DE60013420T2 - Verfahren zum ringförmigen abdichten - Google Patents

Verfahren zum ringförmigen abdichten Download PDF

Info

Publication number
DE60013420T2
DE60013420T2 DE2000613420 DE60013420T DE60013420T2 DE 60013420 T2 DE60013420 T2 DE 60013420T2 DE 2000613420 DE2000613420 DE 2000613420 DE 60013420 T DE60013420 T DE 60013420T DE 60013420 T2 DE60013420 T2 DE 60013420T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
tube
pipe
elastomer
seal
expanded
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
DE2000613420
Other languages
English (en)
Other versions
DE60013420D1 (de
Inventor
Gerard Martin BOSMA
Kerst Erik CORNELISSEN
Christianus Wilhelmus LOHBECK
Franz Marketz
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of DE60013420D1 publication Critical patent/DE60013420D1/de
Application granted granted Critical
Publication of DE60013420T2 publication Critical patent/DE60013420T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • E21B33/14Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like for cementing casings into boreholes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/10Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • E21B43/103Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like

Description

  • Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Abdichten eines Ringraumes zwischen Rohren oder zwischen einem Rohr und einem Bohrloch.
  • Üblicherweise wird zur Erzielung einer Abdichtung zwischen einem Rohr und einem Bohrloch der Ringraum (der Spalt zwischen der Auskleidung und dem Fels/der Formation) einem Zementiervorgang (oder Verpreßmörtelvorgang) unterworfen. Diese Behandlung wird normalerweise als Primärzementierung bezeichnet. Die Hauptaspekte der Primärzementierung bestehen darin, die Strömung zwischen verschiedenen Lagern zu isolieren, den äußeren oder inneren Drücken, die auf das Bohrloch einwirken, zu widerstehen, indem eine strukturelle Bewehrung geschaffen wird, und ein Korrodieren der Stahlauskleidung durch chemisch aggressive Fluide zu verhindern.
  • Eine schlechte Zementierarbeit kann zum Wandern von Lagerfluiden führen, sogar zu einer Gaswanderung durch Mikroringräume im Bohrloch führen, was nicht nur die Kostenwirksamkeit des Bohrloches reduziert, sondern auch ein „Ausbrechen" zur Folge haben kann, das zu einem beträchtlichen Schaden führt. Obzwar Reparaturarbeiten („Sekundärzementierung") möglich sind (im wesentlichen wird mehr Zement in die Spalten und in die Mikroringräume gedrückt), sind sie teuer und führen nicht immer zu den erwünschten Resultaten. Einer der Hauptnachteile der Verwendung von traditionellen Zementmaterialien, wie Klasse G-Zement (z.B. OPC: Ordinary Portland Cement), besteht darin, daß diese Materialien infolge des inhärenten Schrumpfens der Materialien keine gasdichte Abdichtung ergeben. Das Schrumpfen liegt typischerweise in der Größenordnung von 4–6 Vol.-%, was eine Gaswanderung durch Mikroringräume verursacht, die durch das Schrumpfen erzeugt werden.
  • Es ist nach dem Stand der Technik vorgeschlagen worden, ein Gemisch aus einem Schlamm eines Hydraulikzements und einer Gummikomponente zu verwenden, um die normalen Dichtungseigenschaften der konventionellen Zementmaterialien zu verbessern. Die den konventionellen Zementmaterialien anhaftenden Eigenschaften spielen aber bei solchen Abdichtungstechniken noch immer eine Rolle.
  • Das Zementieren kann auch zwischen Rohren ausgeführt werden, z.B. um ein korrodiertes oder beschädigtes Rohr zu fixieren oder die Festigkeit eines versetzten Rohres zu verbessern.
  • Eine Technik, die in der Ölindustrie als Expandieren von Bohrlochrohren bekannt ist, die normalerweise zur Vervollständigung eines nicht ausgekleideten Abschnittes eines Bohrloches in einer Untergrundformation eingebracht werden, weist ein Merkmal dahingehend auf, daß sie den Spalt zwischen der Außenfläche des Rohres und der Auskleidung und/oder dem Fels/der Formation verringert. Es ist jedoch nicht vorgesehen und in der Praxis unmöglich, auch nur eine geringe Dichtwirkung während dieses Expansionsvorganges zu erzielen.
  • In der europäischen Patentschrift 643,794 ist ein Verfahren zum Expandieren einer Auskleidung gegen die Wand eines Untergrundbohrloches offenbart, bei welchem die Auskleidung aus einem streckbaren Material besteht, das vorzugsweise befähigt ist, eine plastische Deformation von zumindest 25 % einachsiger Beanspruchung auszuhalten, und die Auskleidung kann durch einen Expansionsdorn expandiert werden, der durch die Auskleidung gepumpt oder gedrückt wird. Auch hier ist es nicht vorgesehen und in der Praxis unmöglich, auch nur einen geringfügigen Abdichtvorgang während des Expansionsvorganges vorzunehmen.
  • Es ist im Stand der Technik auch bekannt, daß Rohre mit Beschichtungen versehen werden können (die auch als „Überzug" bezeichnet werden), die normalerweise aufgebracht werden, um die Festigkeit des Rohres gegen die negative Einwirkung des Bohrfluids und anderer zirkulierender Materialien zu erhöhen (z.B. Frakturierungsmittel und aggressive Ölfeldsole). Wieder sind diese Maßnahmen nicht dazu bestimmt, eine Verbesserung hinsichtlich der Abdichtung zu erzielen.
  • Kürzlich ist in der internationalen Patentanmeldung WO 99/02818 ein Bohrlochverrohrungssystem vorgeschlagen worden, das im wesentlichen auf einem radial expandierbaren geschlitzten Rohrkörper beruht, der ein dehnbares Material an seiner Außenseite und ein Dichtelement innerhalb des rohrförmigen Körpers trägt, das an die Innenfläche des Körpers angreift. Es ist speziell ausgeführt, daß natürlich kein Elastomer-Fels-Kontakt an den Positionen der Schlitze stattfinden sollte, weil das Einströmen von Öl nicht unterbrochen werden sollte.
  • Deshalb muß das in der WO 99/02818 beschriebene System als ein System angesehen werden, welches die Strömung von Fluid an bestimmten Stellen (was wegen des Vorhandenseins der Schlitze vorgesehen ist) und nicht an anderen Stellen gestattet, wobei dies durch die Kombination von drei Elementen erreicht wird: die Verwendung eines expandierbaren Rohres, das Vorhandensein eines dehnbaren Materials an der Außenseite des Rohrkörpers und die Verwendung eines Dichtelementes innerhalb des expandierbaren geschlitzten Rohrkörpers.
  • In der Beschreibung der WO 99/02818 findet sich kein Hinweis auf expandierbare feste Rohre.
  • In der kürzlich veröffentlichten internationalen Patentanmeldung WO 99/06670 wird auf ein Verfahren zum Erzeugen einer Zonenisolierung zwischen dem Äußeren und dem Inneren eines nicht ausgekleideten Abschnittes eines Untergrundbohrlochsystems Be zug genommen, das nahe einem Bohrlochabschnitt angeordnet ist, in dem eine Auskleidung vorhanden ist. Die Zonenisolierung wird durch Einsetzen eines expandierbaren Rohres durch die bestehende Bohrlochauskleidung in einen nicht ausgekleideten Abschnitt, wie einen Zweigabschnitt, des Untergrundbohrlochsystems und nachfolgendes Expandieren des expandierbaren Rohres erzielt, derart, daß ein Ende gegen die Wand des nicht ausgekleideten Abschnittes des Bohrlochsystems gepreßt wird, und die Außenfläche des anderen Endes gegen die Innenfläche des Bohrloches gepreßt wird, wodurch ein Preßsitz erzeugt wird, der befähigt ist, eine Scherbindung und hydraulische Dichtung zwischen den umgebenden Flächen zu erzielen. Es ist möglich, ein Dichtungsmaterial zwischen den umgebenden Flächen vor dem Expandieren des Rohres einzusetzen.
  • Es ist klar, daß das in der internationalen Patentanmeldung WO 99/06670 vorgeschlagene Verfahren darauf abzielt, in Verbindung mit bearbeiteten Rohren verwendet zu werden, die sehr gleichmäßig sind, und die gebildeten hydraulischen Dichtungen sind wegen der konzentrischen Natur der umgebenden Flächen nützlich.
  • Die US-A-3297092 offenbart ein Verfahren gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1.
  • Die US-A-3179168 offenbart auch ein Verfahren gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1.
  • Die US-A-5833001 offenbart ein Verfahren zum Abdichten eines Rohres in einem Bohrloch durch Expandieren einer Epoxyhülse gegen die Innenfläche des Rohres unter Verwendung eines aufblasbaren Balgens.
  • Es ist nun erkannt worden, daß unter anspruchsvolleren Bedingungen, insbesondere wenn die Rohre oder ein Rohr und das Bohrloch relativ zueinander weniger konzentrisch sind und auch in den Radialdimensionen variieren können, die Erzielung von adäquaten Abdichtungen durch einfaches Expandieren, selbst unter Verwendung eines Dichtungsstückes, nicht länger möglich ist. Selbst Systeme, die anfänglich wegen der konzentrischen oder im wesentlichen konzentrischen Natur der Rohre oder der Rohre und des Bohrloches gut abgedichtet sind, verschlechtern sich über den Zeitablauf infolge einer Vielzahl von Umständen, wie Korrosion, Verdrängungskräften u.dgl. Dies bedeutet, daß das Erfordernis besteht, ein Dichtungssystem zu schaffen, das unter praktischen Bedingungen und vorzugsweise über lange Strecken arbeitet. Überdies sollte ein solches Dichtungssystem befähigt sein, seine Dichtwirkung über eine lange Zeitspanne, während welcher sich die Bedingungen ändern können, wie vorstehend erläutert, zu erfüllen.
  • Es ist ein Verfahren gefunden worden, welches es gestattet, qualitativ gute Dichtungen zu bilden, wenn das Expansionsmerkmal eines expandierbaren Rohres angewendet wird, um eine Abdichtung basierend auf wärmeaushärtendem oder thermoplastischem Material zu erzielen.
  • Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Abdichten von Ringräumen zwischen zwei Rohren oder zwischen einem festen Rohr und einem Bohrloch, welches die Verwendung eines wärmeaushärtenden oder thermoplastischen Materials zur Formung der Dichtung zwischen zumindest einem Teil der Außenfläche des Rohres und zumindest einem Teil der Innenfläche des anderen Rohres oder des Bohrloches, in welchem die Dichtung durch Expandieren des inneren Rohres ausgebildet wird, umfaßt.
  • Die wärmeaushärtenden und thermoplastischen Materialien, die zur Erzielung der Dichtung zwischen Rohren oder zwischen einem Rohr und einem Bohrloch verwendet werden, werden für den Zweck der vorliegenden Erfindung als amorphe Polymermaterialien bezeichnet, die sich in einem glasigen und/oder gummiartigen Zustand befinden. Der Aggregatszustand von amorphen Polymermaterialien kann im allgemeinen in bezug zur Temperatur mit Hilfe seiner Steifigkeit definiert werden, da die Steifigkeit der wichtigste Parameter hinsichtlich der Aggregatunterschiede ist.
  • Die Steifigkeit ist jene Kraft, die erforderlich ist, um eine bestimmte Verformung zu bewirken. Wenn die Kraft pro Oberflächeneinheit des Querschnittes (Spannung s) genommen wird, und die Verformung (e) als Funktion der anfänglichen Länge (l) als e = Δl/l ausgedrückt wird, so ist die Steifigkeit der Quotient dieser beiden Werte, auch ausgedrückt als Elastizitätsmodul und als E = s/e. Für jedes Polymermaterial kann eine Graphik zwischen Log E (y-Achse) und Temperatur (x-Achse) aufgetragen werden, welche die drei Zonen und die entsprechenden Übergangspunkte zeigt. Die drei Zonen sind glasartig (niedrigste Temperatur, höchstes E), gummiartig (niedrigeres E und höhere Temperatur) und flüssig (niedrigstes E und höchste Temperatur). Die Übergangspunkte werden normalerweise als Glasübergangspunkte (Tg) und Schmelzübergangspunkte (Tm) bezeichnet.
  • Die zur Bildung der Dichtungen in Betracht gezogenen Materialien innerhalb des Rahmens der vorliegenden Erfindung haben glasartige und/oder gummiartige Natur vor dem Expandieren, und eine gute Leistung wird erhalten, wenn sie diese Natur vollständig oder zu einem großen Ausmaß beibehalten. Es ist möglich, daß wegen des Temperaturregimes, das auch durch die Reibungskräfte beeinflußt wird, die während des Expandierens freigesetzt werden, ein Teil oder das gesamte glasartige Mate rial in einen gummiartigen Zustand übergeführt wird. Für bestimmte Materialien kann dies vom Standpunkt der Dichtung ein Vorteil sein, weil der Elastizitätsmodul für gummiartige Materialien ein 100-1000-fach niedrigerer als er für das gleiche Material in dessen glasartigem Zustand sein kann.
  • In einem gewissen Ausmaß können die amorphen Polymermaterialien einen bestimmten Grad an Kristallisation haben. Die Auswirkung von kristallinem Material ist bei glasartigen Materialien klein, insbesondere deren mechanischen Eigenschaften, und größer bei gummiartigen Materialien, weil bei diesen Materialien der Übergang in den gummiartigen Zustand verzögert ist.
  • Es ist auch möglich, bitumenhaltige Polymermaterialien zu verwenden, um die Dichtungen gemäß der vorliegenden Erfindung zu bilden. Im Handel erhältliche Bitumen enthaltende Elastomere können vorteilhaft als Dichtmaterialien verwendet werden.
  • Beispiele von amorphen Polymeren, die bei dem Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung verwendet werden können, sind Butadien- und Isoprenkautschuk, die einen gummiartigen Zustand bei Umgebungstemperatur haben, was noch in verstärktem Maß der Fall ist, wenn sie vulkanisiert sind. Materialien wie PVC und Polystyrol sind Repräsentanten für glasartige Materialien bei Umgebungstemperatur. Copolymere von gummiartigen und glasartigen Materialien sind auch von Interesse; ihre Eigenschaften werden hauptsächlich durch den relativen Betrag der geeigneten Homopolymere bestimmt.
  • Zweckmäßig können die zur Bildung der Dichtungen verwendeten Materialien bereits als Überzüge auf den Außenflächen der (inneren) Rohre, die zu expandieren sind, vorhanden sein. Die Dicke der Beschichtung kann abhängig von der Art des in Betracht gezogenen Materials, des abzudichtenden Ringraumes und der ausgeübten Expansionskraft variieren. Beschichtungen im Bereich von 0,02–10 cm können zweckmäßig angewendet werden. Gute Resultate wurden in kleinem Umfang mit Beschichtungen, deren Dicke im Bereich von 0,05–2 cm lag, erzielt.
  • Die Beschichtungen können insgesamt oder nur teilweise an der Außenfläche des zu expandierenden Rohres vorhanden sein, und sie können auch Vorsprünge oder Vertiefungen aufweisen, insbesondere, wenn der abzudichtende Ringraum in verschiedenen Zonen über die Länge des Rohres abgedichtet werden soll.
  • Eine Abdichtung wird erzielt, wenn sowohl die axiale als auch die radiale Strömung im wesentlichen oder vollständig verhindert werden. Ein zusätzlicher Vorteil der Dichtungsmethode gemäß der vorliegenden Erfindung besteht darin, daß im Falle einer Dichtung zwischen einem Rohr und einer Auskleidung die anfängliche Kollabiergeschwindigkeit des Systems nahezu oder vollständig wiederhergestellt wird. Bekannte Dichtungskörper (von begrenzter Länge) haben nur eine marginale Fähigkeit, die Collapse Rating einer anfänglichen Verrohrung wiederherzustellen, unabhängig von der Tatsache, daß solche Dichtungsstücke ordnungsgemäß angewendet werden können, wenn nur marginale Beanspruchungen im Spiel sind (wie das Absperren von ausgewaschenen Abschnitten horizontaler Bohrlöcher).
  • Die vorliegende Erfindung weist eine Anzahl von alternativen Lösungen auf, die abhängig von der Art der Untergrundformation und der Menge an tatsächlich erforderlicher oder bevorzugter Abdichtung verwendet werden können.
  • Im Prinzip ist es möglich, eine kontinuierliche Dichtung zwischen der Außenfläche eines Rohres und der Innenfläche eines anderen Rohres und eines Bohrloches herzustellen, je nach dem betreffenden Fall (d.h. die gesamte Außenfläche des Rohres ist in die Abdichtung involviert), doch ist es häufig ausreichend oder sogar bevorzugt, Abdichtungen nur an bestimmten Teilen der gesamten (im Bohrloch befindlichen) Außenfläche des Rohres herzustellen, was zu einer Zonenisolierung führt. Wenn im Zusammenhang mit dieser Beschreibung der Ausdruck „zumindest ein Teil der Außenfläche" verwendet wird, so umfaßt er sowohl die gesamte Außenfläche als auch eine Zonenisolierung (wenn nicht anders angegeben).
  • Es wurde gefunden, daß das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung es gestattet, Dichtungen über große Distanzen zu bilden, beispielsweise mehr als 15 Meter, insbesondere mehr als 25 Meter, und zweckmäßig über größere Distanzen, die Hunderte von Metern betragen können. Kleinere Distanzen sind ebenfalls möglich, doch eignet sich das Verfahren besonders zum Abdichten größerer Strecken. Es sei bemerkt, daß konventionelle Dichtungen eine maximale Länge von etwa 13 Metern (etwa 40 Fuß) haben. Es ist auch möglich, eine Zonenisolierung für bestimmte Bereiche des Rohres zu schaffen oder Dichtungen zu erzeugen, die mit nicht abgedichteten Zonen alternieren.
  • Bei einem ersten Ausführungsbeispiel des Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung, das von besonderem Vorteil zur Schaffung von Dichtungen in Verbindung mit Bohrlöchern ist, die einen im wesentlichen kreisförmigen Querschnitt haben (auch als „Kanonenrohrform" bezeichnet), wird die Abdichtung durch Einbringen eines expandierbaren Rohres in das Bohrloch erzeugt, wobei das Rohr zumindest teilweise mit einem wärmeaushärtenden oder thermoplastischen Material ausgekleidet ist, gefolgt von einem Expandieren des Rohres.
  • Konventionelle Elastomere können zweckmäßig für diese Art der Anwendung verwendet werden. Beispielsweise sind Nitrilkautschuke bestens für niedrige oder moderate Temperaturanwendun gen geeignet. Niederbeanspruchte Fluorelastomere (z.B. VITON (VITON ist eine Handelsmarke)) können für anspruchsvollere Bedingungen angewendet werden. „Special Service" Fluorelastomere würden unter extrem feindlichen Bedingungen angewendet. Beispiele geeigneter Fluorelastomere sind z.B. Materialien, die als AFLAS oder KALREZ (AFLAS und KALREZ sind Handelsmarken) bezeichnet werden. Silikone und Fluorsilikone sind weitere Beispiele von Materialien, die zweckmäßig in dem Verfahren zur Ringabdichtung gemäß der vorliegenden Erfindung verwendet werden können.
  • Die Elastomermaterialien können an den Rohren als Schicht durch im Stand der Technik bekannte Verfahren aufgetragen sein, die hier nicht im Detail erläutert werden, wie konventionelle Compoundtechniken, z.B. solche, die bei der Herstellung von elektrischen Kabeln angewendet werden.
  • Es ist möglich, die Zusammendrückbarkeit der Elastomermaterialien zu verbessern, indem sogenannte geschlossene Zellstrukturen angewendet werden, insbesondere, wenn ein Gebrauch in seichten Bedingungen in Betracht gezogen wird, oder expandierte, dehnbare Mikrobläschen. Im wesentlichen wirken hohle Mikrokugeln wie kleine Ballons, die eine zusätzliche Zusammendrückbarkeit des Elastomers während des Expandiervorganges ermöglichen und Volumenänderungen kompensieren, die auf das teilweise Einziehen der Verrohrung nach dem Expandiervorgang zurückzuführen sind. Beispiele von geeigneten Materialien umfassen EXPANCELL und MICROSPHERE FE (EXPANCELL und MICROSPHERE FE sind Handelsmarken). Diese Anwendungen sind besonders geeignet, wenn ein Ringraum zwischen Rohren bei niedrigem Druck abgedichtet wird.
  • In dem zweiten Ausführungsbeispiel des Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung, das von besonderem Vorteil zur Bildung von Dichtungen im Zusammenhang mit Bohrlöchern ist, die eine im wesentlichen elliptische Gestalt haben, aber ohne extensive Auswaschungen und andere grobe Durchmesseränderungen, wird die elastomere Dichtung geformt, indem ein expandierbares Rohr, das zumindest teilweise mit einem thermoplastischen Elastomer überzogen ist, in das Bohrloch gebracht wird, gefolgt von einem Expandieren des Rohres.
  • In derartigen Situationen erscheint es, daß statt eines konventionellen wärmeaushärtenden Elastomers (dessen Gestalt im wesentlichen nach dem Vulkanisieren durch Schmelzen nicht geändert werden kann) ein thermoplastisches Elastomer verwendet werden sollte. Das Verfahren wird vorzugsweise derart angewendet, daß das Erhitzen in dem Bohrloch stattfindet, wenn der Expansionsvorgang durchgeführt wird. Es ist auch möglich, glasartige Materialien in diesen Situationen zu verwenden.
  • Thermoplastische Elastomere, die zweckmäßig in diesem besonderen Ausführungsbeispiel angewendet werden können, umfassen vulkanisiertes EPDM/Polypropylenmischungen, wie SARLINK (SARLINK ist eine Handelsmarke) oder Polyetherether und Polyetherester, wie beispielsweise ARNITEL (ARNITEL ist eine Handelsmarke).
  • Das Erhitzen des Bohrloches vor und/oder während des Expansionsvorganges kann durch irgendwelche üblichen Heiztechniken ausgeführt werden. Beispiele solcher Techniken umfassen die Verwendung von heißer Flüssigkeit, vorzugsweise einer zirkulierenden heißen Flüssigkeit, die auf konventionelle Weise wiedererhitzt werden kann, die Verwendung von Hitze, die durch entsprechende chemische Reaktionen erzeugt wird, oder die Verwendung von Elektrizität, um Hitze in der Untergrundformation zu erzeugen. Das Ergebnis der Anwendung von Hitze wird sein, daß das thermoplastische Elastomer, das sich in halbfestem Zu stand befindet oder in diesen übergeführt wird, bessere Möglichkeiten findet, die unregelmäßigeren Querschnitte des Bohrloches zu füllen, und auch in einem weitaus größeren Ausmaß.
  • Wieder ist es möglich, die Zusammendrückbarkeit des thermoplastischen Elastomers zu erhöhen, indem expandierte dehnbare Mikrobläschen als Füller verwendet werden, vorausgesetzt, daß ihre Hüllen während des Schmelzvorganges des thermoplastischen Elastomers, der während des Expansionsprozesses vorgenommen wird, im wesentlichen intakt bleiben. Mikroballons mit einer Hülle aus Nylon können vorteilhaft angewendet werden.
  • In einem dritten Ausführungsbeispiel des Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung, das von besonderem Vorteil zur Bildung von Dichtungen im Zusammenhang mit sogenannten Offenlochabschnitten ist, d.h. Abschnitten, in denen das Rohr, welches eingesetzt wird, sehr unregelmäßig ist (was gelegentlich als großer Auswasch- und/oder Hohlraumabschnitt bezeichnet wird), wobei die Elastomerdichtung geformt wird, indem ein in situ vulkanisierendes Elastomersystem in dem Bohrloch angeordnet wird, wobei das Elastomer sodann einem Expandieren des Rohres im Bohrloch unterworfen wird. Es ist auch möglich, Materialien anzuwenden, die sich vorherrschend in einem glasartigen Zustand befinden, wie teilweise gesättigte Polyester (wie die entsprechenden Vinylester), Epoxidharze, Diallylphthalatester (geeignete Materialien umfassen jene, auf die als DAP (das „Ortho"-Harz) und DAIP (das „Meta"-Harz") Bezug genommen wurde, aminoartige Formaldehyde (wie Harnstofformaldehyd und Melaminformaldehyd), Cyanatester und wärmeaushärtende Polyimide (wie Bismaleimide) und alle anderen wärmeaushärtenden Ester.
  • Bei einem bevorzugten Ausführungsbeispiel wird ein in situ vulkanisierbaren Zweikomponentensystem angewendet, um die ent sprechende Dichtung herzustellen. Es gibt eine Anzahl von Wegen, um die angestrebte Dichtung zu erzielen.
  • In einem ersten Modus wird in Betracht gezogen, einen ringförmigen Hohlraum mit dem (flüssigen) Zweikomponentensystem zu füllen und es dem Rohr (das mit einem Rückschlagventil versehen ist) zu gestatten, in das Zweikomponentensystem einzutauchen und es sodann dem System zu gestatten, sich zu setzen, wonach der Expansionsvorgang des Rohres ausgeführt wird.
  • Bei einem zweiten Modus ist vorgesehen, daß der Expansionsprozeß des Rohres vor dem Setzen des Zweikomponentensystems stattfindet. Das rohrförmige Expansionssystem wird in dieser Situation in dem sogenannten „von hinten nach vorne"-Modus durchgeführt, wodurch die noch nicht gesetzte Elastomerlösung in den Mikroringräumen zur Erzeugung einer „Gummidichtung" setzen gelassen wird.
  • Geeignete Materialien für diesen Betriebsmodus, in welchem ein in situ vulkanisierbares Elastomersystem verwendet wird, sind sogenannte RTV (Room Temperature Vulcanisable) Zweikomponentensilikonkautschuke, die zweckmäßig hinsichtlich der erhöhten Temperaturen und Drücke verzögert werden können, die häufig in Öl- und/oder Gasbohrlöchern angetroffen werden. Bezug genommen wird in diesem Zusammenhang auf Materialien, die im Handel von Dow Corning erhältlich sind und als 3-4225, 3-4230, 3-4231, 3-4232 und 4-4234 gekennzeichnet sind. Es wird angenommen, daß diese Materialien vorteilhaft hinsichtlich ihrer sogenannten „Zusatzhärtungseigenschaften" angewendet werden. Es ist auch möglich, Elastomerverbindungen auf der Basis von Epoxymischungen zu verwenden, wie die WELLSEAL-Reihe von Produkten (WELLSEAL ist eine Handelsmarke), die im Handel von Shell erhältlich ist.
  • Für spezifische Definitionen der Klassen von Mischungen, die hier in Betracht gezogen werden, wird auf das Engineered Materials Handbook, Desk Edition, 2. Ausgabe (1998), ISBN 0-87170-283-5, Seiten 251–281, Bezug genommen.
  • Wiederum ist es möglich, die Elastomerdichtung durch Aufblasen derselben entweder mit einem eingebauten „chemischen Treibmittel", wie GENITOR (GENITOR ist eine Handelsmarke), oder durch Verwendung dehnbarer Mikrobläschen, die in einer flüchtigen Flüssigkeit enthalten sind, wie EXPANCELL DU (EXPANCELL ist eine Handelsmarke), vorzuspannen. Auch Füller, die wegen einer Feststoff/Feststoff- oder Feststoff/Flüssigkeitstransformation bei erhöhter Temperatur voluminöser sind, können zweckmäßig angewendet werden.
  • Es ist einer der Vorteile des Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung, daß aufwickelbare oder aufgewickelte Rohre verwendet werden können, was wesentliche Vorteile u.a. von einem Logistikstandpunkt aus hat. Wie vorher erwähnt, ist es äußerst zweckmäßig, expandierbare Rohre in aufwickelbarer oder aufgewickelter Form zu verwenden, die mit einem Überzug versehen sind, entweder auf der gesamten Außenfläche des Rohres oder auf speziellen Teilen der Außenfläche, wenn das Rohr für Zonenisolierungsaufgaben verwendet werden soll, u.zw. bereits im Herstellungsstadium.
  • Es ist auch möglich und tatsächlich bevorzugt, aufwickelbare oder aufgewickelte Rohre zu verwenden, die in dem entsprechenden Überzug bereits Elektrokabel und/oder hydraulische Leitungen enthalten, die dazu eingesetzt werden können, Fernfühler- und/oder Steuervorgänge durchzuführen, wenn das Rohr in einem entsprechenden Fördermodus verwendet wird. In dem in situ Vulkanisiermodus ist es möglich, (bewehrte) Kabel und/oder Leitungen am Äußeren des auf wickelbaren oder aufgewickelten Roh res zu befestigen und telemetrische und/oder Bohrlochkontroll-Aktivitäten durchzuführen.
  • Das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung kann zweckmäßig beim Reparieren oder Aktualisieren beschädigter oder abgenützter Rohre, insbesondere Leitungsrohre, angewendet werden. Ein zweckmäßiges Verfahren besteht darin, einen Teil oder das gesamte Rohr mit einem Innenrohr zu versehen und eine Abdichtung gemäß der Erfindung durch Expandieren des Innenrohres und dadurch eine Dichtung unter Verwendung des vorstehend erläuterten wärmeaushärtenden oder thermoplastischen Materials als Material(ein) zu erzeugen, welche die Abdichtung wegen des Expandierens des Innenrohres bilden.
  • Das Expandieren des Rohres, das obligat ist, um eine elastomere Abdichtung, wie vorstehend beschrieben, zu erzielen, kann zweckmäßig ausgeführt werden, wie dies im Stand der Technik erläutert ist. Bezug genommen wird u.a. auf die veröffentlichte Patentanmeldung WO 97/03489, in welcher das Expandieren eines Rohres, insbesondere eines Rohres aus einer Stahlqualität, beschrieben ist, welches einer Kornhärtung durch den Expansionsvorgang unterworfen wird.
  • Der Expansionsvorgang ist im wesentlichen darauf gerichtet, einen Expansionsdorn durch ein Rohr zu bewegen (das gelegentlich als „Futter" bezeichnet wird), wobei der Dorn in der Richtung verjüngt ist, in welcher der Dorn durch das Rohr bewegt wird, wobei der Dorn einen größten Durchmesser hat, der größer als der Innendurchmesser des Rohres ist. Durch Bewegen des Dornes durch das Rohr wird der Durchmesser des Rohres vergrößert. Dies kann dadurch erfolgen, daß ein Expansionsdorn nach unten durch das Rohr gedrückt wird; oder zweckmäßigerweise durch nach oben Ziehen eines Expansionsdornes, der nach oben verjüngt ist, durch das Rohr hindurch.
  • Zweckmäßig enthält der Expansionsdorn einen Expansionsabschnitt, der eine konische keramische Außenfläche und einen Dichtabschnitt hat, der an einem solchen Abstand von dem Expansionsabschnitt angeordnet ist, so daß der Dichtabschnitt beim Pumpen des Dornes durch das Rohr an einem plastisch expandierten Teil des Rohres angreift. Es ist auch möglich, einen Dorn zu verwenden, der Heizmittel enthält, um den Expansionsvorgang zu erleichtern.
  • Die Verwendung einer keramischen konischen Fläche reduziert die Reibungskräfte während des Expandiervorganges, und da der Dichtabschnitt an dem expandierten Rohr angreift, wird verhindert, daß hydraulische Kräfte zu einem übermäßigen Expandieren des Rohres führen. In solchen Fällen wird es bevorzugt, daß der Expansionsdorn eine Lüftungsleitung enthält, um irgendwelche Fluide auszutragen, die in dem Bohrloch und in dem Rohr vor dem Expansionsdorn zur Oberfläche vorhanden sind.
  • Im allgemeinen ist es vorteilhaft, Expansionsdorne zu verwenden, die einen halben Scheitelwinkel zwischen 15° und 30° aufweisen, um übermäßige Reibungskräfte (bei kleineren Winkeln) oder eine übermäßige Hitzedissipation und Unterbrechungen der Vorwärtsbewegung der Vorrichtung (bei größeren Winkeln) zu verhindern. Für bestimmte Anwendungen, insbesondere im Falle einer „Endabdichtung" wäre es zweckmäßig, Dorne anzuwenden, die einen kleineren Konuswinkel haben. Zweckmäßig werden halbe Konusscheitelwinkel zwischen 10° und 15° angewendet. Kleine Konuswinkel sind zum Expandieren innen fluchtender mechanischer Verbindungen günstig, weil sie die Wirkung der plastischen Biegung verringern und dadurch sicherstellen, daß die expandierte Verbindung im Inneren bündig ist.
  • Ein inhärentes Merkmal des Expandiervorganges mittels des Durchtreibens eines Dornes besteht darin, daß der Innendurch messer des expandierten Rohres im allgemeinen größer als der maximale Außendurchmesser des Dornes ist. Diese übermäßige Verformung wird als Überschußexpansion bezeichnet. Überschußexpansion kann durch Ausbilden des Dornes mit einer parabolischen oder elliptischen Gestalt vergrößert werden, wodurch der Anfangsöffnungswinkel des Konus auf ein Maximum von 50° vergrößert wird, während der durchschnittliche halbe Scheitelwinkel zwischen 15° und 30° beibehalten wird. Die Überschußexpansion kann etwa fünfmal vergrößert sein. Dies gestattet es in der Tat, den Flächendruck zwischen dem expandierten Rohr und dem Gummidichtungselement zu erhöhen und die Ringdichtungskapazität zu vergrößern.
  • Das Rohr kann derart expandiert werden, daß der Außendurchmesser des expandierten Rohres geringfügig kleiner als der Innendurchmesser des Bohrloches oder irgendeiner Auskleidung ist, die im Bohrloch vorhanden ist, und irgendwelcher Fluide, die im Bohrloch und im Rohr vor dem Expansionsdorn vorhanden sind, wobei diese axial nach oben über den ringförmigen Raum verdrängt werden, der noch immer oberhalb der Dichtung vorhanden ist, die durch die Expansionswirkung des Dornes erzeugt worden ist oder erzeugt wird, während dieser durch das Rohr nach oben gezogen wird.
  • Die Erfindung bezieht sich auch auf ein Bohrloch, das mit einem Rohr ausgestattet ist, welches durch das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung abgedichtet ist. In diesem Fall kann das Rohr als Förderrohr dienen, durch welches Kohlenwaserstofffluid zur Oberfläche transportiert wird und durch welches gegebenenfalls eine vorzugsweise auf wickelbare Service- und/oder Killeitung über zumindest einen wesentlichen Teil der Länge des Rohres bewegt wird, so daß Fluid zum Boden des Bohrloches nach unten gepumpt werden kann, während Kohlenwasser stofffluid über das umgebende Förderrohr nach oben befördert wird.
  • Wie vorstehend erörtert, ist das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung besonders zum Abdichten eines Ringraumes zwischen zwei festen Rohren oder zwischen einem festen Rohr und einem Bohrloch geeignet, wenn zumindest eines der Rohre oder das Rohr oder das Bohrloch, je nach dem betreffenden Fall, weniger konzentrisch ist und möglicherweise auch in den Radialdimensionen variiert, so daß eine einfache Dichtungsoperation basierend auf einer Scherbindung oder einer hydraulischen Dichtung nicht mehr adäquat ist, selbst wenn ein Dichtungsmaterial angewendet wird, wie es in der internationalen Patentanmeldung WO 99/06670 beschrieben ist.
  • Die Spezifikationen der Durchmesser der Rohre und der Auskleidungen werden normalerweise in Herstellungstoleranzen angegeben. Bezug genommen wird auf die Veröffentlichungen durch das American Petroleum Institute, 1220 L Street, Northwest Washington D.C., 20005: Specification for Line Pipe (API SPECIFICATION 5L, 41. Ausgabe, 1. April 1995) und Specification for Casing and Tubing (API SPECIFICATION 5CT, 5. Ausgabe, 1. April 1995). Im allgemeinen sind die Toleranzen so eingestellt, daß sie höchstens 1 % des entsprechenden Durchmessers betragen. Das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung kann zweckmäßig angewendet werden, wenn Materialien (Rohre oder Rohre und Auskleidungen) involviert sind, die 50 % oder mehr von der Normaltoleranz abweichen, wie sie vom Hersteller angegeben wird. Es ist klar, daß größere Abweichungen häufig unter Feldbedingungen auftreten und daß das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung eine größere wirtschaftliche Bedeutung erhält, wenn die Abweichungen größer werden. Abweichungen von mehr als 200 % oder mehr als 500 % oder sogar zumindest 1000 % der ursprünglichen Toleranzen treten häufig auf und erfordern das Vorsehen von Dichtungen gemäß dem Verfahren nach der vorliegenden Erfindung.
  • Die Erfindung wird nun anhand der folgenden nicht einschränkenden Beispiele illustriert.
  • Beispiel 1
  • Eine Testzelle wurde mit einer Länge von 30 cm und mit einem expandierbaren Rohr von 1 Zoll (2,54 cm) Durchmesser (vor dem Expandieren) in einem 1,5 Zoll (3,81 cm) Ringraum verwendet. Das expandierbare Rohr war mit einer 2 mm dicken Beschichtung aus SARLINK (SARLINK ist eine Handelsmarke) überzogen. Das Expandieren wurde durch Hindurchdrücken eines Dornes durch das expandierbare Rohr bei Umgebungstemperatur ausgeführt. Die Festigkeit der erzielten Dichtung wurde durch Druckerhöhung bis zu einem Punkt getestet, an dem Lecken auftrat. Die erzeugte ringförmige Dichtung konnte einem Druck von 30 bar bei Umgebungstemperatur widerstehen. Dies bedeutet, daß eine spezifische Druckdifferenz von bis etwa 100 bar/m erreicht werden kann.
  • Beispiel 2
  • Der im Beispiel 1 beschriebene Test wurde wiederholt, aber nun unter Verwendung eines expandierbaren Rohres, das mit einer Beschichtung einer Dicke von 1,5 mm EVA/Polyolefinmaterial überzogen war, wie im Handel als Henkel Hot Melt Adhesive erhältlich ist. Das Expandieren wurde durch Hindurchdrücken des Dornes durch das expandierbare Rohr bei einer Expansionstemperatur von 150 °C ausgeführt. Nach dem Abkühlen wurde die Stärke der erzeugten Dichtung durch Erhöhen des Druckes bis zu einem Punkt, an dem Lecken auftrat, getestet. Die erzeugte ringförmige Dichtung konnte einem Druck von 80 bar bei 20 °C wi derstehen. Dies bedeutet, daß eine spezifische Druckdifferenz von bis zu etwa 250 bar/m erreicht werden kann.
  • Beispiel 3
  • Ein Experiment in größerem Maßstab wurde unter Verwendung eines 80 cm, 4 Inch (9,16 cm) Außendurchmesser aufweisenden nahtlosen Rohres mit einer Wandstärke von 5,7 mm und eines 80 cm, 5,25 Inch (13,33 cm) Außendurchmesser aufweisenden Rohres als Auskleidung mit einer Wandstärke von 7,2 mm durchgeführt. Der Außendurchmesser des Konus des Dornes betrug 10,60 cm. 4 Zonen der Außenfläche des Rohres wurden mit Naturgummi mit einer Dicke (in ungestrecktem Zustand) von 1 mm und einer Breite (in ungestrecktem Zustand) von 10 mm überzogen. Die auf den Konus ausgeübte Kraft betrug 29 Tonnen. In dem Drucktest hielt die Dichtung einem Druck von 7 bar Nettoluftdruck stand.
  • Da das Vorhandensein von Farbschichten auf der Außenfläche des Rohres einen negativen Einfluß auf die Dichtfähigkeit haben könnte, wurde das Experiment unter Verwendung eines ähnlichen Rohres wiederholt, das aber zuerst einer maschinellen Reinigung unterzogen wurde, welche das Entfernen einer 0,5 mm ursprünglichen Wandstärke verursachte, so daß ein neuer Außendurchmesser von 10,10 cm erzielt wurde. Nach dem gleichen Expansionsvorgang wurde bei einem Druck von 7 bar Nettoluftdruck kein Leck gefunden. Die Dichtung wurde einem Stickstoffdrucktest unterworfen, und während 15 Minuten wurde kein Druckabfall bei 100 bar Stickstoffdruck gemessen.
  • Bei einem vierten Ausführungsbeispiel des Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung, das von besonderem Vorteil zur Schaffung von Dichtungen im Zusammenhang mit sogenannten „Offenloch"-Abschnitten ist, d.h. Abschnitten, in denen das Rohr sehr unregelmäßig ist (was als große Auswasch- und/oder Aushöhlabschnitte bezeichnet werden), kann auch eine Spezialversion eines thermoplastischen oder wärmeaushärtenden Elastomerdichtungselementes verwendet werden, in welches Metall- oder Glasbehälter eingebaut sind, die eine chemische Lösung enthalten.
  • Typische Ausbildungen des vierten Ausführungsbeispieles werden in den Zeichnungen wiedergegeben, in denen zeigen:
  • 1 schematisch ein teilweise expandiertes Rohr, um welches herum ein Paar von thermoplastischen oder wärmeaushärtenden Hülsen angeordnet ist, in denen eine Reihe von tangentialen Berstbehältern eingebettet ist und die als Ergebnis der Rohrexpansion bersten;
  • 2 schematisch ein teilweise expandiertes Rohr, um welches herum ein Paar von thermoplastischen oder wärmeaushärtenden Hülsen angeordnet ist, in denen eine Reihe von axial orientierten Berstbehältern eingebettet ist, die als Ergebnis der Rohrexpansion bersten; und
  • 3 eine Draufsicht der Rohranordnung nach 2.
  • 1 zeigt, daß während des Expansionsvorganges des Metallbasisrohres 1 zwei gleichzeitige Prozesse auftreten: 1) das elastomere wärmeaushärtende oder thermoplastische Dichtelement 2 mit ringförmigen Rippen 5 wird gegen die Bohrlochwand 3 gepreßt und kann eine Dichtung bilden, vorausgesetzt, daß das Loch vollkommen rund und ein Bohrloch mit definiertem Durchmesser ist (wie im ersten Ausführungsbeispiel beschrieben), und 2) gleichzeitig bersten die Berstbehälter, die durch eine Reihe von tangentialen Rohren 4 gebildet sind, welche in dem Dichtelement eingebettet sind und eine chemische Lösung ent halten, als Ergebnis des Expansionsvorganges, und geben ihren Inhalt in das stagnierende Verrohrungs- oder Bohrfluid ab, das im Ringraum 6 zwischen der Bohrlochwand 3 und dem expandierten Rohr 1 vorhanden ist.
  • Ein Spezialmerkmal dieses Ausführungsbeispieles besteht darin, daß die chemische Lösung ein spezieller Aktivator ist, der mit dem stagnierenden Fluid (das latente hydraulische Eigenschaften hat) zu einem Feststoff reagiert.
  • Beispiele solcher Systeme sind der Schlamm in Zementumwandlungsvorgängen (wie z.B. in den internationalen Patentanmeldungen WO 94/09249, WO 94/09250, WO 94/09252, WO 94/19574, WO 99/23046 und WO 99/33763 beschrieben).
  • Andere Systeme (Portland-, Aluminat- oder Blast Furnace Slag-Zementbasis) könnten ebenfalls verwendet werden, wie jene, die z.B. in BJ Services als „lagerbare Zementsysteme" beschrieben sind, und die in den internationalen Patentanmeldungen WO 95/19942 und WO/27122 beschrieben sind, die typischerweise ebenfalls durch Hinzufügen eines chemischen Aktivators aktiviert werden (d.h. zum Abbinden veranlaßt werden).
  • Zweikomponenten-Harzsysteme sind ebenfalls anwendbar, wie teilweise gesättigte Polyester (z.B. die entsprechenden Vinylester), Diallylphthalatester (geeignete Materialien umfassen jene als DAP („Ortho"-Harz) und DAIP („Meta"-Harz") bezeichneten), Cyanatester und alle anderen wärmeaushärtenden Ester, aminoartige Formaldehyde (wie Harnstofformaldehyd und Melaminformaldehyd) und wärmeaushärtende Polyimide (wie Bismaleimide) und Epoxidharze. Typischerweise werden die vier Rohre das Aktiviermittel (Vernetzer) enthalten, während das „Verrohrungsfluid", das den Ringraum 6 zwischen dem Metallrohr 1 und der Bohrlochwand 3 füllt, das andere Reagens des Zweikomponentensystems bildet.
  • Alternativ umfaßt der Ringraum 6 zwischen dem Metallrohr 1 und der Bohrlochwand 3 ein in situ vulkanisierbares Zweikomponenten-Siloxan- und Fluorsiloxansystem, wie z.B. das Produkt DC-4230, das von der Dow Corning Company, Midland, USA, vertrieben wird und das typischerweise durch Hinzufügen eines Katalysators (z.B. Platinvinylsiloxan) zur Reaktion gebracht werden kann, um ein latentes Elastomer zu erzeugen, das in dem Bohrloch vorhanden ist, um sich zu einer festen Gummidichtungsmasse zu verfestigen.
  • Die vorstehenden chemischen Systeme sind nur als Beispiele der Kombination von mechanischen Dichtungsvorgängen mit chemischen Verfestigungsvorgängen angegeben. Als solche werden die hydraulisch latenten Bohrfluide oder Verrohrungsfluide in feste gasdichte Hindernisse umgewandelt. Diese Hindernisse resultieren direkt aus dem mechanischen rohrförmigen Expansionsvorgang, der einen Aktivator betätigt, welcher aus axialen oder radialen Containern ausgestoßen wird, die in den Elastomerdichtelementen eingebettet sind, und ist deshalb direkt mit dem mechanischen Rohrexpansionsvorgang verbunden.
  • In 2 ist ein expandierbares Rohr 10 gezeigt, dessen oberer Teil 10A nicht expandiert ist und dessen unterer Teil 10B expandiert worden ist.
  • Der obere rohrförmige Teil 10A ist von einem elastomeren wärmeaushärtenden oder thermoplastischen Dichtelement 11A umgeben, in dem eine Reihe von axial orientierten Berstbehältern 12A eingebettet ist. Der untere rohrförmige Teil 10B ist expandiert und von einem anderen wärmeaushärtenden oder thermoplastischen Dichtelement 11B umgeben, in dem eine Reihe von axial orientierten Berstbehältern 12B eingebettet ist, die als Ergebnis des Expansionsvorganges flachgedrückt sind, so daß ein chemischer Aktivator 14 in dem Rohrformationsring 13 freigesetzt wird. Der Ring 13 ist mit einem flüssigen Zement oder einer anderen chemischen Zusammensetzung 15 gefüllt, die als Ergebnis der Reaktion mit dem Aktivator 14 verfestigt. Wenn die Reaktion eine exotherme ist und das Dichtelement 11B ein wärmeaushärtendes Material enthält, wird das Dichtelement 11B verfestigen, so daß eine robuste fluiddichte Dichtung in dem Rohrformationsring 13 erzeugt wird, welche Dichtung erst nach dem Expandieren des Rohres 10 erreicht wird und nicht erfordert, daß der Rohrinstallations- und Expansionsvorgang innerhalb einer vorbestimmten Zeitspanne stattfindet, was der Fall wäre, wenn konventionelle Zementierungsprozeduren angewendet würden.

Claims (26)

  1. Verfahren zum Abdichten eines Ringraumes (6) zwischen zwei festen Rohren oder zwischen einem festen Rohr (1) und einem Bohrloch (3), bei welchem ein wärmeaushärtendes oder thermoplastisches Material zur Bildung der Dichtung (2) zwischen zumindest einem Teil der Außenfläche des inneren Rohres (1) und zumindest einem Teil der Innenfläche des anderen Rohres oder des Bohrloches (3) verwendet wird, wobei die Dichtung (2) durch Expandieren des inneren Rohres (1) geformt wird, dadurch gekennzeichnet, daß das innere Rohr (1) vor dem Expandieren einen im wesentlichen kreisförmigen Querschnitt hat.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die Dichtung (2) geformt wird, indem ein expandierbares Rohr (1), das zumindest teilweise mit einem Elastomer (2) überzogen ist, in ein Bohrloch (3) eingebracht wird, worauf das Rohr (1) expandiert wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die Dichtung (2) geformt wird, indem ein expandierbares Rohr (1), das zumindest teilweise mit einem Elastomer (2) überzogen ist, in ein anderes Rohr eingebracht wird, worauf das expandierbare Rohr (1) expandiert wird.
  4. Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, bei welchem ein Elastomer angewendet wird, das eine geschlossene Zellstruktur enthält.
  5. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 2 bis 4, bei welchem ein Elastomer verwendet wird, das auch expandierte dehnbare Mikrobläschen enthält.
  6. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die elastomere Dichtung geformt wird, indem ein expandierbares Rohr (1), das zumindest teilweise mit einem thermoplastischen Elastomer (2) überzogen ist, in das Bohrloch (3) oder in ein anderes Rohr eingebracht wird, gefolgt vom Expandieren des expandierbaren Rohres (1).
  7. Verfahren nach Anspruch 6, bei welchem zumindest ein Teil des Bohrloches (3) oder des anderen Rohres erhitzt wird, bevor und/oder während das Rohr (1) expandiert wird.
  8. Verfahren nach Anspruch 7, bei welchem das Erhitzen mittels einer heißen Flüssigkeit, einer chemischen Reaktion oder durch Elektrizität erfolgt.
  9. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 6 bis 8, bei welchem ein Elastomer verwendet wird, das auch expandierte dehnbare Mikrobläschen enthält.
  10. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem die elastomere Dichtung geschaffen wird, indem ein in situ vulkanisierbares Elastomer in dem Bohrloch oder in dem anderen Rohr angeordnet wird, gefolgt vom Expandieren des expandierbaren Rohres (1).
  11. Verfahren nach Anspruch 10, bei welchem ein bei Raumtemperatur vulkanisierbares Zweikomponentenelastomer verwendet wird, um die Dichtung zu bilden.
  12. Verfahren nach Anspruch 10 oder 11, bei welchem das Aushärten des Elastomers vor dem Expandieren des Rohres durchgeführt wird.
  13. Verfahren nach Anspruch 10 oder 11, bei welchem das Aushärten des Elastomers nach dem Expandieren des Rohres vervollständigt wird.
  14. Verfahren nach einem der Ansprüche 10 bis 13, bei welchem ein bei Raumtemperatur vulkanisierbarer Silikonkautschuk verwendet wird.
  15. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 10 bis 14, bei welchem ein Elastomer verwendet wird, das auch ein chemisches Treibmittel und/oder expandierte dehnbare Mikrobläschen enthält.
  16. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei welchem gewickelte Rohre verwendet werden.
  17. Verfahren nach Anspruch 16, bei welchem ein gewickeltes Rohr verwendet wird, das zumindest teilweise mit einem Elastomer beschichtet ist.
  18. Verfahren nach Anspruch 17, bei welchem elektrische Kabel und/oder Hydraulikleitungen in der elastomeren Beschichtung vorhanden sind.
  19. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 18, bei welchem zumindest ein Abschnitt des expandierbaren Rohres (1) von einer Hülse (11A) umgeben ist, die ein thermoplastisches oder wärmeaushärtendes Material aufweist, in welchem ein Anzahl von berstbaren Behältern (12A) eingebettet ist, wobei die Behälter (12A) ein chemisches Aktiviermittel enthalten, das in den Ringraum (6) freigesetzt wird, welcher das expandierte Rohr (1) umgibt, und wobei das Aktiviermittel mit einem Zement oder einer anderen chemischen Zusammensetzung und/oder der Hülse (11A) derart reagiert, daß die chemische Zusammensetzung und/oder die Hülse als Ergebnis des Rohrexpandierens verfestigt.
  20. Verfahren nach Anspruch 19, bei welchem ein Dorn mit einer kegelstumpfförmigen, parabolischen oder elliptischen Gestalt verwendet wird.
  21. Verfahren nach Anspruch 19 oder 20, bei welchem ein erhitzter Dorn verwendet wird.
  22. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 21, bei welchem die Dichtung zwischen den Rohren oder zwischen einem Rohr (1) und einem Bohrloch (3) erzeugt wird, wenn die Abweichung von der Toleranz des Rohres, wie sie vom Hersteller vorgegeben ist, zumindest 50 % der eingestellten Toleranz beträgt.
  23. Verfahren nach Anspruch 22, bei welchem die Abweichung der Toleranz zumindest 200 % der eingestellten Toleranz beträgt.
  24. Verfahren nach Anspruch 23, bei welchem die Abweichung der Toleranz zumindest 1000 % der eingestellten Toleranz entspricht.
  25. Bohrloch mit Mitteln (14) zum Abdichten eines Rohres (1) gemäß dem Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden Ansprüche, bei welchem das Rohr (1) ein Förderrohr ist, durch welches Kohlenwasserstofffluid zur Oberfläche transportiert wird und durch welches sich gegebenenfalls eine Service- und/oder Killeitung über zumindest einen wesentlichen Teil der Länge des Rohres erstreckt, durch welche Leitung Fluid gegen den Boden des Bohrloches gepumpt werden kann, während Kohlenwasserstofffluid über das umgebende Förderrohr gefördert wird.
  26. Rohr mit einem Innenrohr und Mitteln (14) zum Abdichten des Innenrohres (1) gegen das Rohr gemäß dem Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 24, bei welchem das innere Rohr ein Transportmittel für transportierbare Fluide ist.
DE2000613420 1999-04-09 2000-04-05 Verfahren zum ringförmigen abdichten Expired - Lifetime DE60013420T2 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP99302800 1999-04-09
EP99302800 1999-04-09
PCT/EP2000/003039 WO2000061914A1 (en) 1999-04-09 2000-04-05 Method for annular sealing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE60013420D1 DE60013420D1 (de) 2004-10-07
DE60013420T2 true DE60013420T2 (de) 2005-01-13

Family

ID=8241322

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE2000613420 Expired - Lifetime DE60013420T2 (de) 1999-04-09 2000-04-05 Verfahren zum ringförmigen abdichten

Country Status (17)

Country Link
US (1) US6431282B1 (de)
EP (1) EP1169548B1 (de)
CN (1) CN1346422A (de)
AU (1) AU756966B2 (de)
BR (1) BR0009654A (de)
CA (1) CA2368885C (de)
DE (1) DE60013420T2 (de)
DK (1) DK1169548T3 (de)
EA (1) EA003240B1 (de)
GC (1) GC0000129A (de)
ID (1) ID30263A (de)
MX (1) MXPA01010126A (de)
NO (1) NO331961B1 (de)
NZ (1) NZ514561A (de)
OA (1) OA11859A (de)
TR (1) TR200102848T2 (de)
WO (1) WO2000061914A1 (de)

Families Citing this family (138)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6857486B2 (en) 2001-08-19 2005-02-22 Smart Drilling And Completion, Inc. High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles
US6135208A (en) 1998-05-28 2000-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable wellbore junction
US9586699B1 (en) 1999-08-16 2017-03-07 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft
GB9920936D0 (en) * 1999-09-06 1999-11-10 E2 Tech Ltd Apparatus for and a method of anchoring an expandable conduit
US6384389B1 (en) * 2000-03-30 2002-05-07 Tesla Industries Inc. Eutectic metal sealing method and apparatus for oil and gas wells
US6828531B2 (en) 2000-03-30 2004-12-07 Homer L. Spencer Oil and gas well alloy squeezing method and apparatus
AU7567201A (en) 2000-05-22 2001-12-03 Shell Int Research Method for plugging a well with a resin
US7455104B2 (en) * 2000-06-01 2008-11-25 Schlumberger Technology Corporation Expandable elements
GB0016595D0 (en) * 2000-07-07 2000-08-23 Moyes Peter B Deformable member
US7228915B2 (en) * 2001-01-26 2007-06-12 E2Tech Limited Device and method to seal boreholes
GB0109993D0 (en) * 2001-04-24 2001-06-13 E Tech Ltd Method
MY130896A (en) * 2001-06-05 2007-07-31 Shell Int Research In-situ casting of well equipment
MY135121A (en) 2001-07-18 2008-02-29 Shell Int Research Wellbore system with annular seal member
US9625361B1 (en) 2001-08-19 2017-04-18 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials
US8515677B1 (en) 2002-08-15 2013-08-20 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials
US6688399B2 (en) * 2001-09-10 2004-02-10 Weatherford/Lamb, Inc. Expandable hanger and packer
US6691789B2 (en) 2001-09-10 2004-02-17 Weatherford/Lamb, Inc. Expandable hanger and packer
US7066284B2 (en) * 2001-11-14 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell
US6668928B2 (en) 2001-12-04 2003-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement
US7040404B2 (en) * 2001-12-04 2006-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for sealing an expandable tubular in a wellbore
US6722451B2 (en) * 2001-12-10 2004-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Casing while drilling
GB0130849D0 (en) * 2001-12-22 2002-02-06 Weatherford Lamb Bore liner
GB0131019D0 (en) * 2001-12-27 2002-02-13 Weatherford Lamb Bore isolation
GB2420361A (en) * 2002-02-27 2006-05-24 Canitron Systems Inc Apparatus, casing and method for heating a material used for sealing faults within cement used for sealing an oil or gas well
US6722433B2 (en) * 2002-06-21 2004-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing expandable pipe in well bores and sealing compositions
DK1892373T3 (da) * 2002-08-23 2009-09-07 Baker Hughes Inc Selvtilpassende filter til et borehul
US7644773B2 (en) * 2002-08-23 2010-01-12 Baker Hughes Incorporated Self-conforming screen
US6935432B2 (en) * 2002-09-20 2005-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore
US6854522B2 (en) * 2002-09-23 2005-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Annular isolators for expandable tubulars in wellbores
CA2508453C (en) * 2002-12-04 2010-11-02 Baker Hughes Incorporated Expandable composite tubulars
US7104317B2 (en) 2002-12-04 2006-09-12 Baker Hughes Incorporated Expandable composition tubulars
US6907937B2 (en) * 2002-12-23 2005-06-21 Weatherford/Lamb, Inc. Expandable sealing apparatus
NO319620B1 (no) * 2003-02-17 2005-09-05 Rune Freyer Anordning og fremgangsmåte for valgbart å kunne stenge av et parti av en brønn
US7866394B2 (en) 2003-02-27 2011-01-11 Halliburton Energy Services Inc. Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry
CA2683763C (en) * 2003-03-05 2013-01-29 Weatherford/Lamb, Inc. Full bore lined wellbores
GB0412131D0 (en) * 2004-05-29 2004-06-30 Weatherford Lamb Coupling and seating tubulars in a bore
US7077214B2 (en) * 2003-05-30 2006-07-18 Baker Hughes Incorporated Expansion set packer with bias assist
US7048048B2 (en) * 2003-06-26 2006-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable sand control screen and method for use of same
GB0318181D0 (en) * 2003-08-02 2003-09-03 Weatherford Lamb Seal arrangement
US20070149076A1 (en) * 2003-09-11 2007-06-28 Dynatex Cut-resistant composite
US7243732B2 (en) * 2003-09-26 2007-07-17 Baker Hughes Incorporated Zonal isolation using elastic memory foam
MY137430A (en) * 2003-10-01 2009-01-30 Shell Int Research Expandable wellbore assembly
WO2005052308A1 (en) * 2003-11-25 2005-06-09 Baker Hughes Incorporated Swelling layer inflatable
US6981491B2 (en) * 2004-01-30 2006-01-03 Siemens Vdo Automotive Corporation Coupling valve structure for fuel supply module
WO2005088064A1 (en) * 2004-02-13 2005-09-22 Halliburton Energy Services Inc. Annular isolators for tubulars in wellbores
US7156172B2 (en) * 2004-03-02 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method for accelerating oil well construction and production processes and heating device therefor
NO325434B1 (no) * 2004-05-25 2008-05-05 Easy Well Solutions As Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk
US7290612B2 (en) * 2004-12-16 2007-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for reverse circulation cementing a casing in an open-hole wellbore
US7290611B2 (en) * 2004-07-22 2007-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for cementing wells that lack surface casing
US7252147B2 (en) * 2004-07-22 2007-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure
US20060042801A1 (en) * 2004-08-24 2006-03-02 Hackworth Matthew R Isolation device and method
US7322412B2 (en) * 2004-08-30 2008-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
US7409990B1 (en) * 2004-09-09 2008-08-12 Burts Jr Boyce D Downhole mixing of encapsulated plug components for abandoning a well
US7469750B2 (en) * 2004-09-20 2008-12-30 Owen Oil Tools Lp Expandable seal
US7690429B2 (en) 2004-10-21 2010-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using a swelling agent in a wellbore
US7303008B2 (en) * 2004-10-26 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations
US7303014B2 (en) 2004-10-26 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations
US7284608B2 (en) * 2004-10-26 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations
GB2419902B (en) * 2004-11-09 2008-02-13 Schlumberger Holdings Method of cementing expandable tubulars
US7270183B2 (en) 2004-11-16 2007-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing methods using compressible cement compositions
CN101111661A (zh) * 2005-01-31 2008-01-23 国际壳牌研究有限公司 在井眼中安装可膨胀的管状件的方法
NO325306B1 (no) * 2005-03-14 2008-03-25 Triangle Tech As Fremgangsmåte og anordning for in situ dannelse av en tetning i et ringrom i en brønn
US7891424B2 (en) * 2005-03-25 2011-02-22 Halliburton Energy Services Inc. Methods of delivering material downhole
NO327157B1 (no) * 2005-05-09 2009-05-04 Easy Well Solutions As Forankringsanordning for en ringromspakning med et forste andre endeomradet og anbrakt pa et rorformet element
US7870903B2 (en) 2005-07-13 2011-01-18 Halliburton Energy Services Inc. Inverse emulsion polymers as lost circulation material
GB2442393B (en) * 2005-07-22 2010-01-27 Shell Int Research Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier
CA2555563C (en) * 2005-08-05 2009-03-31 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier
US7357181B2 (en) * 2005-09-20 2008-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autofill deactivation of float equipment and method of reverse cementing
US20070089678A1 (en) * 2005-10-21 2007-04-26 Petstages, Inc. Pet feeding apparatus having adjustable elevation
US7392840B2 (en) * 2005-12-20 2008-07-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method and means to seal the casing-by-casing annulus at the surface for reverse circulation cement jobs
JP4410195B2 (ja) * 2006-01-06 2010-02-03 株式会社東芝 半導体装置及びその製造方法
US7708068B2 (en) * 2006-04-20 2010-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing screen with inflow control device and bypass
US8453746B2 (en) * 2006-04-20 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools with actuators utilizing swellable materials
US7469743B2 (en) * 2006-04-24 2008-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7802621B2 (en) 2006-04-24 2010-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US20070254971A1 (en) * 2006-05-01 2007-11-01 Synco De Vogel Foamable thermoplastic vulcanizate blends, methods, and articles thereof
CN101605963B (zh) * 2006-05-26 2013-11-20 欧文石油工具有限合伙公司 可配置的井眼层隔离系统和相关方法
US7478676B2 (en) * 2006-06-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7575062B2 (en) * 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7717180B2 (en) * 2006-06-29 2010-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable elastomers and associated methods
US20080041580A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 Rune Freyer Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well
US20080041588A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 Richards William M Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls
US20080041582A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 Geirmund Saetre Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
BRPI0715228A2 (pt) * 2006-09-14 2013-06-18 Shell Int Research mÉtodo de expandir um elemento tubular
US7597146B2 (en) * 2006-10-06 2009-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for completion of well bores
US20080099201A1 (en) * 2006-10-31 2008-05-01 Sponchia Barton F Contaminant excluding junction and method
US7712541B2 (en) * 2006-11-01 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning
US7533728B2 (en) 2007-01-04 2009-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Ball operated back pressure valve
BRPI0721215B1 (pt) 2007-02-06 2018-05-08 Halliburton Energy Services Inc unidade de obturador, e, método para construir uma unidade de obturador
US20080196889A1 (en) * 2007-02-15 2008-08-21 Daniel Bour Reverse Circulation Cementing Valve
US7614451B2 (en) 2007-02-16 2009-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Method for constructing and treating subterranean formations
DE602007007726D1 (de) * 2007-04-06 2010-08-26 Schlumberger Services Petrol Verfahren und Zusammensetzung zur Zonenisolierung eines Bohrlochs
US7735562B2 (en) * 2007-04-12 2010-06-15 Baker Hughes Incorporated Tieback seal system and method
US8561709B2 (en) * 2007-04-12 2013-10-22 Baker Hughes Incorporated Liner top packer seal assembly and method
US20080283238A1 (en) * 2007-05-16 2008-11-20 William Mark Richards Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US7654324B2 (en) * 2007-07-16 2010-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse-circulation cementing of surface casing
US9004155B2 (en) * 2007-09-06 2015-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Passive completion optimization with fluid loss control
US20090107676A1 (en) * 2007-10-26 2009-04-30 Saunders James P Methods of Cementing in Subterranean Formations
US20090176667A1 (en) * 2008-01-03 2009-07-09 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations
US7708073B2 (en) * 2008-03-05 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated Heat generator for screen deployment
US20100307770A1 (en) * 2009-06-09 2010-12-09 Baker Hughes Incorporated Contaminant excluding junction and method
US8807216B2 (en) 2009-06-15 2014-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods
US9109423B2 (en) 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
US8136594B2 (en) * 2009-08-24 2012-03-20 Halliburton Energy Services Inc. Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command
US8162054B2 (en) * 2009-08-24 2012-04-24 Halliburton Energy Services Inc. Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command
BR112012004132B1 (pt) * 2009-08-24 2019-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. Métodos e aparelhos para liberar um produto químico em um furo de poço, e, aparelhos para colocar cimento em um furo de poço
US20110056706A1 (en) * 2009-09-10 2011-03-10 Tam International, Inc. Longitudinally split swellable packer and method
US8291976B2 (en) * 2009-12-10 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device
EP2381065B1 (de) 2010-04-20 2016-11-16 Services Pétroliers Schlumberger System und Verfahren zur Verbesserung der Zonenisolierung in einem Bohrloch
EP2404975A1 (de) 2010-04-20 2012-01-11 Services Pétroliers Schlumberger Zusammensetzung zur Bohrlochzementierung mit einem compoundierten aufquellenden Elastomeradditiv
US8708050B2 (en) 2010-04-29 2014-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly
US8307889B2 (en) 2010-05-13 2012-11-13 Randy Lewkoski Assembly for controlling annuli between tubulars
MX352073B (es) 2011-04-08 2017-11-08 Halliburton Energy Services Inc Método y aparato para controlar un flujo de fluido en una válvula autónoma que utiliza un interruptor adhesivo.
BR112014008537A2 (pt) 2011-10-31 2017-04-18 Halliburton Energy Services Inc aparelho para controlar de maneira autônoma o escoamento de fluido em um poço subterrâneo, e, método para controlar escoamento de fluido em um poço subterrâneo
CN103890312B (zh) 2011-10-31 2016-10-19 哈里伯顿能源服务公司 具有往复式阀门以用于井下流体选择的自主流体控制装置
US20140060836A1 (en) * 2012-09-03 2014-03-06 Fatma Daou Methods for Maintaining Zonal Isolation in A Subterranean Well
FR2996246B1 (fr) 2012-10-02 2015-03-13 Saltel Ind Element tubulaire a levres d'etancheite inclinees et procede pour l'appliquer contre la paroi d'un puits
US9404349B2 (en) 2012-10-22 2016-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control system having a fluid diode
US9127526B2 (en) 2012-12-03 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Fast pressure protection system and method
US9695654B2 (en) 2012-12-03 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Wellhead flowback control system and method
CA2829075C (en) 2013-09-27 2020-09-01 G.B.D. Corp. Pipe joining material for connecting pipes
CA2829002C (en) 2013-09-27 2020-06-09 G.B.D. Corp. Pipe cutting tool and methods for use
CA2828855C (en) 2013-09-27 2020-06-09 G.B.D. Corp. Method and apparatus for connecting pipes
CA2829041C (en) 2013-09-27 2020-06-09 G.B.D. Corp. Pipe sealing tool and methods for use
AU2013404088B2 (en) 2013-10-28 2016-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole communication between wellbores utilizing swellable materials
GB2542047B (en) 2014-06-25 2018-05-02 Shell Int Research System and method for creating a sealing tubular connection in a wellbore
US10036235B2 (en) 2014-06-25 2018-07-31 Shell Oil Company Assembly and method for expanding a tubular element
GB2543214B (en) 2014-08-13 2017-10-04 Shell Int Research Assembly and method for creating an expanded tubular element in a borehole
CA2863272C (en) 2014-09-12 2016-10-18 G.B.D. Corp. Method of joining pipes and fittings
CA2888402C (en) 2015-04-16 2017-10-31 G.B.D. Corp. Method of joining pipes and fittings with mechanical restraint members
WO2019165303A1 (en) * 2018-02-23 2019-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Cemented barrier valve protection
US10851612B2 (en) * 2018-09-04 2020-12-01 Saudi Arabian Oil Company Wellbore zonal isolation
CN110779856B (zh) * 2019-11-20 2022-05-20 中国核动力研究设计院 一种用于铅铋合金熔体腐蚀试验的试样安装装置及方法
CN111549976A (zh) * 2020-05-19 2020-08-18 常虹 一种新型预制混凝土框架柱及安装方法
US11460330B2 (en) 2020-07-06 2022-10-04 Saudi Arabian Oil Company Reducing noise in a vortex flow meter
CN111794711B (zh) * 2020-08-03 2023-08-08 河南理工大学 一种瓦斯抽采钻孔高压循环注浆封孔装置及其使用方法
CN112324476B (zh) * 2020-10-16 2021-08-03 中铁十四局集团有限公司 可多次熔融注胶止水密封垫、管片、管片环及施工方法
US11911790B2 (en) 2022-02-25 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Applying corrosion inhibitor within tubulars

Family Cites Families (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3126959A (en) * 1964-03-31 Borehole casing
US2294294A (en) * 1937-09-27 1942-08-25 Dow Chemical Co Treatment of wells
US2248028A (en) * 1938-06-09 1941-07-01 Dow Chemical Co Treatment of wells
US3134442A (en) * 1958-10-27 1964-05-26 Pan American Petroleum Corp Apparatus for lining wells
US3191680A (en) * 1962-03-14 1965-06-29 Pan American Petroleum Corp Method of setting metallic liners in wells
US3297092A (en) * 1964-07-15 1967-01-10 Pan American Petroleum Corp Casing patch
US3363301A (en) * 1964-12-10 1968-01-16 Delaruelle Jacques Method of filling or sealing joints between pipe sections
US3489220A (en) * 1968-08-02 1970-01-13 J C Kinley Method and apparatus for repairing pipe in wells
US3782466A (en) * 1972-07-19 1974-01-01 Shell Oil Co Bonding casing with syntactic epoxy resin
CA2083156C (fr) * 1990-05-18 1996-03-19 Philippe Nobileau Preforme dispositif et procedes pour tuber et/ou chemiser un volume cylindrique
MY108743A (en) 1992-06-09 1996-11-30 Shell Int Research Method of greating a wellbore in an underground formation
US5330006A (en) 1992-10-22 1994-07-19 Shell Oil Company Oil mud displacement with blast furnace slag/surfactant
MY112090A (en) 1992-10-22 2001-04-30 Shell Int Research Method for drilling and cementing a well
US5343951A (en) 1992-10-22 1994-09-06 Shell Oil Company Drilling and cementing slim hole wells
US5351759A (en) 1992-10-22 1994-10-04 Shell Oil Company Slag-cement displacement by direct fluid contact
FR2703102B1 (fr) * 1993-03-25 1999-04-23 Drillflex Procédé de cimentation d'un tubage déformable à l'intérieur d'un puits de forage ou d'une canalisation.
US5447197A (en) 1994-01-25 1995-09-05 Bj Services Company Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells
US5421409A (en) 1994-03-30 1995-06-06 Bj Services Company Slag-based well cementing compositions and methods
ZA96241B (en) * 1995-01-16 1996-08-14 Shell Int Research Method of creating a casing in a borehole
FR2735523B1 (fr) * 1995-06-13 1997-07-25 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif de tubage de puits avec un tube en composite
AU710799B2 (en) 1995-07-11 1999-09-30 Enrev Corporation Control and termination of a battery charging process
FR2737534B1 (fr) 1995-08-04 1997-10-24 Drillflex Dispositif de chemisage d'une bifurcation d'un puits, notamment de forage petrolier, ou d'une canalisation, et procede de mise en oeuvre de ce dispositif
UA67719C2 (en) 1995-11-08 2004-07-15 Shell Int Research Deformable well filter and method for its installation
MY116920A (en) 1996-07-01 2004-04-30 Shell Int Research Expansion of tubings
US5794702A (en) * 1996-08-16 1998-08-18 Nobileau; Philippe C. Method for casing a wellbore
US5833001A (en) 1996-12-13 1998-11-10 Schlumberger Technology Corporation Sealing well casings
GB9714651D0 (en) 1997-07-12 1997-09-17 Petroline Wellsystems Ltd Downhole tubing
MY122241A (en) * 1997-08-01 2006-04-29 Shell Int Research Creating zonal isolation between the interior and exterior of a well system
US5873413A (en) * 1997-08-18 1999-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of modifying subterranean strata properties
FR2770517B1 (fr) 1997-11-03 1999-12-03 Bouygues Sa Laitier de cimentation d'un puits, notamment d'un puits petrolier
FR2772743B1 (fr) 1997-12-24 2000-02-04 Schlumberger Cie Dowell Controle de la prise de ciments alumineux par utilisation de retardateurs de prise actifs a temperatures elevees

Also Published As

Publication number Publication date
NZ514561A (en) 2003-08-29
DK1169548T3 (da) 2005-01-17
AU4543600A (en) 2000-11-14
CA2368885A1 (en) 2000-10-19
EA200101060A1 (ru) 2002-02-28
DE60013420D1 (de) 2004-10-07
AU756966B2 (en) 2003-01-30
NO20014902D0 (no) 2001-10-08
EP1169548A1 (de) 2002-01-09
GC0000129A (en) 2005-06-29
TR200102848T2 (tr) 2002-01-21
NO331961B1 (no) 2012-05-14
OA11859A (en) 2006-03-02
EP1169548B1 (de) 2004-09-01
EA003240B1 (ru) 2003-02-27
BR0009654A (pt) 2002-01-08
WO2000061914A1 (en) 2000-10-19
MXPA01010126A (es) 2002-04-24
US6431282B1 (en) 2002-08-13
CN1346422A (zh) 2002-04-24
NO20014902L (no) 2001-12-05
ID30263A (id) 2001-11-15
CA2368885C (en) 2008-09-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE60013420T2 (de) Verfahren zum ringförmigen abdichten
US20230203916A1 (en) In situ expandable tubulars
US11585188B2 (en) In situ expandable tubulars
DE2651023C2 (de) Verfahren zum Herstellen eines Ortbetonpfahles mit einer Fußerweiterung und Vorrichtung zum Durchführen des Verfahrens
DE19958399A1 (de) Brunnenbohrungsverschalung
DE2929677A1 (de) Verfahren zum absaugen von gas im steinkohlenbergbau aus bohrloechern mittels verrohrungen und verrohrungen hierzu
DE10005799A1 (de) Brunnen-Kopfende
DE10028015A1 (de) Schmier- und Selbstreinigungssystem für Aufweitungsdorn
DE2704438A1 (de) Verfahren zum reparieren von abflussrohren
WO2018102196A1 (en) In situ expandable tubulars
WO2006066288A1 (de) Verfahren zum setzen von ankern und bei diesem verfahren verwendbarer anker
DE102009061082B4 (de) System und Verfahren zum Einbau eines Rohrs in einer Wandöffnung
DE102006046762A1 (de) Kartuschenanker sowie Verfahren zur Herstellung eines Kartuschenankers
DE102010014612A1 (de) Zweiphasen-Patronen-Mutterspannhülsen-Spiralmischanker
DE112012004396T5 (de) Monobohrungs-Ausdehnungssystem - Verankerter Liner
DE102010049230B4 (de) Verfahren zum Einbau eines Rohrs in einer Wandöffnung mit einem expandierenden Verpressharz
DE102015204926A1 (de) Umhüllung einer Mantelfläche eines Rohrs
DE102007016682B3 (de) Verfahren zum Einbau einer Erdwärmesonde bzw. für die Instandsetzung einer Erdwärmebohrung
DE202006010035U1 (de) Rohr- und Ringraumabdichtung
DE3838880C1 (en) Method of producing a grouted anchor, and grouted anchor for carrying out the method
EP3848512B1 (de) Verfahren zum erstellen eines gründungselementes im boden und gründungselement
DE19503122A1 (de) Injektionsanker
EP1649174B1 (de) Spreizanker aus metall für weiche oder poröse baustoffe
DE69919598T2 (de) Rohrauskleidung, auskleidung und verfahren zum formen und anbringen der auskleidung
AT47648B (de) Verfahren zum Vergelen unterirdischer Rohrleitungen.

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition