Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, способ его изготовления и способ использования такого пакера

Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, способ его изготовления и способ использования такого пакера

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Уровень техники

[0001] Углеводороды (такие как нефть и газ) обычно извлекают из углеводородсодержащих участков подземного пласта через ствол скважины, проходящий через пласт. Нефтяные и газовые скважины зачастую обсаживают с поверхности вниз и, иногда, через подземный пласт. Обсадную колонну (например, стальную трубу), как правило, опускают в ствол скважины на желаемую глубину. Часто, по меньшей мере, часть пространства между обсадной колонной и стволом скважины, т.е. затрубное пространство, заполняют цементом (например, цементируют) для крепления обсадной колонны внутри ствола скважины. После введения цемента в затрубное пространство он удерживает обсадную колонну на месте и предотвращает взаимное перетекание текучих сред между различными участками подземного пласта, через который проходит скважина.

[0002] Во время бурения, обслуживания, заканчивания и/или восстановления скважин (например, нефтяных и/или газовых скважин) используют разнообразные внутрискважинные обслуживающие инструменты. Например, часто необходимо изолировать два участка ствола скважины или большее число участков, как, например, во время интенсифицирующих операций (например, пробивки отверстий и/или разрыва), и не только. Дополнительно или альтернативно, изолирование различных участков ствола скважины также может быть необходимо во время заканчивания (например, цементирования) скважины. Инструменты для внутрискважинного обслуживания (например, изолирующие инструменты), обычно содержащие пакеры и/или заглушки, предназначенные для этих целей, хорошо известны в области добычи нефти и газа. Пакеры также могут быть использованы для крепления обсадной колонны внутри ствола скважины.

Сущность изобретения

[0003] В одном из вариантов осуществления набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания содержит сердечник; уплотнительный элемент и рубашку. Уплотнительный элемент расположен вокруг, по меньшей мере, части сердечника, а рубашка покрывает, по меньшей мере, часть наружной поверхности уплотнительного элемента. Рубашка выполнена с возможностью, по существу, предотвращать сообщение по текучей среде между текучей средой, находящейся снаружи рубашки, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытого этой рубашкой. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания также может содержать один или более концевых упоров, расположенных вокруг сердечника смежно с уплотнительным элементом, причем один или более концевых упоров могут быть выполнены с возможностью удержания уплотнительного элемента вокруг этой части сердечника. Уплотнительный элемент может содержать набухающий материал. Набухающий материал может содержать водонабухающий материал, при этом водонабухающий материал может включать в себя сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), привитой сополимер крахмала и полиакрилатной кислоты, привитой сополимер поливинилового спирта и циклического кислотного ангидрида, сополимер изобутилена и малеинового ангидрида, сополимер винилацетата и акрилата, полимер оксида полиэтилена, привитой поли(этилен оксид) полиакриловой кислоты), полимер типа карбоксиметилцеллюлозы, привитой сополимер крахмала и полиакрилонитрила, полиметакрилат, полиакриламид, сополимер акриламида и акриловой кислоты, поли(2-гидроксиэтил метакрилат), поли(2-гидроксипропил метакрилат), нерастворимый акриловый полимер, глинистый минерал с высокой способность к набуханию, бентонит натрия, бентонит натрия с монтмориллонитом в качестве основного компонента, бентонит кальция, их производные, или их комбинации. Набухающий материал может содержать нефтенабухающий материал, при этом нефтенабухающий материал может включать в себя нефтенабухающий каучук, натуральный каучук, полиуретановый каучук, акрилат-бутадиеновый каучук, бутилкаучук (IIR), бромированный бутилкаучук (BIIR), хлорированный бутилкаучук (CIIR), хлорированный полиэтиленкаучук (СМ/CPE), изопреновый каучук, хлоропреновый каучук, неопреновый каучук, бутадиеновый каучук, стирол-бутадиеновый сополимерный каучук (SBR), сульфированный полиэтилен (PES), хлор-сульфированный полиэтилен (CSM), этилен-акрилатный каучук (ЕАМ, АЕМ), сополимер эпихлоргидрина и оксида этилена (СО, ЕСО), этилен-пропиленовый сополимерный каучук (ЕРМ), этилен-пропилен-диеновый терполимер (EPDM), пероксидный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, серный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, этилен-пропилен-диеновый терполимерный каучук (ЕРТ), сополимер этилена и винилацетата, фторсиликоновый каучук (FVMQ), силиконовый каучук (VMQ), поли-2,2,1-бициклогептен (полинорборнен), полимер алкилстирола, сшитый замещенный сополимер винила и акрилата, их производные или их комбинации. Набухающий материал может содержать водонефтенабухающий материал, при этом водонефтенабухающий материал содержит нитриловый каучук (NBR), акрилонитрил-бутадиеновый каучук, гидрированный нитриловый каучук (HNBR), высоконасыщенный нитриловый каучук (HNS), гидрированный акрилонитрил-бутадиеновый каучук, полимер типа акриловой кислоты, полиакриловая кислота), полиакрилатный каучук, фторкаучук (FKM), перфторкаучук (FFKM), их производные или их комбинации. Рубашка может содержать грунтовочный покрывающий слой, грунтовочный покрывающий слой может характеризоваться толщиной, меньшей, приблизительно, 10 микрометров. Рубашка может содержать, по меньшей мере, один верхний покрывающий слой, и верхний покрывающий слой может содержать пластмассы, полимерные материалы, полиэтилен, полипропилен, фторэластомер, фторполимер, фторполимерный эластомер, политетрафторэтилен, сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), полиамид-имид (PAI), полиимид, полифениленсульфид (PPS) или их комбинации. Верхний покрывающий слой может содержать гибкий покрывающий материал или частично гибкий покрывающий материал. Верхний покрывающий слой может характеризоваться толщиной, приблизительно, от 10 микрометров до 100 микрометров. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания также может содержать удерживающий покрывающий слой, при этом удерживающий покрывающий слой может характеризоваться толщиной, составляющей, от приблизительно 1 микрометра до приблизительно 100 микрометров.

[0004] В одном из вариантов осуществления способ изготовления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания содержит нанесение маски, по меньшей мере, на часть наружной поверхности уплотнительного элемента, нанесение рубашки на уплотнительный элемент с нанесенной маской, удаление маски после нанесения рубашки; и обеспечение набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Маска содержит проемы и, по существу, препятствует нанесению рубашки на участки, кроме проемов. Способ также может содержать нанесение удерживающего покрывающего слоя на наружную поверхность уплотнительного элемента, при этом удерживающий покрывающий слой можно наносить на наружную поверхность набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания после удаления маски.

[0005] В одном из вариантов осуществления способ использования набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания содержит расположение трубчатой колонны, содержащей соединенный с ней набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, внутри ствола скважины в подземном пласте, и активацию набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания содержит: уплотнительный элемент и рубашку, причем уплотнительный элемент содержит набухающий материал. Рубашка покрывает, по меньшей мере, часть наружной поверхности уплотнительного элемента, и, по существу, непроницаема для текучей среды, инициирующей набухание уплотнительного элемента при контакте этой текучей среды с уплотнительным элементом. Способ также может содержать обеспечение набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания, на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 500% относительно объема набухающего материала уплотнительного элемента перед активацией набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Способ может также содержать обеспечение набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания, на величину, составляющую от приблизительно 125% до приблизительно 200% относительно объема набухающего материала уплотнительного элемента перед активацией набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Набухающий промежуток уплотнительного элемента может увеличиваться на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 250% относительно величины набухающего промежутка уплотнительного элемента перед активацией набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Набухающий промежуток уплотнительного элемента может увеличиваться на величину, составляющую от приблизительно 110% до приблизительно 150% относительно величины набухающего промежутка уплотнительного элемента перед активацией набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания может также содержать удерживающий покрывающий слой. Способ может также содержать изолирование по меньшей мере двух смежных участков ствола скважины с использованием набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания после активации последнего. Активация набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания может содержать взаимодействие, по меньшей мере, части пакера с контролируемой скоростью набухания с агентом набухания, и набухание уплотнительного элемента. Уплотнительный элемент может иметь линейную скорость набухания, или уплотнительный элемент может иметь нелинейную скорость набухания. Способ может также содержать регулирование скорости набухания уплотнительного элемента путем изменения по меньшей мере одного из следующего: типа и/или состава уплотнительного материала, типа и/или состава рубашки, количества слоев в рубашке, шаблона маски, соотношения между частью наружной поверхности уплотнительного элемента, подвергающейся воздействию агента набухания, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытой рубашкой, типа и/или состава агента набухания, или их комбинации.

Краткое описание графических материалов

[0006] Для более полного понимания настоящего изобретения и его преимуществ ниже приведено краткое описание прилагаемых графических материалов и подробное раскрытие изобретения:

[0007] На фиг. 1 упрощенно изображен вид с разрезом варианта осуществления среды, в которой может быть реализован набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания;

[0008] На фиг. 2 изображен в разрезе вариант осуществления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания;

[0009] На фиг. 3 изображен в изометрии вариант осуществления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания;

[0010] На фиг. 4 схематично представлен вариант осуществления маски;

[0011] На фиг. 5 отображены результаты испытания на набухание набухающего материала с различными покрытиями или рубашками и без них;

[0012] На фиг. 6А сфотографирован набухающего материала, покрытый защитным мелкоячеистым рисунком;

[0013] На фиг. 6В сфотографирован набухающий материал, покрытый защитным мелкоячеистым рисунком, показанный на фиг. 6А, после его разбухания;

[0014] На фиг. 6С сфотографирован набухающий материал, покрытый защитным крупноячеистым рисунком;

[0015] На фиг. 6D сфотографирован набухающий материал, покрытый защитным крупноячеистым рисунком, показанный на фиг. 6С, после его разбухания;

[0016] На фиг. 7 сфотографированы три образца набухающего материала, покрытого разными способами, после их разбухания;

[0017] На фиг. 8 отображены результаты испытания на набухание набухающего материала, покрытого разными защитными образцами; и

[0018] На фиг. 9 сфотографирован образец набухающего материала, покрытого частично гибким покрывающим материалом, после его разбухания.

Подробное раскрытие вариантов изобретения

[0019] В графических материалах и нижеприведенном раскрытии подобные элементы обычно обозначены одинаковыми номерами позиций. Дополнительно, одинаковые номера позиций могут относиться к одинаковым компонентам в различных вариантах осуществления, раскрытым в настоящем документе. Изображения на рисунках не обязательно масштабированы. Определенные признаки изобретения могут быть преувеличены или показаны схематично, а некоторые детали типовых элементов могут быть не показаны для ясности и выразительности изображения. Настоящее изобретение допускает варианты осуществления различных форм. Определенные варианты осуществления раскрыты в подробностях и показаны в графических материалах, при этом необходимо понимать, что настоящее раскрытие не ставит своей целью ограничить изобретение вариантами осуществления, проиллюстрированными и раскрытыми в настоящем документе. Понятно, что обсуждаемые здесь различные концепции вариантов осуществления могут быть реализованы по отдельности или в любой подходящей комбинации для получения желаемых результатов.

[0020] Если не указано иное, использование терминов «соединять», «зацеплять», «объединять», «прикреплять» или любого другого подобного термина, описывающего взаимодействие между элементами, не ограничено лишь прямым взаимодействием элементов, и может также содержать непрямое взаимодействие между раскрытыми элементами.

[002]1 Если не указано иное, при использовании терминов «вверх», «верхний», «кверху», «выше по скважине», «выше по потоку» или других подобных терминов следует понимать направление от пласта к поверхности или к поверхности тела воды; аналогично, при использовании терминов «вниз», «нижний», «книзу», «ниже по скважине», «ниже по потоку» или других подобных терминов следует понимать направление в пласте от поверхности тела воды, в не зависимости от ориентации ствола скважины. Использование любого из вышеприведенных терминов или нескольких таких терминов не должно быть истолковано, как обозначение положений относительно абсолютно вертикальной оси.

[0021] Если не указано иное, использование термина «подземный пласт» следует истолковывать, как заключающий области ниже открытой поверхности земли и области ниже поверхности земли, покрытой водой, например, океаном или водоемом с пресной водой.

[0023] В настоящем документе раскрыты варианты осуществления способов обслуживания ствола скважины, а также устройства и системы, которые могут быть использованы при осуществления такого обслуживания. В частности, в настоящем документе раскрыт один или несколько вариантов осуществления устройства обслуживания скважины, содержащего набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания (НПКСН), системы и способы его реализации. В одном из вариантов осуществления НПКСН, что будет раскрыто в настоящем документе, позволяет оператору развернуть набухающий пакер внутри подземного пласта и регулировать скорость, с которой НПКСН будет расширяться, чтобы изолировать два или более участков ствола скважины и/или две или более зоны подземного пласта.

[0024] На фиг. 1 изображен вариант осуществления рабочей среды, в которой может быть реализовано устройство и/или система для обслуживания ствола скважины. Следует отметить, что, несмотря на то, что некоторые чертежи могут, в качестве примера, содержать горизонтальные или вертикальные стволы скважины, раскрытые принципы устройств, систем и способов могут быть одинаково применимы к горизонтальным конфигурациям ствола скважины, традиционным вертикальным конфигурациям ствола скважины, наклонным конфигурациям ствола скважины и любой их комбинации. Поэтому горизонтальный, наклонный или вертикальный характер любого чертежа, не ограничивает ствол скважины какой-либо конкретной конфигурацией.

[0025] Как показано на фиг. 1, рабочая среда, в целом, содержит ствол скважины 114, проникающий через подземный пласт 102, содержащий множество пластовых зон 2, 4, 6 и 8, с целью добычи углеводородов, хранения углеводородов, удаления диоксида углерода или др. Ствол 114 скважины может проходить, по существу, вертикально от поверхности земли через вертикальный участок ствола скважины, или может быть наклонным под любым углом к поверхности земли 104 выше отклоненного или горизонтального участка 118 ствола скважины. В альтернативной рабочей среде участки или, в целом, весь ствол 114 скважины может быть вертикальным, отклоненным, горизонтальным и/или искривленным. Ствол 114 скважины может быть пробурен в подземном пласте 102 с использованием любой подходящей технологии бурения. В одном из вариантов осуществления буровая или обслуживающая установка 106, расположенная на поверхности 104, содержит вышку 108 с основанием 110 установки, через которое может устанавливаться трубная колонна (например, бурильная колонна, инструментальная колонна, составная трубная колонна, объединенная трубная колонна или любой другое подходящее средство подачи или их комбинация), в целом, определяющая осевой проход, внутри или частично внутри ствола 114 скважины. В одном из вариантов осуществления трубная колонна может содержать две или более концентрически расположенные колонны труб или трубопроводов (например, первая рабочая колонна может быть расположена внутри второй рабочей колонны). Буровая или обслуживающая установка 106 может быть типовой и может содержать приводимую в действие двигателем лебедку и другое соответствующее оборудование для опускания трубной колонны в ствол скважины 114. Альтернативно, мобильная ремонтная установка, блок обслуживания ствола скважины (например, установки для ремонта скважин с использованием колонны непрерывных гибких труб) или др. могут быть использованы для опускания рабочей колонны в ствол 114 скважины. В таком варианте осуществления трубная колонна может быть использована для бурения, стимулирования, заканчивания или, в другом случае, обслуживания ствола скважины, или в комбинации этих операций. В то время как на фиг. 1 изображена стационарная буровая установка 106, специалисту в данной области техники будет понятно, что могут быть использованы мобильные ремонтные установки, блоки обслуживания ствола скважины (например, установки для ремонта скважин с использованием колонны непрерывных гибких труб) или др.

[0026] В одном из вариантов осуществления согласно фиг. 1, по меньшей мере, часть ствола 114 скважины обсажена трубчатым элементом 120, таким как обсадная колонна и/или хвостовик, определяющим осевой проход 121. В одном из вариантов осуществления согласно фиг. 1, по меньшей мере, часть скважинного трубчатого элемента 120 закреплена на месте в пласте 102 посредством множества НПКСН 200 (например, первый НПКСН 200а, второй НПКСН 200b, третий НПКСН 200с и четвертый НПКСН 200d). Дополнительно, в одном из вариантов осуществления, по меньшей мере, часть скважинного трубчатого элемента 120 может быть частично закреплена на месте в пласте 102 традиционным путем с использованием цемента. В дополнительной или альтернативной рабочих средах НПКСН, такой как НПКСН 200, как будет раскрыто в настоящем документе, может быть аналогичным образом встроен (и аналогично использован для крепления) в любую пригодную трубчатую колонну и использован для зацепления и/или уплотнения относительно наружной трубчатой колонны. Примеры такой трубчатой колонны содержат, не ограничиваясь этим, рабочую колонну, инструментальную колонну, сегментированную трубную колонну, объединенную трубную колонну, колонну безмуфтовых длинномерных труб, продукционную трубную колонну, бурильную колонну и т.п., или их комбинацию. В одном из вариантов осуществления НПКСН, такой как НПКСН 200, может быть использован для изолирования двух или более смежных участков или зон внутри подземного пласта 102 и/или ствола скважины 114.

[0027] В одном из вариантов осуществления согласно фиг. 1 скважинный трубчатый элемент 120 также может иметь встроенный по меньшей мере один инструмент для внутрискважинного обслуживания (ИВО) 300 (например, первый ИВО 300а, второй ИВО 300b, третий ИВО 300с и четвертый ИВО 300d). В одном из вариантов осуществления один или несколько ИВО 300 могут содержать приводное устройство стимулирования, которое может быть выполнено с возможностью осуществления обслуживания ствола скважины, а именно, стимулирующих операций. Различные стимулирующие операции могут включать в себя, не ограничиваясь этим, операции перфорирования, разрыва, кислотной обработки пласта или любую их комбинацию.

[0028] На фиг. 2 проиллюстрирован вариант осуществления НПКСН 200. В одном из вариантов осуществления согласно фиг. 2 НПКСН 200, в целом, содержит сердечник 210, уплотнительный элемент 220, расположенный вокруг, по меньшей мере, части сердечника 210, рубашку 230, покрывающую, по меньшей мере, часть уплотнительного элемента 220. Также НПКСН 200 может характеризоваться относительно центральной или продольной оси 205.

[0029] В одном из вариантов осуществления сердечник 210, в целом, содержит цилиндрическую или трубчатую конструкцию или корпус. Сердечник 210 может иметь одну ось с центральной осью 205 НПКСН 200. В одном из вариантов осуществления сердечник 210 может содержать единую конструкцию (например, единый узел изготовления, такой как непрерывная труба или трубопровод), альтернативно, сердечник 210 может содержать два или более функционально соединенных компонента (например, два или более подкомпонента, соединенных, например, с помощью резьбового соединения). Альтернативно, сердечник, подобный сердечнику 210, может содержать любую подходящую конструкцию; такие подходящие конструкции будут очевидны специалисту в данной области техники при изучении настоящего изобретения. Трубчатый корпус сердечника 210, в целом, определяет непрерывный осевой проход 211, обеспечивающий перемещение текучей среды через сердечник 210.

[0030] В одном из вариантов осуществления сердечник 210 может быть выполнен с возможностью установки в скважинный трубчатый элемент 120; альтернативно, сердечник 210 может быть выполнен с возможностью внедрения в любую подходящую трубчатую колонну, например, в рабочую колонну, инструментальную колонну, составную трубную колонну, объединенную трубную колонну, колонну непрерывных гибких труб, продукционную трубную колонну, бурильную колонну и т.п., или их комбинации. В этом варианте осуществления сердечник 210 может содержать подходящее соединение со скважинным трубчатым элементом 120 (например, с элементом обсадной колонны, таким как звено обсадных труб). Подходящие соединения с обсадной колонной известны специалистам в данной области техники. В таком варианте осуществления сердечник 210 вставлен внутрь скважинного трубчатого элемента 120 так, что осевой проход 211 в сердечнике 210 сообщается по текучей среде с осевым проходом 121 скважинного трубчатого элемента 120.

[0031] В одном из вариантов осуществления НПКСН 200 может содержать один или более опциональных удерживающих элементов 240. В целом, опциональный удерживающий элемент 240 может располагаться вокруг сердечника 210 рядом с уплотнительным элементом 220 и прижимаясь к нему со всех сторон уплотнительного элемента 220, как показано на фиг. 2. Альтернативно, опциональный удерживающий элемент 240 может располагаться рядом с уплотнительным элементом 220 и прижиматься к нему только с одной стороны, например, с нижней стороны уплотнительного элемента 220, или с верхней стороны уплотнительного элемента 220. Опциональный удерживающий элемент 240 может быть закреплен на сердечнике любым подходящим для этого удерживающим механизмом, например, посредством шурупов, шпилек, срезаемых штифтов, стяжных хомутов и т.п., или их комбинации. Опциональный удерживающий элемент 240 может содержать, не ограничиваясь этим, множество элементов, включая, одно или более разделительных колец, один или более шлипсов, один или более захватных сегментов, один или более захватных клиньев, один или более ограничителей экструзии и т.п., или их комбинацию. В одном из вариантов осуществления опциональный удерживающий элемент 240 может предотвращать или ограничивать продольное смещение (например, вдоль центральной оси 205) уплотнительного элемента 220 по сердечнику 210 во время размещения уплотнительного элемента 220, расположенного вокруг сердечника 210, внутри ствола скважины и/или подземного пласта. В одном из вариантов осуществления опциональный удерживающий элемент 240 может исключить или ограничить продольное расширение (например, вдоль центральной оси 205) уплотнительного элемента 220, в то же время обеспечивая радиальное расширение уплотнительного элемента 220.

[0032] В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220, в целом, может быть выполнен с возможностью выборочно уплотнять и/или изолировать два или более участка кольцевого пространства вокруг НПКСН 200 (например, между НПКСН 200 и одной или более стенками ствола 114 скважины), например, путем выборочного обеспечения барьера, проходящего по окружности, по меньшей мере, части наружной стороны НПКСН 200. В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220, в целом, может содержать полую цилиндрическую конструкцию, имеющую внутренний канал (например, трубообразной и/или кольцеобразной конструкции). Уплотнительный элемент 220 может иметь подходящий внутренний диаметр, подходящий внешний диаметр и/или подходящую толщину которую, например, может выбрать специалист при изучении настоящего изобретения и с учетом факторов, включающих в себя, не ограничиваясь этим, размер/диаметр сердечника 210, стенку, в которую при контакте должен упираться уплотнительный элемент, силу, с которой уплотнительный элемент должен контактировать с такой поверхностью (такими поверхностями), или другие факторы. Например, внутренний диаметр уплотнительного элемента 220 может быть почти таким же, как и наружный диаметр сердечника 210. В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220 может находиться в уплотнительном контакте (например, влагонепроницаемом уплотнительном контакте) с сердечником 210. Несмотря на то, что на фиг. 2 показан НПКСН 200, содержащий единый уплотнительный элемент 220, специалисту в данной области техники при рассмотрении настоящего раскрытия будет понятно, что подобные НПКСН могут содержать два, три, четыре, пять или любое другое подходящее количество уплотнительных элементов, подобных уплотнительному элементу 220.

[0033] В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220 содержит набухающий материал. В целях раскрытого в настоящем документе набухающий материал может быть определен, как любой материал (например, полимер, такой как эластомер), который набухает (например, увеличивается в массе и объеме) при контакте с выбранной текучей средой, т.е., агентом набухания. Раскрытие может относиться к полимеру и/или полимерному материалу. Понятно, что термины «полимер» и/или «полимерный материал» здесь равнозначны и относятся к композициям, содержащим, по меньшей мере, один полимеризованный мономер с другими добавками, традиционно включаемыми в такие материалы, или без таких добавок. Примеры полимерных материалов, пригодных для использования в качестве составляющей набухающего материала, включают в себя, не ограничиваясь этим, гомополимеры, неупорядоченные, блок-, привитые, звездообразные и гиперразветвленные полиэфиры, их сополимеры, их производные или их комбинации. Термин «производная» в настоящем документе определен, как содержащий любое соединение, выполненное из одного или нескольких набухающих материалов, например, путем замещения одного атома в набухающем материале другим атомом или группой атомов, перестройки двух или более атомов в набухающем материале, ионизации одного из набухающих материалов или образования соли одним из набухающих материалов. Термин «сополимер», используемый в настоящем документе, не ограничивается комбинацией двух компонентов, а содержит любую комбинацию любого количества полимеров, например, привитых полимеров, терполимеров и т.д.

[0034] В целях раскрытого в настоящем документе набухающий материал может быть охарактеризован как упругий, изменяющийся в объеме материал. В одном из вариантов осуществления набухающий материал уплотнительного элемента 220 может набухать на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 500%, альтернативно - от приблизительно 115% до приблизительно 400%, или альтернативно - от приблизительно 125% до приблизительно 200%, относительно исходного объема элемента на поверхности, т.е. объема набухающего материала уплотнительного элемента 220 до взаимодействия уплотнительного элемента 220 (например, набухающего материала) с агентом набухания. В одном из вариантов осуществления набухающий промежуток уплотнительного элемента 220 может увеличиваться на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 250%, альтернативно - от приблизительно 110% до приблизительно 200% или, альтернативно - от приблизительно 110% до приблизительно 150% относительно величины набухающего промежутка уплотнительного элемента 220 до взаимодействия уплотнительного элемента 220 (например, набухающего материала) с агентом набухания. В целях раскрытого в настоящем документе набухающий промежуток определяется увеличением радиуса уплотнительного элемента (например, набухающего материала) при набухании, поделенным на толщину уплотнительного элемента (например, набухающего материала) до набухания. Как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании раскрытого в настоящем документе, степень набухания уплотнительного элемента (например, набухающего материала) может зависеть от различных факторов, например, таких как условия среды внутри скважины (например, температура, давление, состав пластовой текучей среды, вступающей в контакт с уплотнительным элементом, плотность текучей среды, рН, минерализация и т.д.). В целях раскрытого в настоящем документе при набухании материала, по меньшей мере, до некоторой степени (например, частичное набухание, значительное набухание, полное набухание), такие набухающие материалы могут быть отнесены к «набухшим материалам».

[0035] В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220 может быть выполнен с возможностью радиального расширения (например, увеличения наружного диаметра) при взаимодействии с агентом набухания. В одном из вариантов осуществления агент набухания, может быть текучей средой на водной основе (например, водными растворами, водой и т.п.), текучей средой на углеводородной основе (например, углеводородной текучей средой, нефтяной текучей средой, маслянистой текучей средой, углеводородом терпенового ряда, дизтопливом, бензином, ксилолом, октаном, гексаном и т.д.) или их комбинациями. Неограничивающий пример текучей среды на углеводородной основе включает в себя коммерчески доступный буровой раствор EDC 95-11.

[0036] В одном из вариантов осуществления набухающий материал может содержать водонабухающий материал, нефтенабухающий материал, и водонефтенабухающий материал, или их комбинации. Как должно понятно специалисту в данной области техники и раскрыто в настоящем изобретении, водонабухающие материалы могут набухать при контакте с агентом набухания, содержащим текучую среду на водной основе; нефтенабухающие материалы могут набухать при взаимодействии с агентом набухания, содержащим текучую среду на углеводородной основе; и водонефтенабухающие материалы могут набухать при контакте с агентом набухания, содержащим текучую среду на водной основе, текучую среду на углеводородной основе или оба вида текучих сред. Специалисту в данной области техники будет понятно, что водонабухающий материал может проявлять некоторую степень нефтенабухаемости (например, при контакте с текучей средой на углеводородной основе). Аналогично, что будет понятно специалисту в данной области техники, нефтенабухающий материал может проявлять некоторую степень водонабухаемости (например, набухать при контакте с текучей средой на водной основе).

[0037] Неограничивающие примеры водонабухающих материалов, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают в себя сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), привитой сополимер крахмала и полиакрилатной кислоты, привитой сополимер поливинилового спирта и циклического кислотного ангидрида, сополимер изобутилена и малеинового ангидрида, сополимер винилацетата и акрилата, полимер оксида полиэтилена, привитой поли(этилен оксид) полиакриловой кислоты), полимер типа карбоксиметилцеллюлозы, привитой сополимер крахмала и полиакрилонитрила, полиметакрилат, полиакриламид, сополимер акриламида и акриловой кислоты, поли(2-гидроксиэтил метакрилат), поли(2-гидроксипропил метакрилат), нерастворимый акриловый полимер, глинистый минерал с высокой способность к набуханию, бентонит натрия, бентонит натрия с монтмориллонитом в качестве основного компонента, бентонит кальция, их производные или их комбинации.

[0038] Неограничивающие примеры нефтенабухающих материалов, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают в себя нефтенабухающий каучук, натуральный каучук, полиуретановый каучук, акрилат-бутадиеновый каучук, бутилкаучук (IIR), бромированный бутилкаучук (BIIR), хлорированный бутилкаучук (CIIR), хлорированный полиэтиленкаучук (СМ/CPE), изопреновый каучук, хлоропреновый каучук, неопреновый каучук, бутадиеновый каучук, стирол-бутадиеновый сополимерный каучук (SBR), сульфированный полиэтилен (PES), хлор-сульфированный полиэтилен (CSM), этилен-акрилатный каучук (ЕАМ, АЕМ), сополимер эпихлоргидрина и оксида этилена (СО, ЕСО), этилен-пропиленовый сополимерный каучук (ЕРМ), этилен-пропилен-диеновый терполимер (EPDM), пероксидный сшитый, этилен-пропиленовый сополимерный каучук, серный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, этилен-пропилен-диеновый терполимерный каучук (ЕРТ), сополимер этилена и винилацетата, фторсиликоновый каучук (FVMQ), силиконовый каучук (VMQ), поли-2,2,1-бициклогептен (полинорборнен), полимер алкилстирола, сшитый замещенный сополимер винила и акрилата, их производные или их комбинации.

[0039] Неограничивающие примеры водонефтенабухающих материалов, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают в себя нитриловый каучук (NBR), акрилонитрил-бутадиеновый каучук, гидрированный нитриловый каучук (HNBR), высоконасыщенный нитриловый каучук (HNS), гидрированный акрилонитрил-бутадиеновый каучук, полимер типа акриловой кислоты, полиакриловая кислота), полиакрилатный каучук, фторкаучук (FKM), перфторкаучук (FFKM), их производные или их комбинации.

[0040] В одном из вариантов осуществления водонабухающий материал с различной степенью небольшой нефтенабухаемости может быть получен добавлением к полимеру EPDM или его прекурсорной мономерной смеси (i) эластомерной добавки, такой как, например, нитрил, HNBR, фторэластомеры или эластомеры на основе акрилата, или их прекурсоры; и (ii) ненасыщенной органической кислоты, ангидрида или их производных (например, малеиновой кислоты, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты), опционально, в комбинации с неорганическим агентом расширения (например, карбонатом натрия); причем ненасыщенная органическая кислота, ангидрид или их производные могут присутствовать в полимере EPDM или его прекурсорной мономерной смеси в количестве, составляющем от приблизительно 1 до приблизительно 10 частей на сто частей каучука (phr), и в котором неорганическое расширяющее вещество может быть распределено в EPDM полимере или его прекурсорной мономерной смеси в количестве, составляющем от приблизительно 1 до приблизительно 10 phr.

[0041] В одном из вариантов осуществления ненасыщенная органическая кислота содержит высококислотное ненасыщенное вещество (например, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота). В таком варианте осуществления, когда высококислотное ненасыщенное вещество добавляют к полимеру EPDM или его прекурсорной мономерной смеси в количестве, составляющем от приблизительно 0,5 до приблизительно 5 phr, при этом полученный в результате набухающий материал может иметь различную нефтенабухаемость, и также может набухать в текучих средах с низким значением рН, как например, в растворе для заканчивания скважин, содержащем бромид цинка.

[0042] В одном из вариантов осуществления вторая добавка дополнительного количества неор