NO318536B1 - Well valve and method for simultaneous well production and well injection - Google Patents

Well valve and method for simultaneous well production and well injection Download PDF

Info

Publication number
NO318536B1
NO318536B1 NO19991214A NO991214A NO318536B1 NO 318536 B1 NO318536 B1 NO 318536B1 NO 19991214 A NO19991214 A NO 19991214A NO 991214 A NO991214 A NO 991214A NO 318536 B1 NO318536 B1 NO 318536B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
well
production
reservoir
pipe
well valve
Prior art date
Application number
NO19991214A
Other languages
Norwegian (no)
Other versions
NO991214L (en
NO991214D0 (en
Inventor
Allan Cassells Sharp
Original Assignee
Axtech Ltd
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 Axtech Ltd filed Critical Axtech Ltd
Publication of NO991214D0 publication Critical patent/NO991214D0/en
Publication of NO991214L publication Critical patent/NO991214L/en
Publication of NO318536B1 publication Critical patent/NO318536B1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
    • E21B33/047—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads for plural tubing strings
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
    • E21B33/072—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells for cable-operated tools
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/18—Repressuring or vacuum methods

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Forging (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en brønnventil og en fremgangsmåte for samtidig brønnproduksjon og brønninjeksjon, ifølge kravinnledningene. The present invention relates to a well valve and a method for simultaneous well production and well injection, according to the claims introductions.

Økonomiske forhold og tendenser har tvunget selskaper og teknologer involvert i undersøkelser for produksjon av petroleum til å søke nye fremgangsmåter for kostreduksjon. En slik kostnad er den som oppstår under selve boringen av brønnene gjennom hvilke petroleum blir produsert, eller vann injisert til å opprettholde reservoartrykket som driver petroleum mot overflaten. Fremgangsmåter ifølge tidligere teknikk for utnyttelse av reservoarer krever boring av et antall brønner av hvilke det er to slag. Produksjonsbrønner gjennom hvilke hydrokarboner blir overført til overflaten for senere prosessering, markedsføring og salg, og injeksjonsbrønner gjennom hvilke passende behandlet vann blir tvunget under trykk inn i vannreservoaret som understøtter oljereservoaret, og dermed opprettholde reservoartrykket når petroleum bli fjernet. Produksjonsbrønner blir ofte senere omformet til injeksjonsbrønner når reservoarforholdene endrer seg under utnyttelsen. Economic conditions and trends have forced companies and technologists involved in investigations for the production of petroleum to seek new methods for cost reduction. One such cost is that which occurs during the actual drilling of the wells through which petroleum is produced, or water injected to maintain the reservoir pressure that drives petroleum to the surface. Prior art methods for exploiting reservoirs require drilling a number of wells of which there are two types. Production wells through which hydrocarbons are transferred to the surface for later processing, marketing and sale, and injection wells through which suitably treated water is forced under pressure into the water reservoir that supports the oil reservoir, thereby maintaining reservoir pressure when petroleum is removed. Production wells are often later converted to injection wells when the reservoir conditions change during exploitation.

Viktigheten av å opprettholde reservoartrykket er at det maksimaliserer ytelsen av hydrokarboner. Skulle dette trykke tillates å falle gjennom kortsiktig overproduksjon, kan strømningsmengdene til overflaten bli redusert, og gass vil utvikles fra væskene. Disse gassene er mer mobile enn de tyngre og mer verdifulle hydrokarboner og skal produseres preferensielt til de væsker som kan være igjen i reservoaret. The importance of maintaining reservoir pressure is that it maximizes the performance of hydrocarbons. Should this pressure be allowed to fall through short-term overproduction, flow rates to the surface may be reduced and gas will evolve from the fluids. These gases are more mobile than the heavier and more valuable hydrocarbons and must be produced preferentially for the liquids that may remain in the reservoir.

Det nye trekk ved denne oppfinnelse er vist mot bakgrunnen av dens anvendelse i den detaljerte beskrivelse som følger, og i forbindelse med tegningene, hvor figur 1 viser et oppriss i snitt av en brønn boret gjennom et oljebærende reservoar inn i vannreservoaret umiddelbart nedenfor, figur 2 viser produksjonsinjeksjonskomplettering nede i borehullet, og viser alle de viktige tekniske og geologiske trekk, figur 3 viser brønnventilen og tilhørende utstyr som muliggjør samtidig produksjon og injeksjonsoperasjoner, figur 4 viser utførelsen av utstyr for boreoperasjoner gjennom brønnventilen. The novel feature of this invention is shown against the background of its application in the detailed description which follows, and in connection with the drawings, in which Figure 1 shows an elevation in section of a well drilled through an oil-bearing reservoir into the water reservoir immediately below, Figure 2 shows production injection completion down the borehole, and shows all the important technical and geological features, figure 3 shows the well valve and associated equipment that enables simultaneous production and injection operations, figure 4 shows the execution of equipment for drilling operations through the well valve.

Figur 1 er et oppriss i snitt av en brønn 1 boret gjennom et oljebærende reservoar 2 inn i vannreservoaret 3 umiddelbart nedenfor. Brønnen er vist som avvikende, siden slike produksjonsinjeksbrønner typisk skal søke å maksimalisere avstanden mellom injeksjonsperforeringene og produksjonsperforeringene for å hindre eller minimalisere effekten som er kjent som "koning", et fenomen hvor vann blir tiltrukket til produksjonsperforeringene, og dermed for tidlig å øke vannblandingen i de produserte fluida. Avvik, profil og perforeringsposisjoner skal etableres av reservoaerksperter ved bruk av geologiske og petrofysiske data. Figure 1 is an elevation in section of a well 1 drilled through an oil-bearing reservoir 2 into the water reservoir 3 immediately below. The well is shown as anomalous, since such production injection wells typically seek to maximize the distance between the injection perforations and the production perforations in order to prevent or minimize the effect known as "coning", a phenomenon where water is attracted to the production perforations, thereby prematurely increasing the water mix in the produced fluids. Deviations, profile and perforation positions must be established by reservoir experts using geological and petrophysical data.

Injeksjonsperforeringer 4 tillater inntrenging under trykk av injeksjonsvann inn i vannreservoaret nedenfor petroleumsreservoaret. Produksjonsperforeringene 5 i den oljebærende formasjon tillater innadgående strømning av petroleum inn i det aktive ringrom og opp til brønnventilen. For korthet, viser illustrasjonen en offshoreplattform 6 ved begynnelsen av brønnen. Olje-vannkontakten 7 er grensesnittet mellom hydrokarbonreservoaret og vannreservoaret. Figur 2 viser en produksjonsinjeksjonskomplettering. Injeksjonsrørstrengen 8 strekker seg fra brønnventilen (ikke vist) gjennom pakningen 9 og inn i et område av brønnen i nærheten av injeksjonsperforeringene 4. Pakningen sikrer at injiserte og produserte fluida er isolert fra hverandre. Lengre opp i brønnen er det produksjonsperforeringer 5 gjennom hvilke hydrokarboner entrer det aktive ringform. Plasseringen av både injeksjons- og produksjonsperforeringene skal være avhengig av faktorer som gjelder hver individuell brønn spesielt: lokalisering av olje-vannkontakt 7, avviksvinkel for brønnen, lokalisering av feil og frakturer, gjennomtrengelighet i formasjonen. En foringsrørstreng 10 nede i borehullet strekker seg fra bunnen av brønnen til den posisjon typisk 100-200 m målt lengde ovenfor skoen for overflateforingsrøret. Foringsrørstrengen, som er helt innstøpt i sement 11, har en tettende mottaker 12 plassert ved og festet på sin øvre ende. Inni denne mottaker er det ført en produksjons-plattformrørstreng 13, viss nedre ende er forseglet i mottakeren. Den tettende mottaker kan tillate bevegelse av produksjonsplattformrøret på grunn av varme- og trykkvirkninger mens det opprettholder en fullt funksjonerende tetning. En ringformet sikkerhetsventil 14, om nødvendig installert på overflateforingsrøret 15 ved en posisjon ovenfor nivået av sementen gir beskyttelse for det passive ringrom i hvilket trykk kan endre seg om kombinasjonen av produksjonsplattformrøret og foringsrøret nede i borehullet utvikler en lekkasje. En ringformet sikkerhetsventil 16 sikrer at hydrokarbonproduksjon stopper i tilfelle en nødsituasjon på grunn av dens nærhet til det aktive ringrom. Sikkerhetsventil 17 under overflaten, om nødvendig installert i rørstrengen, stenges også i tilfelle en nødsituasjon, og hindrer injisering av vann inn i vannreservoaret, eller alternativt stopper produksjonen av hydrokarboner fra hydrokarbonreservoaret. Figur 3 viser brønnventil anordningen for en komplettert brønn. Brønnventil blokken 18 har to profiler, nedre og øvre, i hvilke er koplet produksjonsplattformrørhengeren 19 og injeksjonsrørhengeren 20. Hengerne har deres tilhørende pakninger 21 og 22 for å sikre isolasjon av de transporterte fluida. I injeksjonsrørhengeren er det installert en plugg 23 som fjernes i tilfelle overhaling. Kronepluggene 24 er installert i bestemte profiler i den øvre ende av treblokken. Både de øvre og nedre eksterne ender av treblokken har profiler maskineri til å muliggjøre mekanisk forbindelse med hhv en boresikkerhetsventil (BOP) 25 og brønnhodet 26. Ventiler er essensielle elementer i systemet. Mekanisk festet på eller integrert med treblokken, er det ventilblokker 27 og 28 som tillater å styre strøm av produksjonsfluida opp, eller injeksjonsfluida ned, rørhullet, og produksjonsfluida opp det aktive ringrom. Figur 4 viser situasjonen etter at produksjonsplattformforingsrørhengeren er satt inn i brønnventilen nedre rør. En rørbeskytter 29, som fjernes etter komplettering av all boring, beskytter de tettende overflater for senere installerte hengere. Fremgangsmåter ifølge tidligere teknikk har installert brønnhodet og overflateforingsstrenger. Injection perforations 4 allow injection water to enter under pressure into the water reservoir below the petroleum reservoir. The production perforations 5 in the oil-bearing formation allow inward flow of petroleum into the active annulus and up to the well valve. For brevity, the illustration shows an offshore platform 6 at the beginning of the well. The oil-water contact 7 is the interface between the hydrocarbon reservoir and the water reservoir. Figure 2 shows a production injection completion. The injection pipe string 8 extends from the well valve (not shown) through the packing 9 and into an area of the well near the injection perforations 4. The packing ensures that injected and produced fluids are isolated from each other. Further up the well there are production perforations 5 through which hydrocarbons enter the active ring form. The location of both the injection and production perforations must depend on factors that apply to each individual well in particular: location of oil-water contact 7, deviation angle for the well, location of faults and fractures, permeability of the formation. A casing string 10 down in the borehole extends from the bottom of the well to the position typically 100-200 m measured length above the shoe for the surface casing. The casing string, which is completely embedded in cement 11, has a sealing receiver 12 located at and attached to its upper end. A production platform pipe string 13 is routed inside this receiver, the lower end of which is sealed in the receiver. The sealing receiver can allow movement of the production platform pipe due to heat and pressure effects while maintaining a fully functional seal. An annular safety valve 14, if necessary installed on the surface casing 15 at a position above the level of the cement provides protection for the passive annulus in which pressure can change if the combination of the production platform pipe and casing downhole develops a leak. An annular safety valve 16 ensures that hydrocarbon production stops in the event of an emergency due to its proximity to the active annulus. Safety valve 17 below the surface, if necessary installed in the pipe string, is also closed in the event of an emergency, preventing the injection of water into the water reservoir, or alternatively stopping the production of hydrocarbons from the hydrocarbon reservoir. Figure 3 shows the well valve device for a completed well. The well valve block 18 has two profiles, lower and upper, in which the production platform pipe hanger 19 and the injection pipe hanger 20 are connected. The hangers have their associated gaskets 21 and 22 to ensure isolation of the transported fluids. A plug 23 is installed in the injection pipe hanger, which is removed in case of overhaul. The crown plugs 24 are installed in specific profiles at the upper end of the wooden block. Both the upper and lower external ends of the wooden block have profiled machinery to enable mechanical connection with a drilling safety valve (BOP) 25 and the wellhead 26 respectively. Valves are essential elements in the system. Mechanically attached to or integrated with the wooden block, there are valve blocks 27 and 28 which allow to control the flow of production fluid up, or injection fluid down, the pipe hole, and production fluid up the active annulus. Figure 4 shows the situation after the production platform casing hanger has been inserted into the well valve lower pipe. A pipe protector 29, which is removed after completion of all drilling, protects the sealing surfaces for later installed hangers. Prior art methods have installed the wellhead and surface casing strings.

Et eksempel på et foringsprogram til hvilke oppfinnelsen er anvendbar vil det være en overflatestreng på 273 mm x 244,5 mm til omkring 4 000 m målt dybde, en borehullsforing på 177,8 mm fra ca 3 900m til 5 000m målt dybde, og en produksjonsplattform-streng på 193,7 mm. Injeksjonsrøret med 127 mm diameter ville . rekke til ca 4 800 m. Det er sannsynlig at brønnen ville være meget avvikende og at foringsprogrammet ville bli justert til 193,7 mm x 127 mm med pakningen satt umiddelbart ovenfor krysningen. 127 mm-seksjonen ville være røret for injeksjonsfluid fra 127 mm, og brønnen er nå en etthullstype for operasjonsfordeler. Perforeringsprogrammet for høyt avvikende brønner kan kreve at injeksjonsperforeringer blir utført med spolet rør. An example of a casing program to which the invention is applicable would be a surface string of 273 mm x 244.5 mm to about 4,000 m measured depth, a borehole casing of 177.8 mm from about 3,900 m to 5,000 m measured depth, and a production platform string of 193.7 mm. The 127 mm diameter injection pipe would . range to approx. 4,800 m. It is likely that the well would be very deviant and that the casing program would be adjusted to 193.7 mm x 127 mm with the packing placed immediately above the intersection. The 127 mm section would be the pipe for injection fluid from 127 mm, and the well is now a one-hole type for operational advantages. The perforation program for highly deviated wells may require injection perforations to be performed with coiled pipe.

Den foreliggende oppfinnelse frembringer flere fordeler over tidligere teknikk. Det er vanlig praksis at dediserte injeksjonsbrønner bores for å understøtte et hydrokarbonreservoar hvor et passende vannreservoar er til stede. Det er flere eksempler hvor kortsiktig og forhastet produksjon av reservoarer har redusert reservoarets trykk til under brukbarheten, med senere kostbare skritt tatt for å gjenopprette trykket gjennom vanninjeksjon. Denne oppfinnelse, hvis benyttet ved begynnelsen av utviklingsprogrammet, sikrer opprettholdelse av reservoartrykket uten ytterligere borekostnader. Denne oppfinnelse er anvendelig til reservoarer hvor vanninjeksjonen er mulig og ønsket på basis av geologiske og petrofysiske faktorer. For eksempel ville det ved bruk av systemet bare kreves tolv brønner i et tilfelle hvor et feltutviklingsprogram skal dekke tolv produksjonsbrønner og åtte injeksjonsbrønner. Kostnadsbesparelsene i boreprogrammet er i størrelsesorden 40% for et slikt felt. Brønnventilen muliggjør implementering av brønnene, og er uunnværlig for minimalisering av kapital- og operasjonskostnader. The present invention provides several advantages over the prior art. It is common practice for dedicated injection wells to be drilled to support a hydrocarbon reservoir where a suitable water reservoir is present. There are several examples where short-term and hasty production of reservoirs has reduced the reservoir pressure below serviceability, with subsequent costly steps taken to restore pressure through water injection. This invention, if used at the beginning of the development program, ensures the maintenance of the reservoir pressure without additional drilling costs. This invention is applicable to reservoirs where water injection is possible and desired on the basis of geological and petrophysical factors. For example, using the system, only twelve wells would be required in a case where a field development program is to cover twelve production wells and eight injection wells. The cost savings in the drilling program are in the order of 40% for such a field. The well valve enables the implementation of the wells, and is indispensable for minimizing capital and operating costs.

Eksempler på modifikasjoner omfatter blant annet: fjerning av den øvre skulder på brønnventilen og tilkopling av rørhengeren på produksjonsplattformsrørhengeren, deling av treblokken i to separate spoler for hengeutstyr. Det er videre påtenkt: i) at injeksjonsfluidet kan injiseres direkte inn i hydrokarbonreservoaret istedenfor i det støttende vannreservoar i hovedsak når gjennomtrengeligheten av vannreservoarformasjonen er meget lav i forhold til oljereservoarformasjonen, ii) at gassløfteoperasjoner kan påvirkes ved å omfatte passende spindler i produksjonsplattformsrørstrengen, som tillater gass å entre det aktive ringform fra det hittil passive ringrom, og iii) at passende pumper under overflaten som bruker injeksjonsfluid som drivfluid som passerer gjennom vannreservoaret, kunne benyttes for å forbedre produksjon av hydrokarboner. Examples of modifications include: removal of the upper shoulder on the well valve and connection of the pipe hanger to the production platform pipe hanger, splitting the wooden block into two separate coils for hanging equipment. It is further contemplated: i) that the injection fluid can be injected directly into the hydrocarbon reservoir instead of the supporting water reservoir essentially when the permeability of the water reservoir formation is very low in relation to the oil reservoir formation, ii) that gas lift operations can be affected by including suitable spindles in the production platform tubing string, which allows gas to enter the active annulus from the hitherto passive annulus, and iii) that suitable subsurface pumps using injection fluid as drive fluid passing through the water reservoir could be used to enhance production of hydrocarbons.

Claims (20)

1. Brønnventil omfattende prinsipielt tre blokker, ventiler, plugger, to røroppheng og brønnhodekoplinger for plassering og mekanisk tilkopling til et brønnhode for installasjon foringsrørstrenger for en komplettert brønn når i bruk for samtidig produksjon av hydrokarboner fra et reservoar og vanninjeksjon i et vannførende sjikt derunder i en enkelt boret brønn eller separat og samtidig produksjon av hydrokarboner fra valgte sektorer i et reservoar eller et tilstøtende reservoar, i en enkelt boret brønn, karakterisert ved at hver strøm med produserte hydrokarboner eller både de produserte hydrokarboner og det injiserte vannet strømmer gjennom brønnventilen, at brønnventilen er av typen for plassering på overflate eller på bunnen og har indre profiler for mottak av henger- og tetningsutstyr for to konsentriske rørstrenger og strømningskontrollporter for de resulterende ringrom og sentralboringen, og at det ytterligere er innrettet for plassering og tilkopling av en utblåsingssikring på den øverste ytre profilen.1. Well valve comprising in principle three blocks, valves, plugs, two pipe hangers and wellhead connectors for placement and mechanical connection to a wellhead for installation of casing strings for a completed well when in use for simultaneous production of hydrocarbons from a reservoir and water injection into an aquifer below in a single drilled well or separate and simultaneous production of hydrocarbons from selected sectors in a reservoir or an adjacent reservoir, in a single drilled well, characterized in that each stream of produced hydrocarbons or both the produced hydrocarbons and the injected water flows through the well valve, that the well valve is of the type for placement on the surface or on the bottom and has internal profiles for receiving hanger and sealing equipment for two concentric pipe strings and flow control ports for the resulting annulus and the central bore, and that it is further arranged for the placement and connection of a blowout preventer on the top outer profile. 2. Brønnventil ifølge krav 1, karakterisert ved at en profil er plassert intemt i den nedre seksjon av brønnventilens legeme på hvilken profil er montert, festet og tettet en henger for en ytre rørstreng.2. Well valve according to claim 1, characterized in that a profile is placed intimately in the lower section of the well valve's body on which profile a hanger for an outer pipe string is mounted, fixed and sealed. 3. Brønnventil ifølge krav 1, karakterisert ved at den ytre profil er plassert inne i den sentrale seksjon av brønnventil ets legeme, på hvilken profil er montert, festet og forseglet en henger for en innvendig rørstreng.3. Well valve according to claim 1, characterized in that the outer profile is placed inside the central section of the well valve's body, on which profile a hanger for an internal pipe string is mounted, fixed and sealed. 4. Brønnventil ifølge krav 1, karakterisert ved at en ytterligere profil er plassert internt i den øvre seksjon av brønnventil ets legeme, på hvilken profil er montert, festet og tettet en eller flere plugger eller hettemekanismer.4. Well valve according to claim 1, characterized in that a further profile is placed internally in the upper section of the well valve's body, on which profile one or more plugs or cap mechanisms are mounted, fixed and sealed. 5. Brønnventil ifølge krav 3, karakterisert ved at den indre rørhenger er plassert på den tidligere installerte ytre rørhenger.5. Well valve according to claim 3, characterized in that the inner pipe hanger is placed on the previously installed outer pipe hanger. 6. Brønnventil ifølge krav 2, karakterisert ved at den ytre rørhenger henger fra en rørstreng som er forbundet med en produksjonsplattform-mottaker plassert på den øvre ende av et forinstallert foringsrør.6. Well valve according to claim 2, characterized in that the outer pipe hanger hangs from a pipe string which is connected to a production platform receiver placed on the upper end of a pre-installed casing pipe. 7. Brønnventil ifølge krav 1, karakterisert ved at to separate ventilsystemer er festet på eller integrert med brønnventil ets legeme.7. Well valve according to claim 1, characterized in that two separate valve systems are attached to or integrated with the body of the well valve. 8. Brønnventil ifølge krav 7, karakterisert ved at den øvre ventilblokk gir fluidene tilgang til eller utgang fra, tomrommet mellom de nevnte plugger og den nevnte indre rørhenger og påmonterte rørstreng som strekker seg ned i borehullet.8. Well valve according to claim 7, characterized in that the upper valve block gives the fluids access to, or exit from, the void between the said plugs and the said internal pipe hanger and attached pipe string that extends down into the borehole. 9. Brønnventil ifølge krav 7, karakterisert ved at den nedre ventilblokk gir fluidene tilgang til eller utgang fra tomrommet mellom den nevnte indre rørhenger og den ytre rørhenger, og det ringrom som dannes ved de rørstrenger som er respektivt festet på dem.9. Well valve according to claim 7, characterized in that the lower valve block gives the fluids access to or exit from the void between the aforementioned inner pipe hanger and the outer pipe hanger, and the annulus formed by the pipe strings which are respectively attached to them. 10. Brønnventil ifølge krav 1, karakterisert ved at strømningskontrollporten til ringrommet, som utformet ved den ytre rørstreng som en indre overflate og foringsrørstrengen som en ytre overflate, er tilpasset for gassløftoperasjoner.10. Well valve according to claim 1, characterized in that the flow control port of the annulus, which is formed by the outer pipe string as an inner surface and the casing string as an outer surface, is adapted for gas lifting operations. 11. Brønnventil ifølge krav 1, karakterisert ved at brønnventil blokken er delt i separate spoler for henging og tetningsutstyr.11. Well valve according to claim 1, characterized in that the well valve block is divided into separate coils for hanging and sealing equipment. 12. Fremgangsmåte for samtidig men separat produksjon av hydrokarboner fra sektorer av et reservoar i en enkelt boret brønn, og for samtidig eller enkeltvanninjeksjon i et underliggende vannreservoar og hydrokarbonproduksjon fra det nevnte reservoar, også i en enkelt boret brønn, muligens den samme brønn som den førstnevnte etter omforming av den nedre seksjon fra hydrokarbonproduksjon til vanninjeksjon, ved a) å bore et mål-awikende primært brønnhull gjennom et hydrokarbonreservoar, b) å oppnå den ønskede awiksvinkel fra vertikalen, og å fortsette å bore primært brønnhull til sektorer av reservoarer forskjøvet fra den første sektor ment for produksjon, c) å bore videre gjennom reservoaret inn i det underliggende vannreservoar, d) å kjøre et foringsrør i brønnhullet og å sementere det på plass, karakterisert ved e) å kjøre og installere en rørstreng som forbindes med en produksjonsplattformmottaker plassert på den øvre ende av foringsrøret, hvor røret henger fra dets henger som er installert i den nedre profil av brønnventil et, f) å perforere foringen ved intervaller som nødvendig for å utvikle program osv, hvor perforeringene er satt ved intervaller i reservoaret, g) å kjøre og installere en annen rørstreng og å sette pakningen nedenfor i eksisterende perforeringer, hvor denne andre rørstreng henger fra en rørhenger som er installert i den sentrale profil av brønnventil et, h) videre perforering i foringsrørseksjonen nedenfor pakningen, hvor disse perforeringene fortrinnsvis er plassert i det underliggende vannreservoar eller like ovenfor olje-vannkontakten.12. Procedure for simultaneous but separate production of hydrocarbons from sectors of a reservoir in a single drilled well, and for simultaneous or single water injection into an underlying water reservoir and hydrocarbon production from the aforementioned reservoir, also in a single drilled well, possibly the same well as the the former after conversion of the lower section from hydrocarbon production to water injection, by a) drilling a target off-target primary wellbore through a hydrocarbon reservoir, b) achieving the desired off-vertical angle, and continuing to drill primary wellbore to sectors of reservoirs offset from the first sector intended for production, c) to drill further through the reservoir into the underlying water reservoir, d) to run a casing in the wellbore and to cement it in place, characterized by e) to run and install a pipe string that connects to a production platform receiver placed on the upper end of the casing, where the pipe hangs from its hanger which is inst very in the lower profile of well valve et, f) to perforate the casing at intervals as necessary to develop program etc., where the perforations are set at intervals in the reservoir, g) to run and install another pipe string and to set the gasket below in existing perforations , where this second pipe string hangs from a pipe hanger installed in the central profile of the well valve, h) further perforation in the casing section below the packing, where these perforations are preferably located in the underlying water reservoir or just above the oil-water contact. 13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at hydrokarboner blir produsert opp til ringformet utforming av den indre og den ytre rørstreng, mens produserte fluida strømmer det nedre ventilsystem.13. Method according to claim 12, characterized in that hydrocarbons are produced up to the annular design of the inner and outer pipe string, while produced fluids flow through the lower valve system. 14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at hydrokarboner blir produsert opp til rørstrengen, mens produserte fluida strømmer gjennom det øvre ventilsystem.14. Method according to claim 12, characterized in that hydrocarbons are produced up to the pipe string, while produced fluids flow through the upper valve system. 15. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at injeksjonsfluida blir pumpet ned i den indre rørstreng og injisert i vannreservoaret.15. Method according to claim 12, characterized in that injection fluid is pumped down the inner pipe string and injected into the water reservoir. 16. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at den omfatter samtidig fremgangsmåtene ifølge krav 13 og krav 14.16. Method according to claim 12, characterized in that it simultaneously comprises the methods according to claim 13 and claim 14. 17. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at den omfatter samtidig fremgangsmåtene ifølge krav 13 og krav 15.17. Method according to claim 13, characterized in that it simultaneously comprises the methods according to claim 13 and claim 15. 18. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at den kronologiske rekkefølge av hendelser e) til h) er utsatt for variasjon.18. Method according to claim 12, characterized in that the chronological order of events e) to h) is subject to variation. 19. Fremgangsmåte ifølge kravene 13, 16 og 17, karakterisert ved at ringromproduksjonen av hydrokarboner er assistert ved gassløft, hvor gass som entrer produksjonsringrommet fra det passive ringform gjennom gassløftspindler som er passende plassert i produksjonsplattformsrørstrengen.19. Method according to claims 13, 16 and 17, characterized in that the annulus production of hydrocarbons is assisted by gas lift, where gas enters the production annulus from the passive annulus through gas lift spindles that are suitably placed in the production platform pipe string. 20. Fremgangsmåte ifølge kravene 13, 16 og 17, karakterisert ved at ringromproduksjonen av hydrokarboner er assistert ved pumpe nede i borehullet, som bruker injeksjonsfluida pumpet ned i røret som drivfluid for ringromrotoren som frembringer ytterligere løft til hydrokarbonene i ringrommet, hvor injeksjonsfluidet kommer ut gjennom pumpen på vei til injeksjonsperforeringene.20. Method according to claims 13, 16 and 17, characterized in that the annulus production of hydrocarbons is assisted by a pump down in the borehole, which uses injection fluid pumped down the pipe as drive fluid for the annulus rotor which produces further lift to the hydrocarbons in the annulus, where the injection fluid comes out through the pump on its way to the injection perforations.
NO19991214A 1997-07-14 1999-03-11 Well valve and method for simultaneous well production and well injection NO318536B1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/GB1997/001900 WO1999004137A1 (en) 1997-07-14 1997-07-14 Simultaneous production and water injection well system

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO991214D0 NO991214D0 (en) 1999-03-11
NO991214L NO991214L (en) 1999-05-12
NO318536B1 true NO318536B1 (en) 2005-04-11

Family

ID=10806819

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19991214A NO318536B1 (en) 1997-07-14 1999-03-11 Well valve and method for simultaneous well production and well injection

Country Status (3)

Country Link
AU (1) AU3550997A (en)
NO (1) NO318536B1 (en)
WO (1) WO1999004137A1 (en)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1336721B1 (en) * 2000-03-24 2006-11-29 FMC Technologies, Inc. Tubing head seal assembly
WO2001073257A1 (en) * 2000-03-24 2001-10-04 Fmc Corporation Tubing head seal assembly
AU2005294520B2 (en) 2004-10-07 2010-02-18 Bj Services Company, U.S.A. Downhole safety valve apparatus and method
BRPI0519549A2 (en) 2004-12-22 2009-01-27 Bj Services Co Method and apparatus for hydraulically deviating from a well tool
AU2008206518B2 (en) * 2007-01-12 2011-06-09 Bj Services Company Wellhead assembly and method for an injection tubing string
US7913754B2 (en) 2007-01-12 2011-03-29 Bj Services Company, U.S.A. Wellhead assembly and method for an injection tubing string
CA2660219C (en) 2008-04-10 2012-08-28 Bj Services Company System and method for thru tubing deepening of gas lift
US8100181B2 (en) 2008-05-29 2012-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Surface controlled subsurface safety valve having integral pack-off
GB2466514B (en) * 2008-12-24 2012-09-05 Weatherford France Sas Wellhead downhole line communication arrangement
US8479828B2 (en) 2010-05-13 2013-07-09 Weatherford/Lamb, Inc. Wellhead control line deployment
GB2484693A (en) 2010-10-20 2012-04-25 Camcon Oil Ltd Fluid injection control device
US8631875B2 (en) 2011-06-07 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Insert gas lift injection assembly for retrofitting string for alternative injection location
CN103184859B (en) * 2013-03-18 2015-09-09 中国石油天然气股份有限公司 For quarrying apparatus and the method for single-well injection-production
CN103939067B (en) * 2014-05-19 2016-03-09 中国石油化工股份有限公司 A kind of casing patching well layered water filler
CN106499370A (en) * 2016-08-22 2017-03-15 中国石油天然气股份有限公司 Well group synchronization dispensing divides each interval Liquid output computational methods of the separate-zone producer that adopts and device
NO344391B1 (en) 2017-04-12 2019-11-25 Aker Solutions As A wellhead arrangement and installation method
CN113107367B (en) * 2021-04-02 2023-09-26 中石化绿源地热能(陕西)开发有限公司 Same-well same-layer mining and irrigation well completion method

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2335355A (en) * 1939-09-11 1943-11-30 Arthur J Penick Producting equipment for wells
US3640341A (en) * 1969-11-06 1972-02-08 Texas Iron Works Apparatus for completing plural zone oil and gas wells
US3871456A (en) * 1971-12-22 1975-03-18 Otis Eng Co Methods of treating wells
US5114158A (en) * 1990-11-19 1992-05-19 Le Tri C Packing assembly for oilfield equipment and method
GB2254634A (en) * 1991-04-12 1992-10-14 Bp Exploration Operating Multiple concentric bore tubing hanger
GB2311312B (en) * 1996-03-19 1998-03-04 Allan Cassells Sharp Method and apparatus for simultaneous production and injection operations in a single well

Also Published As

Publication number Publication date
NO991214L (en) 1999-05-12
WO1999004137A1 (en) 1999-01-28
AU3550997A (en) 1999-02-10
NO991214D0 (en) 1999-03-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0840834B1 (en) Apparatus and process for drilling and completing multiple wells
RU2362005C2 (en) Method of conservation, completion and repair of well
US6142236A (en) Method for drilling and completing a subsea well using small diameter riser
US8689879B2 (en) Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing
US8695713B2 (en) Function spool
NO318536B1 (en) Well valve and method for simultaneous well production and well injection
NO328382B1 (en) completion System
NO340286B1 (en) Universal pipe suspension device and well completion system, as well as a method for installing the same
NO341183B1 (en) System and method for producing fluids from underground formations
NO309623B1 (en) Device and method for drilling and completion of several underground wells
AU2014332360B2 (en) Riserless completions
WO1995017576A1 (en) Dual concentric string high pressure riser
US20130037272A1 (en) Method and system for well access to subterranean formations
GB2311312A (en) Well system
NO20191012A1 (en) An apparatus for forming at least a part of a production system for a wellbore, and a line for and a method of performing an operation to set a cement plug in a wellbore
US11111764B2 (en) Wellbore annular safety valve and method
Merkle et al. Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River
RU2260681C2 (en) Oil and gas deposit development method
NO334707B1 (en) Wellbore insulation system for use in an underground well
WO2018143825A1 (en) An apparatus for forming at least a part of a production system for a wellbore, and a line for an a method of performing an operation to set a cement plug in a wellbore
US11898427B2 (en) Non-comingled concentric tubing production from two different reservoirs
US20230340856A1 (en) Temporary suspension of completed hydrocarbon wells
Geldimyradovich et al. EXPERIENCE OF DRILLING WELLS FOR FIELD DEVELOPMENT BY DUAL COMPLETION OPERATION
US9404332B2 (en) Well system with an independently retrievable tree
NO328192B1 (en) Wellhead system with a horizontal coil valve tree and method for drilling and completing subsea wells

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees