, имеющим ограничитель. Ограничитель установлен с возможностью взаимодействия с внутренним выступом корпуса. При этом шток переменного сечения установлен с возможностью взаимодействия с переточным отверстием корпуса. Крышка сверху соединена с колонной труб. Шток переменного сечения выполнен полым и сообщает внутреннее пространство колонны труб с депрессионной камерой. При этом полый шток переменного сечения оснащен конусной поверхностью, сужающейся снизу вверх и выполненной с углом наклона 10-20°. Пакер выполнен в виде чередующихся металлических колец и резиновых бочкообразных уплотнений. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности работы устройства, а также исключение загрязнения приустьевой территории продуктами имплозионной обработки пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для перекрытия межтрубного пространства добывающих скважин при проведении ремонтно-изоляционных работ. Обеспечивает возможность гидравлической посадки с помощью посадочного инструмента, с защитой ствола пакера от избыточного давления, возможность отсоединения посадочного инструмента от ствола пакера с сохранением герметичности лифтовой колонны труб и возможностью подачи изолирующего состава в подпакерную зону, возможность отсечки подпакерной зоны от осевого канала ствола пакера после окончания технологического процесса, возможность осуществления прямой или обратной промывки осевого канала лифтовой колонны труб, возможность многократного применения посадочного клапана. Разбуриваемый пакер состоит из ствола с башмаком на нижнем конце, в осевом канале которого установлен подпружиненный обратный клапан. На ствол установлены нижние и верхние разрывные плашки с разжимными конусами, уплотнительный элемент и подвижная опора с пакетом разрезных стопорных колец. Ствол снабжен внутренней расточкой на нижнем конце. В осевом канале ствола находится полый шток с удлинителем и цангой. Удлинитель имеет продольные пазы. Лепестки цанги снабжены головками, которые установлены с возможностью взаимодействия с внутренней расточкой ствола. Также они взаимодействуют с опорой на конус обратного клапана в его осевом канале через пазы удлинителя. Удлинитель снабжен дроссельной шайбой, радиальными отверстиями над ней и установлен с возможностью торцевого контакта с обратным клапаном башмака. Шток снабжен переходной муфтой с регулировочной гайкой и связан со стволом срезным элементом. 4 ил.

Изобретение относится к способам герметизации эксплуатационной колонны. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервалов нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины в интервал герметизации эксплуатационной колонны, далее производят одновременную посадку пакеров, после чего поочередно проверяют герметичность посадки нижнего и верхнего пакеров снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне свабированием по посадочному инструменту, причем сначала проверяют герметичность посадки нижнего пакера, а затем верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент с разделительным клапаном от левого переводника, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном из эксплуатационной колонны на поверхность. При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность. Технический результат - повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спускоподъемную операцию. 4 ил., 1 табл.
Наверх