NO340942B1 - Apparat og fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon - Google Patents
Apparat og fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO340942B1 NO340942B1 NO20111718A NO20111718A NO340942B1 NO 340942 B1 NO340942 B1 NO 340942B1 NO 20111718 A NO20111718 A NO 20111718A NO 20111718 A NO20111718 A NO 20111718A NO 340942 B1 NO340942 B1 NO 340942B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- flow
- fluid
- control device
- production string
- formation
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 136
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 99
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 37
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 55
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 3
- 230000036651 mood Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Lubrication Details And Ventilation Of Internal Combustion Engines (AREA)
- Cyclones (AREA)
- Paper (AREA)
- Manufacture, Treatment Of Glass Fibers (AREA)
- Accessories For Mixers (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Området for oppfinnelsen
[0001]Oppfinnelsen angår generelt systemer og fremgangsmåter for selektiv styring av fluidstrømning mellom et brønnboringsrør slik som en produksjonsstreng og en underjordisk formasjon.
2. Beskrivelse av relatert teknikk
[0002]US 5706891 A omtaler en gruspakket vannflømmingsfluidinjeksjonsspindel som er anordnet for en vannflømmingsbrønn som innbefatter en sidelomme med strømningsstyringsanordning deri for injeksjon av pumpet vannflømmingsfluid fra spindelen inn i en underoverflateformasjon av interesse. Et gruspakkeskjerme-system er opplagret av spindelen og er posisjonert slik at injisert vannflømmings-fluid slippes ut ved hjelp av strømningsstyringsanordningen og vil strømme gjennom et perforert rørelement med en omgivende partikkelekstrusjonsskjerm. Gruspakkeskjermsystemet er også anordnet slik at tilbakestrømmende fluid som strømmer fra formasjonen etter avslutning av vannflømmingsoperasjoner vil bli filtrert for å ekskludere skadelig partikkelmateriale som kan medbringes i tilbake-strømningsfluidet. Strømningsstyringsanordningen til spindelen vil således være beskyttet mot erosjon eller annen skade ved hjelp av gruspakkeskjemsystemet som utelukker forutbestemt partikkelmateriale fra tilbakestrømningen av fluid.
[0003]US 2009/0065199 A1 omtaler en gjenvinnbar strømningsstyringsanordning som omfatter et hus konfigurert for tettende å kople med en kompletteringskompo-nent. Huset kan omfatte en første port og en andre port som etablerer en fluid-bane. Fluidbanen kan regulere en fluidstrømning ettersom fluidstrømningen pas-serer gjennom fluidbanen. Huset kan videre omfatte en koplingsmekanisme konfigurert for frigjørbart å kople med et tilhørende element i brønnboringskom-pletteringen. Brønnstrømningsstyringsanordningen kan være konfigurert for å være gjenvinnbar uavhengig av kompletteringskomponenten. Strømningsstyrings-anordningen kan omfatte en tilbakeslagsventil i fluidbanen for å vesentlig begrense fluidstrømningen til en enkel retning. I noen tilfeller kan strømningsstyrings-anordningen være konfigurert for å kople med en sidelomme. I andre tilfeller kan en konsentrisk strømningsstyringsanordning være konfigurert for å kople med et skjermbasisrør, rør eller stinger.
[0004]Hydrokarboner slik som olje og gass er gjenvunnet fra en underjordisk formasjon ved å benytte en brønnboring boret inn i formasjonen. Slike brønner er typisk komplettert ved å plassere et foringsrør langs brønnboringslengden og å perforere foringsrøret tilstøtende hver slik produksjonssone for å utvinne forma-sjonsfluidene (slik som hydrokarboner) inn i brønnboringen. Fluid fra hver produksjonssone som går inn i brønnboringen er trukket inn i et rør som går til overflaten. Det er ønskelig å ha vesentlig jevn drenering langs produksjonssonen. Ujevn drenering kan resultere i uønskede forhold slik som en invasiv gasskonus eller vannkonus. I tilfellet av en oljeproduserende brønn kan for eksempel en gasskonus forårsake innstrømning av gass inn i brønnen som betydelig kan redusere oljeproduksjonen. På samme måte kan en vannkonus forårsake en innstrømning av vann inn i den oljeproduserende strømning som reduserer mengden og kvaliteten av den produserte olje. Følgelig er det ønskelig å tilveiebringe styrt drenering over en produksjonssone og/eller evnen til selektiv å stenge av eller redusere innstrømning innen produksjonssoner som erfarer en uønskelig inn-strømning av vann og/eller gass. I tillegg kan det være ønskelig å injisere et fluid inn i formasjonen for å øke produksjonsmengdene eller dreneringsmønstre.
[0005]Den foreliggende oppfinnelse adresserer disse og andre behov innen den kjente teknikk.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0006]Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved et apparat for å styre en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon, kjennetegnet ved at det omfatter: et basisrør forbundet med produksjonsstrengen, produksjonsstrengen har en strømningsboring innrettet med en langsgående akse av produksjonsstrengen; en partikkelstyringsanordning pakket rundt og som kontakter et ikke-perforert parti av basisrøret, fluidet strømmer vesentlig aksialt gjennom partikkelstyringsanordningen i en retning innrettet med strømningsboringen av produksjonsstrengen, partikkelstyringsanordningen reduserer en mengde og størrelse av partikler i fluidet; og en strømningsstyringsanordning aksialt tilstøtende partikkelstyringsanordningen, strømningsstyringsanordningen innbefatter et gjenvinnbart strømningsbegrens-ningselement i fluidkommunikasjon med partikkelstyringsanordningen, det gjenvinnbare strømningsbegrensningselementet er posisjonert i en lomme radialt for-skjøvet fra strømningsboringen og konfigurert for å styre en strømningsparameter av fluidet som strømmer mellom partikkelstyringsanordningen og strømnings-boringen i produksjonsstrengen, hvori strømningsbegrensningselementet er konfigurert for å bli gjenvunnet gjennom strømningsboringen i produksjonsstrengen.
[0007]Foretrukne utførelsesformer av apparatet er videre utdypet i kravene 2 til og med 6.
[0008]Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås også ved en fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon,
kjennetegnet ved at den omfatter:
å posisjonere produksjonsstrengen i en brønnboring som krysser formasjonen, produksjonsstrengen har en strømningsboring innrettet med en langsgående akse av produksjonsstrengen, produksjonsstrengen omfatter videre en strømningsstyr-ingsanordning og en partikkelstyringsanordning, strømningsstyringsanordningen er aksialt tilstøtende partikkelstyringsanordningen, partikkelstyringsanordningen er viklet rundt og kontakter et ikke-perforert parti av basisrøret til produksjonsstrengen;
å posisjonere et strømningsbegrensningselement i strømningsstyringsanordningen i en lomme radialt forskjøvet fra strømningsboringen i produksjonsstrengen, hvori strømningsbegrensningselementet kan gjenvinnes igjennom strømningsboringen i produksjonsstrengen,
å justere en strømningskarakteristikk til strømningsstyringsanordningen posisjonert i brønnboringen ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønn-boringen;
å transportere fluidet inn i brønnboringen via produksjonsstrengen; og å injisere fluidet inn i partikkelstyringsanordningen ved å benytte strømningsbe-grensningselementet, fluidet går inn i partikkelstyringselementet i en aksial retning.
[0009]Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i kravene 8 til og med 15.
[0010]Det er i aspekter omtalt et apparat for å styre en strømning av et fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. I én utførelse innbefatter apparatet en partikkelstyringsanordning posisjonert utvendig av brønnboringsrøret; og et gjenvinnbart strømningsstyringselement utformet for å styre en strømningsparameter av en fluid som strømmer mellom partikkelstyringsanordningen og en boring av brønnboringsrøret.
[0011]I videre aspekter er det omtalt fremgangsmåter for å styre en strømning av fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte posisjonering av en strømningsstyringsanordning og en partikkelstyringsanordning i en brønnboring som krysser underoverflateformasjonen; justering av en strøm-ningskarakteristikk til strømningsstyringsanordningen i brønnboringen ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen; transportering av et fluid inn i brønnboringen via et brønnboringsrør; og injisering av fluider inn i partikkelstyringsanordningen ved å benytte strømningsstyringselementet.
[0012]I enda et annet aspekt er det omtalt en fremgangsmåte for å styre en strømning av fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte injisering av et første fluid inn i formasjonen ved å benytte en strømningsstyringsanordning; justering av i det minste én strømningskarakteristikk til strømningsstyringsanordningen i brønnboringen ved å benytte en setteanordning transportert inn i brønnen; og injisering av et andre fluid inn i formasjonen ved å benytte strømningsstyringsanordningen.
[0013]Det skal forstås at eksempler på de mer viktige trekk i oppfinnelsen har blitt oppsummert bredt for at detaljert beskrivelse av denne som følger bedre skal forstås, og for at bidragene til teknikken skal forstås. Det er selvfølgelig ytterligere trekk med oppfinnelsen som vil beskrives heretter og som vil forme gjenstanden for kravene vedføyd hertil.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0014]Fordelene og ytterligere aspekter med oppfinnelsen vil lett forstås av de som er normalt faglært på området da det samme vil bedre forstås med referanse til den følgende detaljerte beskrivelse når betraktet i forbindelse med de vedføyde tegningene i hvilke like referansenummer angir like eller lignende elementer ut gjennom de flere figurer til tegningen og hvori: Figur 1 er et skjematisk elevasjonsriss av en eksemplifiserende multisone-brønnboring og produksjonssammenstilling som innbefatter et innstrømningsstyringssystem i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 2 er et skjematisk elevasjonsriss av en eksemplifiserende åpenhulls produksjonssammenstilling som innbefatter et innstrømningsstyringssystem i henhold til én utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 3 er et skjematisk tverrsnittsriss av en eksemplifiserende produksjonsstyringsanordning laget i henhold til én utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 4 er et skjematisk elevasjonsriss av eksemplifiserende produksjonsstyringsanordninger laget i henhold til én utførelse av den foreliggende oppfinnelse som er benyttet i to eller flere brønner.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0015]Den foreliggende oppfinnelse angår anordninger og fremgangsmåter for å styre en strømning av fluid i en brønn. Den foreliggende oppfinnelse er mottakelig for utførelser med forskjellige former. Det er vist i tegningene, og vil heretter beskrives i detalj, spesifikke utførelser av den foreliggende oppfinnelse med den for-ståelse at den foreliggende oppfinnelse skal anses som en eksemplifisering av prinsippene i oppfinnelsen og er ikke ment å begrense oppfinnelsen til det som er illustrert og beskrevet heri.
[0016]Med referanse initielt til fig. 1, er det der vist en eksemplifiserende brønn-boring 10 som har blitt boret gjennom jorden 12 og inn i et par av formasjoner 14, 16 fra hvilke det er ønskelig å produsere hydrokarboner. Brønnboringen 10 er foret med metallforingsrør, som er kjent innen fagområdet, og et antall av perforeringer
18 penetrerer og strekker seg inn i formasjoner 14, 16 slik at produksjonsfluider kan strømme fra formasjonene 14, 16 inn i brønnboringen 10. Brønnboringen 10 håret avviket, eller vesentlig horisontalt ben 19. Brønnboringen 10 haren senfase produksjonssammenstilling, generelt indikert ved 20, anbrakt deri ved en rørstreng 22 som strekker seg nedover fra et brønnhode 24 ved overflaten 26 til brønnbor-ingen 10. Produksjonssammenstilling 20 danner en innvendig aksial strømnings- boring 28 langs en lengde. Et ringrom 30 er dannet mellom produksjonssammenstilling 20 og brønnboringsforingsrøret. Produksjonssammenstilling 20 har et avviket, generelt horisontalt parti 32 som strekker seg langs det awikede ben 19 til brønnboringen 10. Produksjonsanordningen 34 er posisjonert ved valgte punkter langs produksjonssammenstillingen 20. Valgfritt er hver produksjonsanordning 34 isolert innen brønnboringen 10 ved et par av pakningsanordninger 36. Selv om kun to produksjonsanordninger 34 er vist i fig. 1, kan det i virkeligheten være et stort antall av slike produksjonsanordninger anordnet i seriefasong langs det horisontale parti 32.
[0017]Hver produksjonsanordning 34 fremviser en produksjonsstyringsanordning 38 som er benyttet for å styre én eller flere aspekter av en strømning av én eller flere fluider inn i produksjonssammenstillingen 20. Som benyttet heri inkluderer betegnelsen "fluid" eller "fluider" væsker, gasser, hydrokarboner, multifase fluider, blandinger av to eller flere fluider, vann, saltoppløsning, konstruerte fluider slik som boreslam, fluider injisert fra overflaten slik som vann, og naturlig oppstående fluider slik som olje og gass. I tillegg skal referanser til vann betraktes til også å innbefatte vannbaserte fluider; f.eks. saltoppløsning eller saltvann. I henhold til utførelser av den foreliggende oppfinnelse kan produksjonsstyringsanordningen 38 har et antall av alternative konstruksjoner som sikrer selektiv operasjon og styrt fluidstrømning derigjennom.
[0018]Figur 2 illustrerer et eksemplifiserende åpenhulls brønnboringsarrangement 11 hvori produksjonsanordningene til den foreliggende oppfinnelse kan benyttes. Konstruksjon og operasjon av åpenhulls brønnboringene 11 er lik mer i det fleste henseende til brønnboringen 10 beskrevet tidligere. Brønnboringsarrangementet 11 har imidlertid et uforet borehull som er direkte åpen til formasjonene 14, 16. Produksjonsfluider strømmer derfor direkte fra formasjonene 14, 16, og inn i ringrommet 30 som er dannet mellom produksjonssammenstilling 21 og veggen til brønnboringen 11. Det er ingen perforeringer, og åpenhullspakninger 36 kan benyttes for å isolere produksjonsstyringsanordningene 38. Egenskapen til produksjonsstyringsanordningen er slik at fluidstrømningen er rettet fra formasjonen 16 direkte til den nærmeste produksjonsanordning 34, og således resulterer i en balansert strømning. I noen tilfeller kan kanskje pakninger utelates fra åpenhullskompletteringen.
[0019]Nå med referanse til fig. 3, er det der vist en utførelse av en produksjonsstyringsanordning 100 for å styre strømningen av fluider fra et reservoar inn i en produksjonsstreng, eller "innstrømning" og/eller styringen av strømning fra produksjonsstrengen inn i reservoaret, eller "injeksjon". Styreanordningene 100 kan for-deles langs en seksjon av en produksjonsbrønn for å tilveiebringe fluidstyring og/eller injeksjon ved flere steder. Eksemplifiserende produksjonsstyringsanordninger er omtalt heri nedenfor.
[0020]I én utførelse innbefatter produksjonsstyringsanordningen 100 en partikkelstyringsanordning 110 for å redusere mengden og størrelse av partikler medbrakt i fluidene og en strømningsstyringsanordning 120 som styrer én eller flere strøm-ningsparametere eller karakteristikker relatert til fluidstrømning mellom et ringrom 50 og en strømningsboring 52 til produksjonsstrengen 20. Eksemplifiserende strømningsparametere eller karakteristikker innbefatter, men er ikke begrenset til strømningsstyring, strømningsmengde, trykkdifferensial, grad av laminær strøm-ning eller turbulent strømning, etc. Partikkelstyringsanordningen 110 kan innbefatte en membran som er fluidpermeabel men impermeabel for partikkelmateriale. Illustrative anordninger kan innbefatte, men er ikke begrenset til, en trådforbindelse, sintrerte kuler, sandfiltre og tilhørende gruspakker, etc. I ett arrangement kan en trådduk 112 være viklet rundt et ikke-perforert basisrør 114.
[0021]I utførelser er strømningsstyringsanordningen 120 posisjonert aksialt tilstøt-ende partikkelstyringsanordningen 100 og kan innbefatte et hus 122 utformet for å motta et strømningsstyringselement 124. Huset 122 kan være formet som rørdel med en radialt forskjøvet lomme 126 som er formet for å motta strømningsbe-grensningselementet 124. Lommen 126 kan være et indre rom som tilveiebringer en bane forfluidkommunikasjon mellom ringrommet 50 til brønnboringen 10 og strømningsboringen 52 til produksjonssammenstilling 20. I ett arrangement kan huset 122 innbefatte et skjørtparti 128 som fører fluid mellom lommen 126 og partikkelstyringsanordningen 110. For eksempel kan skjørtpartiet 128 være en ring eller hylse som former en ringformet strømningsbane 132 rundt basisrøret 114. I ett arrangement kan fluidet strømme vesentlig aksialt gjennom partikkelstyringsanordningen 112, strømningsbanen 132 og strømningsstyringsanordningen 124.
[0022]I utførelser kan strømningsbegrensningselementet 124 være en anordning utformet for å tilveiebringe en spesifisert lokal strømningsmengde (hastighet) under én eller flere gitte forhold (f.eks. strømningsmengde, fluidviskositet, etc). For injeksjonsoperasjoner kan strømningsstyringselementet 124 tilveiebringe en spesifisert lokal fluidinjeksjonsmengde, eller et område av injeksjonsmengder, for et gitt trykkdifferensial eller overflateinjeksjonsfluidpumpemengde. Strømnings-styringselementet 124 kan være formet for å innføres inn i og gjenvinnes fra lommen 126 in situ, dvs. etter at produksjonsstyringsanordningen 100 har blitt posisjonert i brønnboringen. Med in situ menes det et sted i brønnboringen. Inn-føring og/eller uttrekking av strømningsstyringselementet 124 kan utføres ved et setteverktøy 140, som generelt kan refereres til som "kickover"-verktøy. En passende bærer 142, slik som vaierledning eller kveilet rør, kan benyttes for å transportere setteverktøyet 140 langs strømningsboringen 52.
[0023]Eksemplifiserende strømningsbegrensningselementer 124 kan innbefatte, men er ikke begrenset til, ventiler, strupeventiler, dyseplater, anordninger som benytter bukne strømningsbaner, etc. Strømningsbegrensningselementet 124 kan være fjernbart. Strømningsbegrensningselementet 124 kan således innbefatte et flertall av ombyttbare eller modulære elementer. For eksempel kan et første modulelement fullstendig blokkere strømning, et andre element kan delvis blokkere strømning, et tredje element kan tillate full strømning. Full strømning kan også oppnås ved enkelt å fjerne strømningsbegrensningselementet 124. Således kan visse utførelser tilveiebringe en variabel strømningsmengde; dvs. en strøm-ningsmengde som kan variere fra null til maksimal strømning og enhver mellom-liggende strømningsmengde. I noen utførelser forblir strømningsbegrensnings-elementet 124 på plass i strømningsstyringsanordningen 120 og innbefatter et flertall av forskjellige strømningsbaner, hver av hvilke tilveiebringer en forskjellig strømningskarakteristikk. For eksempel kan strømningsbegrensningselementet 124 være en skive med et flertall av forskjellige dimensjonerte dyser. Skiven kan roteres for å innrette en spesifikk dyse med en strømningsbane.
[0024]Illustrative sidelommespindler, setteverktøy, og tilhørende strømnings-styringselementer er beskrevet i US-patenter nr. 3891032, 3741299; 4031955, som herved er innlemmet med referanse for alle formål.
[0025]Det skal forstås at strømningsstyringsanordningen 120 er mottakelig for en varietet av konfigurasjoner, av hvilke bruken av en radialt forskjøvet lomme 126 er et ikke-begrensende eksempel. Foreksempel kan strømningsstyringselement 124 være posisjonert innen strømningsboringen 52. Dessuten kan strømningsstyrings-anordningen 120 være integral med produksjonssammenstillingen 20 eller en modulær eller komplett komponent.
[0026]Med generell referanse til fig. 1-3, kan reservoarene 14 og 16 i én utplasse-ringsmodus værekarakterisertvia passende testing og kjente reservoarkonstruk-sjonsteknikker for å beregne eller etablere ønskelig fluidfluks eller drenerings-mønstre. Det ønskede mønsteret(ene) kan oppnås ved passende å justere strøm-ningsstyringsanordningene 120 for å generere et spesifisert trykkfall. Trykkfallet kan være det samme eller forskjellig for hver av strømningsstyringsanordninger 120 posisjonert langs produksjonssammenstillingen 20. Før innføring i brønnbor-ingen 10, kan formasjonsevalueringsinformasjon, slik som formasjonstrykk, temperatur, fluidsammensetning, brønnboringsgeometri og lignende, benyttes for å beregne et ønsket trykkfall for hver strømningsstyringsanordning 140. Strøm-ningsstyringselementene 123 for hver anordning kan være valgt basert på slike beregninger og underliggende analyser.
[0027]Under en produksjonsoperasjonsmodus, strømmer fluid fra formasjonen 14, 16 inn i partikkelstyringsanordningen 110 og så aksialt gjennom skjørtpartiet 128 inn i strømningsstyringsanordningen 120. Ettersom fluidet strømmer gjennom lommen 126, genererer strømningsstyringselementet 124 et trykkfall som resulterer i en reduksjon av hastigheten til det strømmende fluid. Det vil forstås at fluidstrømningen er generelt innrettet med langaksen 152 til strømningsboringen. Det vil si at vesentlig fluidstrømning lateralt til den langsgående akse av strøm-ningsboringen skjer kun oppstrøms eller nedstrøms av strømningsstyrings-elementet 124. Således oppstår ikke lateral fluidstrømning ved stedet av det genererte trykkfall i fluidet.
[0028] I en injeksjonsoperasjonsmodus, er en spesiell seksjon eller sted i en formasjon valgt eller utpekt for å infiseres eller behandles med fluid. Injeksjons-modusen kan innbefatte å velge ut en forhåndsbestemt distanse for penetrasjon av fluidet inn i formasjonen. Under operasjon er fluidet pumpet gjennom produksjonssammenstilling 20 og over produksjonsstyringsanordningen 100. Ettersom fluidet strømmer gjennom strømningsstyringselementene 122, er et trykkfall generert som resulterer i en reduksjon av strømningshastigheten av fluidet som strømmer gjennom partikkelstyringsanordningen 110 og inn i ringrommet 50
(fig. 3). Igjen er fluidstrømning generelt innrettet med aksen til strømningsboringen eller basisrøret. Fluidet kan være tilstrekkelig trykksatt for å penetrere formasjonen. For eksempel kan fluidet være trykksatt til et trykk som er høyere enn et pore-trykk i formasjonen for å strømme inn i formasjonen en forhåndsbestemt eller ønsket distanse. Fluidet kan også være trykksatt til et trykk som er høyere enn et frakturtrykk til formasjonen for å generere frakturering i formasjonen for å forbedre eller øke formasjonspermeabilitet. Fluidet injisert i formasjonen kan således utføre ethvert antall av funksjoner. For eksempel kan fluid være et fraktureringsfluid som øker permeabiliteten til formasjonen ved å innføre fraktur i formasjonen. Fluider kan også innbefatte proppemidler som holder fraktur eller tunneler åpne for fluid-strømning. Fluidene kan også justere én eller flere materialer eller kjemiske egenskaper til formasjonen og/eller fluidene i formasjonen. Fluidene kan også innføre varmeenergi (f.eks. damp) for å øke mobiliteten av fluider i formasjonen eller danne vannfronter som skyver eller på annen måte bevirker hydrokarbon-avsetninger å migrere eller bevege seg på en ønsket måte. Fluidene kan være vesentlig en væske, vesentlig en gass, eller en blanding. Med vesentlig er det ment mer enn omkring femti prosent i volum.
[0029] Injeksjonsmodusene kan utnyttes i mange varianter. I én variant, kan en produksjonsstyringsanordning 100 være benyttet for både å drenere fluid fra en formasjon og å injisere fluid inn i en formasjon. Således kan for eksempel produksjonsstrengen 22 i fig. 1 benyttes for både injeksjon og produksjon. Nå med referanse til fig. 4, kan to eller flere brønner benyttes for produksjon av hydrokarboner. En første brønn 160 kan benyttes for å produsere fluider fra en formasjon 162 via et flertall av produksjonsanordninger 164 og en andre brønn 166 kan benyttes for å injisere fluider inn i formasjonen 162 via én eller flere produksjonsanordninger 168. For eksempel kan et fluid slik som vann eller saltoppløsning injiseres via produksjonsanordningene 168 for å forme en vannfront 170 som øker produksjo-nen fra den første brønn 160.
[0030]Det skal forstås at produksjon og injeksjonsmodusene kun er illustrative og den foreliggende oppfinnelse er ikke begrenset til noen spesiell operasjonsmodus.
[0031]Mange metodelærer kan anvendes ved installasjon av produksjonsstyringsanordningene 100 i brønnen. I én utførelse kan reservoarmodeller, historiske modeller, og/eller annen informasjon benyttes for å beregne eller etablere ønskede injeksjonsmengder for én eller flere produksjonsstyringsanordninger 100. Illustrative injeksjonsregimerfor én eller flere injeksjonsanordninger 100 kan innbefatte en minimums injeksjonsmengde, en enhetlig injeksjonsmengde, injeksjonsmengder som varierer i henhold til det fysiske sted (f.eks. en "hel" av brønnen, en "tå" eller avslutningsende av brønnen, etc), etc. I ett arrangement er strømnings-styringselementet 124 til hver strømningsstyringsanordning 120 installert ved overflaten og produksjonsstrengen er deretter installert i brønnen.
[0032]I andre arrangementer er de lokale injeksjonsmengder langs produksjonsstrengen utformet etter at rørstrengen 22 er installert i brønnen. Denne konfigurasjon kan styres av personell ved overflaten. For eksempel kan et "dummy" strømningsstyringselement som blokkerer strømning over en lomme 126 være installert i én eller flere av produksjonsstyringsanordningene 100. Etter at produksjonsstrengen 20 er satt i brønnboringen, kan personell transportere setteverk-tøyet 140 inn i brønnboringen for å gjenvinne "dummy" strømningsstyringselemen-tet og installere et operasjonsstrømningsstyringselement som tilveiebringer en spesifisert injeksjonsoppførsel. I arrangementer, kan brønntester utføres før eller etter at "dummy" strømningsstyringselementet er fjernet for å velge et strømnings-styringselement med de passende strømningskarakteristikker.
[0033]I enda andre arrangementer kan de lokale injeksjonsmengder langs rør-strengen 22 rekonfigureres etter at rørstrengen 22 er installert i brønnen. For eksempel kan forandringer i lokale reservoarparameter eller forhold nødvendiggjøre en forandring i en injeksjonsmengde for én eller flere produksjonsstyringsanordninger 100. I slike situasjoner kan setteverktøyet 140 transporteres inn i brønn-boringen for å gjenvinne en operasjonsoppførsel (opptreden) og deretter installere et annet strømningsstyringselement som tilveiebringer en annen injeksjons-opptreden. Det nylig installerte strømningsstyringselement kan være et "dummy" strømningsstyringselement. Konfigurasjonsprosessen kan således initieres eller på annen måte styres fra overflaten.
[0034]Fra det som er omtalt ovenfor vil det forstås at det som har blitt beskrevet innbefatter delvis et apparat for å styre en strømning av et fluid mellom et brønn-boringsrør og en formasjon. I én utførelse innbefatter apparatet en partikkelstyringsanordning posisjonert utvendig av brønnboringsrøret; og et gjenvinnbart strømningsstyringselement som styrer en strømningsparameter av et fluid som strømmer mellom partikkelstyringsanordningen og en boring til brønnboringsrøret. Et hus med et indre rom kan motta strømningsstyringselementet. Det innvendige rom kan forme en strømningsbane som er innrettet med en langsgående akse til brønnboringsrøret. I visse implementasjoner kan strømningsstyringselementet strømme hovedsakelig en væske.
[0035]Fra det som er omtalt ovenfor vil det forstås at det som har blitt beskrevet også innbefatter en delvis fremgangsmåte for styring av en strøm av et fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte posisjonering av en strømningsstyringsanordning og en partikkelstyringsanordning i en brønnboring som krysser underoverflateformasjonen; justering av en strøm-ningskarakteristikk til strømningsstyringsanordningen i brønnboringen ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen; transportering av fluid inn i brønnboringen via et brønnboringsrør; og injisering av fluider inn i partikkelstyringsanordningen ved å benytte strømningsstyringselementet. I et arrangement kan fremgangsmåten innbefatte trykksetting av fluider slik at fluidet penetrerer en forhåndsbestemt distanse inn i en formasjon. Fluidet kan også være hovedsakelig en væske. Ett illustrerende fluid kan være en fraktureringsvæske konstruert for å forandre en permeabilitet til formasjonen.
[0036]I implementasjoner kan fremgangsmåten innbefatte generering av en vannfront i formasjonen ved å benytte fluidet. Fremgangsmåten kan videre innbefatte styring av den i det minst ene stemningskarakteristikk ved å benytte et strømningsstyringselement forbundet med strømningsstyringsanordningen; og å erstatte strømningsstyringselementet for å justere den i det minste ene strøm-ningskarakteristikk. I tillegg kan fremgangsmåten innbefatte: gjenvinning av strømningsstyringselementet; installering av et andre strømningsstyringselement i brønnboringen, det andre strømningsstyringselement har i det minste en stemningskarakteristikk som er forskjellig fra det gjenvunnede strømningsstyrings-element; og injisering av et fluid inn i formasjonen ved å benytte det andre strøm-ningsstyringselement. I arrangementer kan fremgangsmåten innbefatte strømning av et reservoarfluid gjennom strømningsstyringselementet. I andre arrangementer kan fremgangsmåten innbefatte posisjonering av et flertall av strømningsstyrings-anordninger og tilhørende partikkelstyringsanordninger i brønnboringen; og utjevning av en fluks av produserte fluider langs i det minste et parti av brønn-boringen ved å justere en strømningskarakteristikk til i det minste én strømnings-styringsanordning til flertallet strømningsstyringsanordninger ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen.
[0037]Fra det som er omtalt ovenfor vil det forstås at det som har blitt beskrevet videre innbefatter delvis en fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte injisering av et første fluid inn i formasjonen ved å benytte en strømningsstyrings-anordning; justering av i det minste én strømningskarakteristikk til strømnings-styringsanordning in situ ved å benytte en setteanordning transportert inn i brønnen; og injisering av et andre fluid inn i formasjonen ved å benytte strøm-ningsstyringsanordningen. I utførelser kan fremgangsmåten innbefatte strømning av et reservoarfluid gjennom strømningsstyringselementet. Fremgangsmåten kan også innbefatte økning av en permeabilitet til formasjonen ved å benytte i det minste en av: (i) det første fluid, og (ii) det andre fluid. Fremgangsmåten kan også innbefatte generering av en vannfront i formasjonen ved å benytte fluid og/eller utjevning av en fluks til produserte fluider langs i det minste et parti av brønn-boringen ved å justere den i det minste ene strømningskarakteristikk.
[0038]Det skal forstås at fig. 1 og 2 er ment å kun være illustrative for produk-sjonssystemene hvor lærene til den foreliggende oppfinnelse kan anvendes. For eksempel kan brønnboringer 10, 11 i visse produksjonssystemer benytte kun et foringsrør eller foring for å transportere produksjonsfluider til overflaten. Lærene i foreliggende oppfinnelse kan anvendes for å styre strømningen inn i disse og andre brønnboringsrør.
[0039]For klarhets og korthets skyld, er beskrivelser av de fleste gjengede for-bindelser mellom rørelementer, elastomertetninger, slik som o-ringer, og andre godt forståtte teknikker utelatt i beskrivelsen ovenfor. Videre er betegnelser slik som "ventil" benyttet i deres bredeste betydning og er ikke begrenset til noen spesiell type eller konfigurasjon. Den foregående beskrivelse er rettet mot spesielle utførelser av foreliggende oppfinnelse for illustrasjon og forklarings-formål. Det vil imidlertid være åpenbart for de som er faglært på området at mange modifikasjoner og forandringer av de ovenfor omtalte utførelser er mulige uten å avvike fra omfanget av oppfinnelsen.
Claims (15)
1. Apparat for å styre en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng (20) og en formasjon (14,16),
karakterisert vedat det omfatter: et basisrør (114) forbundet med produksjonsstrengen (20), produksjonsstrengen (20) har en strømningsboring (52) innrettet med en langsgående akse av produksjonsstrengen (20); en partikkelstyringsanordning (110) pakket rundt og som kontakter et ikke-perforert parti av basisrøret (114), fluidet strømmer vesentlig aksialt gjennom partikkelstyringsanordningen (110) i en retning innrettet med strømningsboringen (52) av produksjonsstrengen (20), partikkelstyringsanordningen (110) reduserer en mengde og størrelse av partikler i fluidet; og en strømningsstyringsanordning (120) aksialt tilstøtende partikkelstyringsanordningen (110), strømningsstyringsanordningen (120) innbefatter et gjenvinnbart strømningsbegrensningselement (124) i fluidkommunikasjon med partikkelstyringsanordningen (110), det gjenvinnbare strømningsbegrensningselementet (124) er posisjonert i en lomme (126) radialt forskjøvet fra strømningsboringen (52) og konfigurert for å styre en strømningsparameter av fluidet som strømmer mellom partikkelstyringsanordningen (110) og strømningsboringen (52) i produksjonsstrengen (20), hvori strømningsbegrensningselementet (124) er konfigurert for å bli gjenvunnet gjennom strømningsboringen (52) i produksjonsstrengen (20).
2. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat lommen (126) danner et indre rom konfigurert for å motta strømningsbegrensningselementet (124), og videre omfatter et sette-verktøy konfigurert for å gjenvinne strømningsbegrensningselementet (124) fra det indre rom.
3. Apparat ifølge krav 2,
karakterisert vedat det indre rom danner en strømningsbane (132) som er innrettet med en langsgående akse av produksjonsstrengen (20) slik at fluidet strømmer aksialt fra partikkelstyringsanordningen (110) inn i strømnings-styringsanordningen (120)..
4. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat strømningsbegrensningselementet (124) er konfigurert for strømning av en væske.
5. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat partikkelstyringsanordningen (110) er posisjonert for å redusere mengden og størrelsen av partiklene ettersom fluidet strømmer aksialt gjennom partikkelstyringsanordningen (110).
6. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat partikkelstyringsanordningen (110) er en av: (i) en permeabel membran, (ii) en trådforbindelse, (iii) sintrerte kuler, (iv) en trådduk og (v) et sandfilter.
7. Fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng (20) og en formasjon (14, 16),
karakterisert vedat den omfatter: å posisjonere produksjonsstrengen (20) i en brønnboring (10) som krysser formasjonen (14, 16), produksjonsstrengen (20) har en strømningsboring (52) innrettet med en langsgående akse av produksjonsstrengen (20), produksjonsstrengen (20) omfatter videre en strømningsstyringsanordning (120) og en partikkelstyringsanordning (110), strømningsstyringsanordningen (120) er aksialt tilstøt-ende partikkelstyringsanordningen (110), partikkelstyringsanordningen (110) er viklet rundt og kontakter et ikke-perforert parti av basisrøret (114) til produksjonsstrengen (20); å posisjonere et strømningsbegrensningselement (124) i strømningsstyr-ingsanordningen (120) i en lomme (126) radialt forskjøvet fra strømningsboringen (52) i produksjonsstrengen (20), hvori strømningsbegrensningselementet (124) kan gjenvinnes igjennom strømningsboringen (52) i produksjonsstrengen (20), å justere en strømningskarakteristikk til strømningsstyringsanordningen (120) posisjonert i brønnboringen (10) ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen (10); å transportere fluidet inn i brønnboringen (10) via produksjonsstrengen (20);
og
å injisere fluidet inn i partikkelstyringsanordningen (110) ved å benytte strømningsbegrensningselementet (124), fluidet går inn i partikkelstyringselementet (110) i en aksial retning.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat fluidet trykksettes slik at fluidet penetrerer en forhåndsbestemt distanse inn i formasjonen (14, 16).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat fluidet er en væske.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat fluidet innbefatter en fraktureringsvæske konstruert for å forandre en permeabilitet til formasjonen.
11. Fremgangsmåte ifølge krav7,
karakterisert vedat den videre omfatter å generere en vannfront i formasjonen ved å benytte fluidet.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat den videre omfatter å styre den i det minste ene strømningskarakteristikk ved å benytte strømningsbegrensningselementet (124), og å gjenvinne strømningsbegrensningselementet (124).
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert vedat den videre omfatter: å installere et andre strøm-ningsbegrensningselement (124) i brønnboringen (10), det andre strømnings-begrensningselementet (124) har i det minste en strømningskarakteristikk som er forskjellig fra det gjenvunnede strømningsstyringselementet; og å injisere et andre fluid inn i formasjonen (14, 16) ved å benytte det andre strømningsbegrensnings-elementet(124).
14. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat den videre omfatter strømning av et reservoarfluid gjennom strømningsbegrensningselementet (124).
15. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat den videre omfatter å posisjonere et flertall av strømningsstyringsanordninger (120) og tilhørende partikkelstyringsanordninger (110) i brønnboringen (10); og å utjevne en fluks av produserte fluider langs i det minste et parti av brønnboringen (10) ved å justere en strømningskarakteristikk til i det minste én strømningsstyringsanordning (120) til flertallet av strømnings-styringsanordninger (120) ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønn-boringen (10).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/497,377 US8893809B2 (en) | 2009-07-02 | 2009-07-02 | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
PCT/US2010/039045 WO2011002615A2 (en) | 2009-07-02 | 2010-06-17 | Flow control device with one or more retrievable elements |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20111718A1 NO20111718A1 (no) | 2012-01-06 |
NO340942B1 true NO340942B1 (no) | 2017-07-24 |
Family
ID=43411669
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20111718A NO340942B1 (no) | 2009-07-02 | 2011-12-14 | Apparat og fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8893809B2 (no) |
CN (1) | CN102472091B (no) |
AU (1) | AU2010266638B2 (no) |
BR (1) | BRPI1011921B1 (no) |
CA (1) | CA2767109C (no) |
GB (1) | GB2483593B (no) |
MY (1) | MY163437A (no) |
NO (1) | NO340942B1 (no) |
WO (1) | WO2011002615A2 (no) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2321906B1 (en) | 2008-08-14 | 2017-06-07 | Keysight Technologies Singapore (Holdings) Pte.Ltd | System and method for an intelligent radio frequency receiver |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
BR112014010371B1 (pt) | 2011-10-31 | 2020-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aparelho para controlar o fluxo de fluido de forma autônoma em um poço subterrâneo e método para controlar o fluxo do fluido em um poço subterrâneo |
EP2773842A4 (en) | 2011-10-31 | 2015-08-19 | Halliburton Energy Services Inc | AUTONOMOUS FLOW REGULATION DEVICE COMPRISING A PLATE FORMING VALVE FOR SELECTING FLUID IN WELL BOTTOM |
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 |
US9415496B2 (en) | 2013-11-13 | 2016-08-16 | Varel International Ind., L.P. | Double wall flow tube for percussion tool |
US9328558B2 (en) | 2013-11-13 | 2016-05-03 | Varel International Ind., L.P. | Coating of the piston for a rotating percussion system in downhole drilling |
US9404342B2 (en) | 2013-11-13 | 2016-08-02 | Varel International Ind., L.P. | Top mounted choke for percussion tool |
US9562392B2 (en) | 2013-11-13 | 2017-02-07 | Varel International Ind., L.P. | Field removable choke for mounting in the piston of a rotary percussion tool |
MX2016005561A (es) * | 2013-11-15 | 2016-10-26 | Landmark Graphics Corp | Optimizacion de propiedades del dispositivo de control de flujo en un pozo productor en sistemas de inundacion de liquido inyector-productor acoplados. |
GB2537268B (en) * | 2013-11-15 | 2020-10-28 | Landmark Graphics Corp | Optimizing flow control device properties on both producer and injector wells in coupled injector-producer liquid flooding systems |
MX2016005475A (es) * | 2013-11-15 | 2016-10-13 | Landmark Graphics Corp | Optimizacion de propiedades de disposiivo de control de flujo para inyeccion de liquido acumulado. |
AU2013405169B2 (en) * | 2013-11-15 | 2017-06-22 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing flow control device properties on injector wells in liquid flooding systems |
WO2019147268A1 (en) * | 2018-01-26 | 2019-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable well assemblies and devices |
CN112543840A (zh) * | 2018-08-10 | 2021-03-23 | Rgl 油藏管理公司 | 用于蒸汽注入和蒸汽阻止的喷嘴 |
KR102291032B1 (ko) | 2019-02-21 | 2021-08-20 | 계양전기 주식회사 | 전동 공구 및 이의 제어 방법 |
GB2598476B (en) | 2019-03-29 | 2023-01-25 | Halliburton Energy Services Inc | Accessible wellbore devices |
US20230399914A1 (en) * | 2022-06-09 | 2023-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically coupled inflow control device |
US11851961B1 (en) | 2022-06-09 | 2023-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically coupled subsurface choke |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5706891A (en) * | 1996-01-25 | 1998-01-13 | Enterra Petroleum Equipment Group, Inc. | Gravel pack mandrel system for water-flood operations |
US20090065199A1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Retrievable Inflow Control Device |
Family Cites Families (151)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1649524A (en) | 1927-11-15 | Oil ahd water sepakatos for oil wells | ||
US1362552A (en) | 1919-05-19 | 1920-12-14 | Charles T Alexander | Automatic mechanism for raising liquid |
US1915867A (en) | 1931-05-01 | 1933-06-27 | Edward R Penick | Choker |
US1984741A (en) | 1933-03-28 | 1934-12-18 | Thomas W Harrington | Float operated valve for oil wells |
US2089477A (en) | 1934-03-19 | 1937-08-10 | Southwestern Flow Valve Corp | Well flowing device |
US2119563A (en) | 1937-03-02 | 1938-06-07 | George M Wells | Method of and means for flowing oil wells |
US2214064A (en) | 1939-09-08 | 1940-09-10 | Stanolind Oil & Gas Co | Oil production |
US2257523A (en) | 1941-01-14 | 1941-09-30 | B L Sherrod | Well control device |
US2412841A (en) | 1944-03-14 | 1946-12-17 | Earl G Spangler | Air and water separator for removing air or water mixed with hydrocarbons, comprising a cartridge containing a wadding of wooden shavings |
US2942541A (en) | 1953-11-05 | 1960-06-28 | Knapp Monarch Co | Instant coffee maker with thermostatically controlled hopper therefor |
US2762437A (en) | 1955-01-18 | 1956-09-11 | Egan | Apparatus for separating fluids having different specific gravities |
US2814947A (en) | 1955-07-21 | 1957-12-03 | Union Oil Co | Indicating and plugging apparatus for oil wells |
US2810352A (en) | 1956-01-16 | 1957-10-22 | Eugene D Tumlison | Oil and gas separator for wells |
US2942668A (en) | 1957-11-19 | 1960-06-28 | Union Oil Co | Well plugging, packing, and/or testing tool |
US3040814A (en) * | 1959-07-08 | 1962-06-26 | Camco Inc | Well tool apparatus |
US3326291A (en) | 1964-11-12 | 1967-06-20 | Zandmer Solis Myron | Duct-forming devices |
US3419089A (en) | 1966-05-20 | 1968-12-31 | Dresser Ind | Tracer bullet, self-sealing |
US3385367A (en) | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
US3451477A (en) | 1967-06-30 | 1969-06-24 | Kork Kelley | Method and apparatus for effecting gas control in oil wells |
DE1814191A1 (de) | 1968-12-12 | 1970-06-25 | Babcock & Wilcox Ag | Drossel fuer Waermeaustauscher |
US3675714A (en) | 1970-10-13 | 1972-07-11 | George L Thompson | Retrievable density control valve |
US3739845A (en) | 1971-03-26 | 1973-06-19 | Sun Oil Co | Wellbore safety valve |
US3791444A (en) | 1973-01-29 | 1974-02-12 | W Hickey | Liquid gas separator |
US4294313A (en) | 1973-08-01 | 1981-10-13 | Otis Engineering Corporation | Kickover tool |
US3876471A (en) | 1973-09-12 | 1975-04-08 | Sun Oil Co Delaware | Borehole electrolytic power supply |
US3918523A (en) | 1974-07-11 | 1975-11-11 | Ivan L Stuber | Method and means for implanting casing |
US3951338A (en) | 1974-07-15 | 1976-04-20 | Standard Oil Company (Indiana) | Heat-sensitive subsurface safety valve |
US3975651A (en) | 1975-03-27 | 1976-08-17 | Norman David Griffiths | Method and means of generating electrical energy |
US4066128A (en) | 1975-07-14 | 1978-01-03 | Otis Engineering Corporation | Well flow control apparatus and method |
US4153757A (en) | 1976-03-01 | 1979-05-08 | Clark Iii William T | Method and apparatus for generating electricity |
US4187909A (en) | 1977-11-16 | 1980-02-12 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for placing buoyant ball sealers |
US4257650A (en) | 1978-09-07 | 1981-03-24 | Barber Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering subsurface earth substances |
US4434849A (en) | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
US4173255A (en) | 1978-10-05 | 1979-11-06 | Kramer Richard W | Low well yield control system and method |
ZA785708B (en) | 1978-10-09 | 1979-09-26 | H Larsen | Float |
US4248302A (en) | 1979-04-26 | 1981-02-03 | Otis Engineering Corporation | Method and apparatus for recovering viscous petroleum from tar sand |
US4287952A (en) | 1980-05-20 | 1981-09-08 | Exxon Production Research Company | Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers |
US4497714A (en) | 1981-03-06 | 1985-02-05 | Stant Inc. | Fuel-water separator |
YU192181A (en) | 1981-08-06 | 1983-10-31 | Bozidar Kojicic | Two-wall filter with perforated couplings |
JPS5989383A (ja) | 1982-11-11 | 1984-05-23 | Hisao Motomura | 膨潤性止水材 |
US4491186A (en) | 1982-11-16 | 1985-01-01 | Smith International, Inc. | Automatic drilling process and apparatus |
US4552218A (en) | 1983-09-26 | 1985-11-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Unloading injection control valve |
US4614303A (en) | 1984-06-28 | 1986-09-30 | Moseley Jr Charles D | Water saving shower head |
US5439966A (en) | 1984-07-12 | 1995-08-08 | National Research Development Corporation | Polyethylene oxide temperature - or fluid-sensitive shape memory device |
SU1335677A1 (ru) | 1985-08-09 | 1987-09-07 | М.Д..Валеев, Р.А.Зайнашев, А.М.Валеев и А.Ш.Сыртланов | Устройство дл периодического раздельного отбора углеводородной и вод ной фаз |
EP0251881B1 (fr) | 1986-06-26 | 1992-04-29 | Institut Français du Pétrole | Méthode de production assistée d'un effluent à produire contenu dans une formation géologique |
US4974674A (en) | 1989-03-21 | 1990-12-04 | Westinghouse Electric Corp. | Extraction system with a pump having an elastic rebound inner tube |
US4998585A (en) | 1989-11-14 | 1991-03-12 | Qed Environmental Systems, Inc. | Floating layer recovery apparatus |
US5333684A (en) | 1990-02-16 | 1994-08-02 | James C. Walter | Downhole gas separator |
US5132903A (en) | 1990-06-19 | 1992-07-21 | Halliburton Logging Services, Inc. | Dielectric measuring apparatus for determining oil and water mixtures in a well borehole |
US5156811A (en) | 1990-11-07 | 1992-10-20 | Continental Laboratory Products, Inc. | Pipette device |
CA2034444C (en) | 1991-01-17 | 1995-10-10 | Gregg Peterson | Method and apparatus for the determination of formation fluid flow rates and reservoir deliverability |
GB9127535D0 (en) | 1991-12-31 | 1992-02-19 | Stirling Design Int | The control of"u"tubing in the flow of cement in oil well casings |
US5586213A (en) | 1992-02-05 | 1996-12-17 | Iit Research Institute | Ionic contact media for electrodes and soil in conduction heating |
TW201341B (en) | 1992-08-07 | 1993-03-01 | Raychem Corp | Low thermal expansion seals |
NO306127B1 (no) | 1992-09-18 | 1999-09-20 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og produksjonsror for produksjon av olje eller gass fra et olje- eller gassreservoar |
US5431346A (en) | 1993-07-20 | 1995-07-11 | Sinaisky; Nickoli | Nozzle including a venturi tube creating external cavitation collapse for atomization |
US5435395A (en) | 1994-03-22 | 1995-07-25 | Halliburton Company | Method for running downhole tools and devices with coiled tubing |
US5982801A (en) | 1994-07-14 | 1999-11-09 | Quantum Sonic Corp., Inc | Momentum transfer apparatus |
US5609204A (en) | 1995-01-05 | 1997-03-11 | Osca, Inc. | Isolation system and gravel pack assembly |
US5839508A (en) | 1995-02-09 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Downhole apparatus for generating electrical power in a well |
US5597042A (en) | 1995-02-09 | 1997-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
NO954352D0 (no) | 1995-10-30 | 1995-10-30 | Norsk Hydro As | Anordning for innströmningsregulering i et produksjonsrör for produksjon av olje eller gass fra et olje- og/eller gassreservoar |
US5896928A (en) | 1996-07-01 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device for use in producing wells |
FR2750732B1 (fr) | 1996-07-08 | 1998-10-30 | Elf Aquitaine | Procede et installation de pompage d'un effluent petrolier |
US5829522A (en) | 1996-07-18 | 1998-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen having increased erosion and collapse resistance |
US6068015A (en) | 1996-08-15 | 2000-05-30 | Camco International Inc. | Sidepocket mandrel with orienting feature |
US5803179A (en) | 1996-12-31 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screened well drainage pipe structure with sealed, variable length labyrinth inlet flow control apparatus |
US5831156A (en) | 1997-03-12 | 1998-11-03 | Mullins; Albert Augustus | Downhole system for well control and operation |
EG21490A (en) | 1997-04-09 | 2001-11-28 | Shell Inernationale Res Mij B | Downhole monitoring method and device |
NO305259B1 (no) | 1997-04-23 | 1999-04-26 | Shore Tec As | FremgangsmÕte og apparat til bruk ved produksjonstest av en forventet permeabel formasjon |
CA2236944C (en) | 1997-05-06 | 2005-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Flow control apparatus and methods |
US6283208B1 (en) | 1997-09-05 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corp. | Orienting tool and method |
US5881809A (en) | 1997-09-05 | 1999-03-16 | United States Filter Corporation | Well casing assembly with erosion protection for inner screen |
US6073656A (en) | 1997-11-24 | 2000-06-13 | Dayco Products, Inc. | Energy attenuation device for a conduit conveying liquid under pressure, system incorporating same, and method of attenuating energy in a conduit |
US6119780A (en) | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
GB2341405B (en) | 1998-02-25 | 2002-09-11 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Circulation tool |
US6253861B1 (en) | 1998-02-25 | 2001-07-03 | Specialised Petroleum Services Limited | Circulation tool |
NO982609A (no) | 1998-06-05 | 1999-09-06 | Triangle Equipment As | Anordning og fremgangsmåte til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrøm mellom et hydrokarbonreservoar og en brønn |
GB2340655B (en) | 1998-08-13 | 2001-03-14 | Schlumberger Ltd | Downhole power generation |
US6505682B2 (en) | 1999-01-29 | 2003-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling production |
FR2790510B1 (fr) | 1999-03-05 | 2001-04-20 | Schlumberger Services Petrol | Procede et dispositif de controle de debit en fond de puits, a commande decouplee |
US6367547B1 (en) | 1999-04-16 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole separator for use in a subterranean well and method |
US6679324B2 (en) | 1999-04-29 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Downhole device for controlling fluid flow in a well |
US6286596B1 (en) | 1999-06-18 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-regulating lift fluid injection tool and method for use of same |
GB9923092D0 (en) | 1999-09-30 | 1999-12-01 | Solinst Canada Ltd | System for introducing granular material into a borehole |
AU2001250795B2 (en) | 2000-03-02 | 2004-10-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
US6629564B1 (en) | 2000-04-11 | 2003-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole flow meter |
ATE293205T1 (de) | 2000-07-21 | 2005-04-15 | Sinvent As | Kombinierte verrohrung und sandfilter |
US6817416B2 (en) | 2000-08-17 | 2004-11-16 | Abb Offshore Systems Limited | Flow control device |
US6371210B1 (en) | 2000-10-10 | 2002-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
US7228915B2 (en) | 2001-01-26 | 2007-06-12 | E2Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
US6622794B2 (en) | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
NO314701B3 (no) | 2001-03-20 | 2007-10-08 | Reslink As | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
NO313895B1 (no) | 2001-05-08 | 2002-12-16 | Freyer Rune | Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn |
GB2376488B (en) | 2001-06-12 | 2004-05-12 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation method and apparatus |
US20060108114A1 (en) | 2001-12-18 | 2006-05-25 | Johnson Michael H | Drilling method for maintaining productivity while eliminating perforating and gravel packing |
US6789628B2 (en) | 2002-06-04 | 2004-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for controlling flow and access in multilateral completions |
CN1385594A (zh) | 2002-06-21 | 2002-12-18 | 刘建航 | 井下智能堵水阀 |
AU2002332621A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shape memory actuated valve |
NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
US6840321B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral injection/production/storage completion system |
US6951252B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface controlled subsurface lateral branch safety valve |
US6863126B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternate path multilayer production/injection |
US6938698B2 (en) | 2002-11-18 | 2005-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Shear activated inflation fluid system for inflatable packers |
US6857476B2 (en) | 2003-01-15 | 2005-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same |
US7400262B2 (en) | 2003-06-13 | 2008-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network |
US7207386B2 (en) | 2003-06-20 | 2007-04-24 | Bj Services Company | Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production |
NO318189B1 (no) | 2003-06-25 | 2005-02-14 | Reslink As | Anordning og fremgangsmate for selektiv styring av fluidstromning mellom en bronn og omkringliggende bergarter |
US6976542B2 (en) | 2003-10-03 | 2005-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Mud flow back valve |
US7258166B2 (en) | 2003-12-10 | 2007-08-21 | Absolute Energy Ltd. | Wellbore screen |
US20050178705A1 (en) | 2004-02-13 | 2005-08-18 | Broyles Norman S. | Water treatment cartridge shutoff |
US6966373B2 (en) | 2004-02-27 | 2005-11-22 | Ashmin Lc | Inflatable sealing assembly and method for sealing off an inside of a flow carrier |
US20050199298A1 (en) | 2004-03-10 | 2005-09-15 | Fisher Controls International, Llc | Contiguously formed valve cage with a multidirectional fluid path |
US7604055B2 (en) | 2004-04-12 | 2009-10-20 | Baker Hughes Incorporated | Completion method with telescoping perforation and fracturing tool |
US7363967B2 (en) | 2004-05-03 | 2008-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool with navigation system |
US7409999B2 (en) | 2004-07-30 | 2008-08-12 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7290606B2 (en) | 2004-07-30 | 2007-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inflow control device with passive shut-off feature |
US7658051B2 (en) * | 2004-08-04 | 2010-02-09 | Georgia Foam, Inc. | Reinforced sidings |
US7322412B2 (en) | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US20060048936A1 (en) | 2004-09-07 | 2006-03-09 | Fripp Michael L | Shape memory alloy for erosion control of downhole tools |
US7011076B1 (en) | 2004-09-24 | 2006-03-14 | Siemens Vdo Automotive Inc. | Bipolar valve having permanent magnet |
US20060086498A1 (en) | 2004-10-21 | 2006-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Harvesting Vibration for Downhole Power Generation |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
NO331536B1 (no) | 2004-12-21 | 2012-01-23 | Schlumberger Technology Bv | Fremgangsmate for a danne en regulerende strom av bronnhullfluider i et bronnhull anvendt i produksjon av hydrokarboner, og ventil for anvendelse i et undergrunns bronnhull |
US7673678B2 (en) | 2004-12-21 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control device with a permeable membrane |
US8011438B2 (en) | 2005-02-23 | 2011-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole flow control with selective permeability |
US7413022B2 (en) | 2005-06-01 | 2008-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Expandable flow control device |
US20060273876A1 (en) | 2005-06-02 | 2006-12-07 | Pachla Timothy E | Over-temperature protection devices, applications and circuits |
US20070012444A1 (en) | 2005-07-12 | 2007-01-18 | John Horgan | Apparatus and method for reducing water production from a hydrocarbon producing well |
BRPI0504019B1 (pt) | 2005-08-04 | 2017-05-09 | Petroleo Brasileiro S A - Petrobras | processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade |
US7451815B2 (en) | 2005-08-22 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
US7407007B2 (en) | 2005-08-26 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating flow in a shunt tube |
EP2520761B1 (en) | 2005-09-30 | 2014-07-16 | ExxonMobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
US8453746B2 (en) | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7708068B2 (en) | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
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 |
US7857050B2 (en) | 2006-05-26 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control using a tortuous path |
US7640989B2 (en) | 2006-08-31 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically operated well tools |
US7699101B2 (en) | 2006-12-07 | 2010-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system having galvanic time release plug |
US7909088B2 (en) | 2006-12-20 | 2011-03-22 | Baker Huges Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
US8485265B2 (en) | 2006-12-20 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use |
US8291979B2 (en) | 2007-03-27 | 2012-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling flows in a well |
US7828067B2 (en) | 2007-03-30 | 2010-11-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Inflow control device |
US20080283238A1 (en) | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US7743835B2 (en) | 2007-05-31 | 2010-06-29 | Baker Hughes Incorporated | Compositions containing shape-conforming materials and nanoparticles that absorb energy to heat the compositions |
US7789145B2 (en) * | 2007-06-20 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
US8069921B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production |
US7971651B2 (en) | 2007-11-02 | 2011-07-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Shape memory alloy actuation |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
-
2009
- 2009-07-02 US US12/497,377 patent/US8893809B2/en active Active
-
2010
- 2010-06-17 CN CN201080029172.1A patent/CN102472091B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-17 AU AU2010266638A patent/AU2010266638B2/en not_active Ceased
- 2010-06-17 BR BRPI1011921A patent/BRPI1011921B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-06-17 WO PCT/US2010/039045 patent/WO2011002615A2/en active Application Filing
- 2010-06-17 CA CA2767109A patent/CA2767109C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-17 MY MYPI2011006380A patent/MY163437A/en unknown
- 2010-06-17 GB GB1121949.0A patent/GB2483593B/en active Active
-
2011
- 2011-12-14 NO NO20111718A patent/NO340942B1/no unknown
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5706891A (en) * | 1996-01-25 | 1998-01-13 | Enterra Petroleum Equipment Group, Inc. | Gravel pack mandrel system for water-flood operations |
US20090065199A1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Retrievable Inflow Control Device |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2011002615A3 (en) | 2011-03-31 |
CA2767109A1 (en) | 2011-01-06 |
US20110000684A1 (en) | 2011-01-06 |
CA2767109C (en) | 2014-12-23 |
CN102472091B (zh) | 2015-11-25 |
WO2011002615A2 (en) | 2011-01-06 |
GB2483593A (en) | 2012-03-14 |
AU2010266638B2 (en) | 2014-06-26 |
BRPI1011921B1 (pt) | 2019-10-22 |
MY163437A (en) | 2017-09-15 |
NO20111718A1 (no) | 2012-01-06 |
GB2483593B (en) | 2013-12-18 |
GB201121949D0 (en) | 2012-02-01 |
AU2010266638A1 (en) | 2011-12-22 |
CN102472091A (zh) | 2012-05-23 |
BRPI1011921A2 (pt) | 2016-04-19 |
US8893809B2 (en) | 2014-11-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO340942B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon | |
US7918272B2 (en) | Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production | |
EP2414621B1 (en) | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production | |
US7984760B2 (en) | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations | |
AU2012321258B2 (en) | Fluid filtering device for a wellbore and method for completing a wellbore | |
US9322248B2 (en) | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection | |
NO335792B1 (no) | Fremgangsmåte for behandling av en brønn som strekker seg fra et brønnhode og inn i en underjordisk formasjon | |
NO20110181A1 (no) | Innstromningsstyringsanordning som anvender et vannfolsomt middel | |
NO344416B1 (no) | Fluidreguleringsapparatur og fremgangsmåter for produksjons- og injeksjonsbrønner | |
GB2383358A (en) | Apparatus and method for horizontal open hole gravel packing | |
NO342071B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for å komplettere en brønn | |
US20120061093A1 (en) | Multiple in-flow control devices and methods for using same | |
CN101514621B (zh) | 多区域中的无钻机的防砂 | |
CN115030697A (zh) | 操作注水井的方法以及注水井 | |
AU2017343449A1 (en) | Wellbore completion apparatus and methods utilizing expandable inverted seals |