BR0107057B1 - dispositivo de controle de fluxo. - Google Patents
dispositivo de controle de fluxo. Download PDFInfo
- Publication number
- BR0107057B1 BR0107057B1 BRPI0107057-6A BR0107057A BR0107057B1 BR 0107057 B1 BR0107057 B1 BR 0107057B1 BR 0107057 A BR0107057 A BR 0107057A BR 0107057 B1 BR0107057 B1 BR 0107057B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- opening
- seal
- gloves
- inner sleeve
- region
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 34
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 4
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/598—With repair, tapping, assembly, or disassembly means
- Y10T137/60—Assembling or disassembling flexible tube or sleeve type valve
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Sliding Valves (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
- Control Of Fluid Pressure (AREA)
- Paper (AREA)
- Heat-Pump Type And Storage Water Heaters (AREA)
- Fluid-Driven Valves (AREA)
Description
DISPOSITIVO DE CONTROLE DE FLUXO
Esta invenção se refere a dispositivos de controle defluxo, tais como estranguladores para poços dehidrocarboneto.
Em um poço de hidrocarboneto, os estranguladorescontrolam o escoamento de fluido para a tubulação deprodução a partir do furo de poço ou para regiões do furode poço a partir da tubulação de produção.
Convencionalmente, esses estranguladores têm sidodispositivos liga/desliga simples, que meramente abriamcompletamente ou fechavam completamente a tubulação deprodução. Recentemente, tem havido uma exigência de umcontrole de fluxo variável, o que deu origem a problemas emparticular. Um estrangulador de controle de fluxo variávelconvencional é mostrado no desenho esquemático da Figura 1a.
Os aspectos básicos deste dispositivo estão em umaluva externa 1 e uma luva interna 2, cada uma tendorespectivos conjuntos 3, 4 de aberturas localizados emtorno de suas respectivas circunferências. A luva interna 2é móvel de forma deslizante por meio de um atuador (nãomostrado). A Figura Ia mostra a localização das luvas naposição "fechada". As Figuras Ib e Ic mostram as posiçõesrelativas das luvas em duas posições "abertas" diferentes -parcialmente aberta e completamente aberta,respectivamente. As setas nas Figuras Ib e Ic representam oescoamento de fluido do furo de poço para a tubulação deprodução, através das aberturas 3, 4.
Selos anulares 5, 6 e 7 estão localizados entre asluvas interna 2 e externa 1. Esses selos separam o espaçoanular entre as luvas interna e externa em câmaras,enquanto permitem que a luva interna se mova livremente.Por exemplo, há uma câmara anular 8 entre os selos 6 e 7,cuja câmara inclui as aberturas 3 da luva externa 1.
A ativação do atuadòr faz com que a luva interna 2seja movida na direção das setas mostradas na Figura la. AFigura Ib mostra o aparelho da Figura Ia em uma posiçãoparcialmente aberta, onde as aberturas 4 da luva internainvadem a câmara 8, desse modo abrindo um percurso defluxo. Na posição completamente aberta da figura Ic, asaberturas 4 da luva interna estão localizadas inteiramentena câmara 8.
Vários problemas podem ser encontrados com este tipoconvencional de dispositivo de controle de fluxo. Porexemplo, conforme o dispositivo começa a entrar em umaposição "aberta" , a pressão em um lado do selo tende adistorcer o selo e extrudá-lo na direção do escoamento defluido. Portanto, no exemplo mostrado na Figura Ib, o selo6 tende a ser extrudado nas aberturas da luva interna. Casoo escoamento de fluido fosse na direção oposta (isto é, datubulação de produção para o furo de poço), o selo tenderiaa se extrudar no espaço anular entre as luvas.
Outro problema deste tipo de dispositivo de controlede fluxo é que, no momento da abertura, o fluido estáescoando muito rapidamente através das aberturas, e a umaalta pressão, com o resultado de o selo 6 poder serdanificado ou arrastado para as aberturas 4 da luvainterna.A alta velocidade do escoamento de fluido na posição"recém aberta" da Figura Ib também pode causar um outroproblema, especificamente, aquele de erosão das bordas dasaberturas, particularmente quando o fluido estivercontaminado com partículas sólidas, tal como areia.
Ainda um outro problema, o qual pode ser encontradocom dispositivos de controle de fluxo convencionais é que oaumento na vazão de fluido não é linear com um movimentolinear do tubo e, assim, um controle de escoamento variávelpreciso é difícil, especialmente quando baixas vazões foremrequeridas.
De acordo com a invenção, é provido um dispositivo decontrole de fluxo para poços de hidrocarbonetoscompreendendo uma luva externa, que tem pelo menos umaabertura através de sua parede, uma luva interna que tempelo menos uma abertura através de sua parede, e meios paraa provisão de um movimento de deslizamento relativo dasluvas entre posições "abertas", permitindo um escoamentovariável de fluido através das aberturas das luvas eposições "fechadas" e uma região de redução de pressãodisposta para reduzir a pressão de fluido escoando atravésde pelo menos uma abertura das luvas, caracterizada pelofato de haver um anel entre as luvas interna e externa, aregião de redução de pressão compreendendo uma região doanel de tamanho reduzido.
A provisão de uma região de redução de pressão reduz orisco de danos ao selo e reduz a tendência de ele serarrastado para as aberturas da luva. Mais ainda, uma erosãodas aberturas é reduzida.Preferivelmente, ο dispositivo compreende um arranjode vedação entre as luvas interna e externa, compreendendopelo menos um selo e meios de desvio de selo dispostos parapermitir que uma porção de fluido se infiltre em torno doselo, de modo que a pressão de fluido atuando em uma regiãodo selo seja reduzida.
A provisão de um desvio de selo reduz a tendência deextrusão do selo, a qual era encontrada, até agora.
Conforme o fluido infiltra em torno do selo, a pressão noslados opostos do selo tende a se equalizar.
Vantajosamente, uma região de borda de pelo menos umaabertura das luvas inclui meios resistentes à erosão.
A provisão de um meio resistente à erosão prolonga avida útil do dispositivo de controle de fluxo.
Preferencialmente, o meio resistente à erosão incluitungstênio.
Preferivelmente, a pelo menos uma abertura de uma dasluvas tem regiões de borda inclinadas. A provisão da bordainclinada também tem a finalidade de reduzir a erosão.
Vantajosamente, as luvas interna e externa apresentam,respectivamente, conjuntos de aberturas através de suasparedes e um conjunto de aberturas inclui uma abertura quese estende além das outras, na direção do movimento deabertura.
A provisão da abertura estendida permite que vazõesbaixas sejam atingidas, quando o dispositivo entrar em umaposição "recém aberta".
Preferencialmente, o formato, o tamanho e oespaçamento das aberturas são dispostos para proverem umamudança de percentagera constante da característica decoeficiente de velocidade do fluido, cora um movimentolinear da luva interna.
A invenção, agora, será descrita, a título de exemplo,com referência aos desenhos em anexo, nos quais:
as Figuras Ia a Ic são vistas em seção transversalesquemáticas de um dispositivo de controle de fluxoconvencional em posições fechadas e abertas;
a Figura 2 é um diagrama esquemático, que mostra umarranjo de dispositivos de controle de fluxo em um furo depoço submarino;
a Figura 3a é uma vista em seção transversalesquemática de um aparelho construído de acordo com ainvenção;
a Figura 3b é uma vista mais detalhada de parte doaparelho da Figura 3a;
as Figuras 3c a 3e ilustram o aparelho da Figura 3a emvários estágios de abertura;
a Figura 4 é uma vista em perspectiva do aparelho daFigura 3; e
a Figura 5 ilustra, graficamente, a mudança de vazão ede perda de pressão atingíveis com o aparelho da Figura 3.
Números de referência iguais se aplicam a partesiguais por todo o relatório descritivo.
Com referência à Figura 2, é mostrado um arranjotípico de um furo de poço, indicado, geralmente, pelonúmero de referência 9, com um número de ramificações 9a,9b. A tubulação de produção 10 se estende a partir da bodado furo até os reservatórios de petróleo. O espaço entre atubulação e o furo de poço é selado em pontos ao longo deseu comprimento, por meio de dispositivos 11 conhecidoscomo obturadores. Interpostos entre obturadores adjacentesestão estranguladores 12, os quais são, cada um, operadospor atuadores (não mostrados). Em uso, petróleo e outrosfluidos de hidrocarboneto entram na tubulação de produção10 através das aberturas nos dispositivos estranguladores12, se abertos. A seleção e a operação dos motoresassociados aos atuadores de estrangulador são realizadaspor uma seleção do operador, por meio de um visor decontrole na superfície. Sensores (também não mostrados)podem ser empregados, para proverem ao operador umainformação precisa referente à posição e à condição dosestranguladores 12.
a Figura 3a ilustra um estrangulador 12, ou umdispositivo de controle de fluxo, construído de acordo coma invenção. Este dispositivo de controle de fluxo tem osmesmos aspectos básicos que aquele mostrado nas Figuras Iaa Ic, especificamente, uma luva externa 13, que tem umconjunto 14 de aberturas, uma luva interna 15, que tem umconjunto 16 de aberturas, um arranjo de vedação 17, 18, 19e um atuador (não mostrado) disposto para mover a luvainterna 15 em relação à luva externa 13. 0 arranjo dosselos 18 e 19, define uma câmara anular 20, entre as luvas,que incorpora o conjunto 14 de aberturas da luva externa.
As Figuras 3a a 3e ilustram os princípios por trás dosaspectos inventivos do dispositivo de controle de fluxo, enão têm por finalidade refletir, precisamente, as dimensõesde um dispositivo real. Por exemplo, é improvável que oselo anular 17 estive tão perto em proximidade do selo 18,como é mostrado nos desenhos.
De acordo com a invenção, é provida uma região deredução de pressão, na forma de uma inserção anular 21. Ainserção anular 21 é interposta entre o selo 18 e a luvaexterna 13. A inserção 21 forma uma região de tamanhoreduzido na forma de uma passagem anular estreita 22, emfrente ao selo 18. A inserção anular 21 é mostrada nodesenho mais detalhado da Figura 3b, como é mostrada umacavidade 23, de um conjunto de cavidades escavadas nasuperfície externa da luva interna 15. As cavidades 23estão localizadas imediatamente antes das aberturas 16 daluva interna 15, na direção de movimento de abertura. Afunção de ambas a inserção anular 21 e as cavidades 23 serádescrita mais tarde neste relatório descritivo.
Outro aspecto do estrangulador da Figura 3a é que asaberturas 16 da luva interna 15 são de formatos e tamanhosdiferentes. Pelo menos uma, 24, das aberturas desteconjunto 16 se estende além das outras, na direção demovimento de abertura, do dispositivo de controle de fluxo,cuja direção é mostrada pelas setas.
Com referência, agora, à Figura 3c, esta mostra ocomeço da operação de abertura pelo atuador, o qual estámovendo a luva interna 15 na direção mostrada pelas setas.Neste desenho, as cavidades 23 estão sobre o selo 18 eestão, agora, impingindo na câmara 20, cuja câmara incluias aberturas 14 da luva externa 13. Assim, é permitido queum fluido de hidrocarboneto, que entra na câmara 20 apartir do poço, se infiltre em torno das cavidades, sedesviando do selo 18, apesar do estrangulador 12 não teratingido uma posição "aberta". Isso tem o efeito deequilibrar a pressão de fluido em ambos os lados do selo18, antes do dispositivo de controle de fluxo entrar em umaposição aberta, desse modo reduzindo o problema de extrusãodo selo, o qual era, até agora, causado pela alta pressãodo fluido escoando para dentro, atuando sobre este selo.
A Figura 3d mostra o dispositivo de controle de fluxoentrando em uma posição aberta. A abertura estendida 24 daluva interna 15 acabou de se mover diante do selo 18 eincide ligeiramente na câmara 20, desse modo permitindo queuma pequena quantidade de fluido escoe para o furo da luvainterna 15. Assim, uma taxa baixa de escoamento de fluidoatravés do dispositivo de controle de fluxo pode serobtida. Isso era mais difícil com os estranguladoresconvencionais, nos quais as aberturas eram do mesmo formatoe tamanho e eram alinhadas; pequenas mudanças na vazãopoderiam ser obtidas, apenas, por deflexões pequenas daluva interna, o que era muito difícil, devido aos atuadoresserem dispositivos de posicionamento relativamente brutos.
Na prática, usualmente, há mais de uma abertura estendida24, tipicamente localizada em pontos diametralmente opostosda luva interna 15.
Antes de entrar na abertura 24 da luva interna 15, ofluindo entrando na câmara 20 a partir do poço é dirigidopara a pequena passagem anular 22, provida pela inserçãoanular 21. As dimensões da passagem anular 22 sãoescolhidas de modo que uma grande proporção da pressão dofluido escoando para dentro seja diminuída ao longo dapassagem, quer dizer, de modo que haja um diferencial depressão entre as extremidades da passagem. Portanto, ofluido que entra na luva interna 15 está a uma pressão maisbaixa do que aquela até agora encontrada com umestrangulador convencional. Este aspecto impede que o selo18 seja danificado ou arrastado para as aberturas e,também, reduz a erosão. As dimensões radiais da passagem 22precisam ser grandes o bastante, entretanto, para impedirum bloqueio de contaminantes no fluido.
A Figura 3e mostra o estrangulador na posiçãocompletamente aberta. Nesta posição, o fluido é capaz deescoar através de todas as aberturas 16 na luva interna 15,desse modo produzindo um escoamento máximo obtenível natubulação de produção. Deve ser notado que, conforme oatuador se move entre as posições das Figuras 3d e 3e, ocomprimento efetivo da passagem anular 22 se reduz, de modoque as aberturas 16 da luva interna 15 são gradualmenteexpostas a uma pressão crescente, culminando na exposiçãocompleta à pressão do fluido escoando para dentro.
A Figura 4 mostra o layout da luva interna 15, maisclaramente. Para fins ilustrativos, o selo 18 é mostradoafixado à luva interna 15, como o é a inserção anular 21.As cavidades 23 também são mostradas, posicionadas emfrente a todas as aberturas 16 na luva interna 15, excetopela abertura 24. Um aspecto adicional deste aparelho é quea abertura estendida 24 inclui uma inserção resistente ãerosão 25, tipicamente feita de tungstênio. A inserção 25 épresa à luva interna 15 por meio de um prendedor deparafuso 26 em uma porção de extremidade, e tem um contornoem formato de virola na outra porção de extremidade, o qualse encaixa na abertura 24. A inserção 25 é inclinada emtorno das bordas da abertura 24, desse modo provendo umainclinação efetiva da abertura, para resistir mais àerosão. Obviamente, as aberturas em si poderiam serinclinadas como uma salvaguarda adicional contra a erosão.
A curva rotulada A na Figura 5 ilustra a mudança navazão obtenível com o aparelho da invenção. A vazão éplotada contra o curso da luva interna, conforme movidapelo atuador. Esta mudança na vazão com o curso apresentacaracterísticas mais lineares do que o que era obtenívelaté agora. Mais ainda, vazões muito baixas são obteníveis.Previamente, havia um degrau entre a vazão nula na posiçãofechada e a vazão na posição "recém aberta". O gráficocorrespondente da mudança de pressão através das aberturastambém é mostrado na curva rotulada B.
A invenção é particularmente adequada para o controlede estranguladores ao longo do furo em poços dehidrocarboneto, embora seja eminentemente adequada para ocontrole do escoamento de fluido em geral, em outrasaplicações.
Em um poço de hidrocarboneto, usualmente apenas a luvainterna é movida para o controle de mudanças de fluxo. Emoutras aplicações, pode ser mais vantajoso que a luvaexterna, ou mesmo ambas as luvas, seja movida por meio demecanismos atuadores.
A invenção foi descrita em relação a um fluidoescoando de um furo de poço para uma tubulação de produção,isto é, do exterior da luva externa para o interior da luvainterna. Contudo, a invenção é igualmente adequada para ocontrole do escoamento de fluido no sentido oposto, com umaadaptação mínima ou sem nenhuma adaptação adicionalprecisar ser feita. Outras variações podem ser feitas, semse desviar do escopo da-invenção. Por exemplo, a inserçãoanular não precisa ser interposta entre o selo 18 e a luvaexterna. A inserção poderia ser afixada à luva externa emfrente ao selo ou, ainda, afixada à luva interna. Ainserção poderia mesmo ser formada com o selo como umaparte integral.
Como uma variação adicional, a inserção resistente àerosão poderia ser afixada à luva interna, por exemplo, pormeio de uma ligação química, ou poderia, mesmo, ser umaparte integral da luva. Todas as aberturas das luvasinterna e/ou externa poderiam ser feitas resistentes àerosão, desta maneira.
Claims (15)
1. Dispositivo decontrole de fluxo (12) para poçosde hidrocarboneto compreendendo uma luva externa (13) quetem pelo menos uma abertura (14) através de sua parede, umaluva interna (15) que tem pelo menos uma abertura (16)através de sua parede, meios para a provisão de ummovimento de deslizamento relativo das luvas entre posições"abertas", permitindo um escoamento de fluido variávelatravés das aberturas das luvas e posições "fechadas" e umaregião de redução de pressão (21) disposta para reduzir apressão do fluido escoando através de pelo menos umaabertura de uma das luvas, caracterizado pelo fato de haverum anel (20) entre as luvas interna (15) e externa (13) , aregião de redução de pressão compreendendo uma região doanel de tamanho reduzido.
2. Dispositivo (12), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da região de tamanho reduzidoincluir uma porção da luva externa (13) que tem um diâmetrointerno reduzido.
3. Dispositivo (12), de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região detamanho reduzido incluir uma porção da luva interna (15)que tem um diâmetro externo aumentado.
4. Dispositivo (12), de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2 ou 3, caracterizado pelo fato dotamanho efetivo da região de redução de pressão mudarconforme o dispositivo se move entre as posições "fechada"e completamente "aberta", de modo a gradualmente expor pelomenos uma abertura (14 ou 16) de uma das luvas (13 ou 15) àpressão total do fluido.
5. Dispositivo (12), de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2, 3 ou 4, caracterizado pelo fato decompreender um arranjo de vedação entre as luvas interna eexterna (15, 13) compreendendo pelo menos um selo (18) emeios de desvio de selo (23) disposto para permitir que umaporção de fluido se infiltre em torno do selo (18), de modoque a pressão de fluido atuando em uma região do selo sejareduzida.
6. Dispositivo (12), de acordo com a reivindicação-5, caracterizado pelo fato do meio de desvio de selo (23)compreender pelo menos uma cavidade na luva interna (15).
7. Dispositivo (12), de acordo com a reivindicação-6, caracterizado pelo fato de pelo menos uma cavidade terum comprimento que excede àquele da face do selo (18) quese encaixa na luva interna (15).
8. Dispositivo (12), de acordo com qualquer uma dasreivindicações 5, 6 ou 7, caracterizado pelo fato do meiode desvio de selo (23) estar localizado na luva interna(15), antes de pelo menos uma abertura (16) da luva internana direção de movimento de abertura.
9. Dispositivo (12), de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 ou 8, caracterizado pelofato de uma região de borda de pelo menos uma abertura dasluvas incluir meios resistentes à erosão (25).
10. Dispositivo (12), de acordo com a reivindicação-9, caracterizado pelo fato dos meios resistentes à erosão(25) incluírem tungstênio.
11. Dispositivo, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 9 ou 10, caracterizado pelo fato dos meiosresistentes à erosão (25) compreenderem uma camada detungstênio afixada à luva.
12. Dispositivo, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 9 ou 10, caracterizado pelo fato dos meiosresistentes à erosão (25) compreenderem uma camada detungstênio fixada à luva de forma destacável.
13. Dispositivo (12), de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 ou 12,caracterizado pelo fato de pelo menos uma abertura (24) deuma das luvas ter uma região de borda inclinada.
14. Dispositivo (12), de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 ou 13,caracterizado pelo fato das luvas interna e externa terem,respectivamente, um conjunto de aberturas e um conjunto deaberturas incluir uma abertura (24) que se estende além dasoutras, na direção de movimento de abertura.
15. Dispositivo (12), de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 ou 14, caracterizado pelo fato das luvas interna e externaterem, respectivamente, um conjunto de aberturas através desuas paredes e as aberturas serem dispostas de modo que ataxa de escoamento de fluido tenha uma relaçãopredeterminada com a posição das luvas.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0020350A GB2365889B (en) | 2000-08-17 | 2000-08-17 | Flow control device |
GB0020350.5 | 2000-08-17 | ||
PCT/GB2001/003587 WO2002016730A1 (en) | 2000-08-17 | 2001-08-08 | Flow control device |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR0107057A BR0107057A (pt) | 2002-06-11 |
BR0107057B1 true BR0107057B1 (pt) | 2010-02-09 |
Family
ID=9897842
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0107057-6A BR0107057B1 (pt) | 2000-08-17 | 2001-08-08 | dispositivo de controle de fluxo. |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6494265B2 (pt) |
EP (4) | EP1627987A1 (pt) |
AU (1) | AU2001276555A1 (pt) |
BR (1) | BR0107057B1 (pt) |
GB (6) | GB2399844B (pt) |
NO (4) | NO323192B1 (pt) |
WO (1) | WO2002016730A1 (pt) |
Families Citing this family (58)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6817416B2 (en) * | 2000-08-17 | 2004-11-16 | Abb Offshore Systems Limited | Flow control device |
GB2372519B (en) * | 2001-02-21 | 2004-12-22 | Abb Offshore Systems Ltd | Fluid flow control apparatus |
US6715558B2 (en) * | 2002-02-25 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Infinitely variable control valve apparatus and method |
US7055598B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
US6860330B2 (en) * | 2002-12-17 | 2005-03-01 | Weatherford/Lamb Inc. | Choke valve assembly for downhole flow control |
US6978840B2 (en) | 2003-02-05 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen assembly and system with controllable variable flow area and method of using same for oil well fluid production |
US7870898B2 (en) | 2003-03-31 | 2011-01-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well flow control systems and methods |
US7363981B2 (en) * | 2003-12-30 | 2008-04-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Seal stack for sliding sleeve |
US20050161212A1 (en) * | 2004-01-23 | 2005-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Utilizing Nano-Scale Filler in Downhole Applications |
AU2005210692B2 (en) * | 2004-02-10 | 2010-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Down hole fluid heating apparatus and method |
CA2457329A1 (en) * | 2004-02-10 | 2005-08-10 | Richard T. Hay | Downhole drilling fluid heating apparatus and method |
US7416026B2 (en) * | 2004-02-10 | 2008-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for changing flowbore fluid temperature |
US8517113B2 (en) * | 2004-12-21 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Remotely actuating a valve |
US7377327B2 (en) * | 2005-07-14 | 2008-05-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Variable choke valve |
EP2520761B1 (en) * | 2005-09-30 | 2014-07-16 | ExxonMobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
US7467665B2 (en) * | 2005-11-08 | 2008-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Autonomous circulation, fill-up, and equalization valve |
US20070114020A1 (en) * | 2005-11-18 | 2007-05-24 | Kristian Brekke | Robust sand screen for oil and gas wells |
BRPI0709898B1 (pt) | 2006-04-03 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Associated system with hydrocarbon production, and, method |
GB2449662B (en) | 2007-05-30 | 2011-09-07 | Hamdeen Inc Ltd | Sliding sleeve with ball guide |
US7921915B2 (en) * | 2007-06-05 | 2011-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Removable injection or production flow equalization valve |
EP2385212B1 (en) * | 2007-09-26 | 2017-11-08 | Cameron International Corporation | Choke assembly |
US20090151790A1 (en) * | 2007-12-12 | 2009-06-18 | Baker Hughes Incorporated | Electro-magnetic multi choke position valve |
US8899339B2 (en) * | 2008-02-29 | 2014-12-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating flow in a wellbore |
MX2011003280A (es) | 2008-11-03 | 2011-04-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sistemas y metodos de control de flujo de pozos. |
GB0822144D0 (en) | 2008-12-04 | 2009-01-14 | Petrowell Ltd | Flow control device |
US20100319928A1 (en) * | 2009-06-22 | 2010-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Through tubing intelligent completion and method |
US20110000674A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controllable manifold |
US20110000547A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
US20110000660A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Modular valve body and method of making |
US8281865B2 (en) * | 2009-07-02 | 2012-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valve system and method |
US8267180B2 (en) * | 2009-07-02 | 2012-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controllable variable flow control configuration and method |
US20110073323A1 (en) * | 2009-09-29 | 2011-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Line retention arrangement and method |
US8657010B2 (en) | 2010-10-26 | 2014-02-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole flow device with erosion resistant and pressure assisted metal seal |
EA201391118A1 (ru) | 2011-01-31 | 2014-02-28 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Системы и способы усовершенствованного доступа скважины к подземным пластам |
US9631437B2 (en) | 2011-02-03 | 2017-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for managing pressures in casing annuli of subterranean wells |
PL2729658T3 (pl) * | 2011-07-06 | 2018-03-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Układ i sposób do wtłaczania płynu roboczego do odwiertu i zawór wtłoczeniowy płynu roboczego |
CN103874827B (zh) | 2011-10-12 | 2016-06-22 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于井眼的流体过滤装置和完成井眼的方法 |
PL2744973T3 (pl) | 2011-11-08 | 2016-02-29 | Shell Int Research | Zawór do szybu węglowodorowego, szyb węglowodorowy wyposażony w taki zawór i zastosowanie takiego zaworu |
US9638001B2 (en) | 2012-02-14 | 2017-05-02 | Shell Oil Company | Method for producing hydrocarbon gas from a wellbore and valve assembly |
CA2802211C (en) * | 2012-05-30 | 2015-05-26 | Oil Rebel Innovations Ltd. | Improved downhole isolation tool having a ported sliding sleeve |
WO2014025338A1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mechanically adjustable flow control assembly |
WO2014066071A1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole flow control, joint assembly and method |
US10830028B2 (en) * | 2013-02-07 | 2020-11-10 | Baker Hughes Holdings Llc | Frac optimization using ICD technology |
CA2899792C (en) | 2013-03-15 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Sand control screen having improved reliability |
US9638013B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-05-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and methods for well control |
CN103573241A (zh) * | 2013-08-06 | 2014-02-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井套管固井压力平衡滑套环空加砂多段压裂工艺 |
US9816361B2 (en) | 2013-09-16 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
US9644461B2 (en) | 2015-01-14 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device and method |
US10119365B2 (en) | 2015-01-26 | 2018-11-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Tubular actuation system and method |
CA3019317C (en) * | 2016-05-06 | 2021-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing assembly with clean out tubular string |
WO2018009220A1 (en) * | 2016-07-08 | 2018-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow-induced erosion-corrosion resistance in downhole fluid flow control systems |
WO2018049533A1 (en) * | 2016-09-16 | 2018-03-22 | Ncs Multistage Inc. | Wellbore flow control apparatus with solids control |
US20180328496A1 (en) * | 2017-05-10 | 2018-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Flow diffuser valve and system |
US11591884B2 (en) | 2017-06-08 | 2023-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic indexing system |
EP3810889A4 (en) | 2018-06-22 | 2022-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | FULL BORE ELECTRIC FLOW CONTROL VALVE SYSTEM |
US11536112B2 (en) | 2019-02-05 | 2022-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for controlling actuation of devices downhole |
US11753905B2 (en) * | 2021-03-29 | 2023-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool actuator with viscous fluid clearance paths |
CA3233286A1 (en) * | 2021-09-23 | 2023-03-30 | Schlumberger Canada Limited | Continuous choke for downhole valve |
Family Cites Families (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3071193A (en) * | 1960-06-02 | 1963-01-01 | Camco Inc | Well tubing sliding sleeve valve |
US3207181A (en) * | 1963-10-11 | 1965-09-21 | Willis N Elizabeth | Multiple orifice valve |
US3276523A (en) * | 1963-12-11 | 1966-10-04 | Halliburton Co | Pressure responsive cross-over valve apparatus |
US3355142A (en) * | 1964-09-29 | 1967-11-28 | Baker Oil Tools Inc | Sleeve or piston type valve device |
US3508573A (en) * | 1968-05-03 | 1970-04-28 | Xomox Corp | Means for protecting valve parts |
US4360064A (en) * | 1980-11-12 | 1982-11-23 | Exxon Production Research Co. | Circulating valve for wells |
US5368276A (en) * | 1984-01-12 | 1994-11-29 | Pfeiffer; Robert W. | Valve with truncated aperture providing enhanced rangeability and logarithmic flow characteristic |
US4944349A (en) | 1989-02-27 | 1990-07-31 | Von Gonten Jr William D | Combination downhole tubing circulating valve and fluid unloader and method |
US5156220A (en) * | 1990-08-27 | 1992-10-20 | Baker Hughes Incorporated | Well tool with sealing means |
US5211241A (en) * | 1991-04-01 | 1993-05-18 | Otis Engineering Corporation | Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor |
GB2261719B (en) | 1991-11-22 | 1995-08-02 | Denys Thompson | Valve |
US5263683A (en) | 1992-05-05 | 1993-11-23 | Grace Energy Corporation | Sliding sleeve valve |
US5906238A (en) * | 1996-04-01 | 1999-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole flow control devices |
WO1999002817A1 (en) * | 1997-07-10 | 1999-01-21 | Camco International Inc. | Single-phase annulus-operated sliding sleeve |
US5979558A (en) * | 1997-07-21 | 1999-11-09 | Bouldin; Brett Wayne | Variable choke for use in a subterranean well |
US5957208A (en) * | 1997-07-21 | 1999-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control apparatus |
US5957207A (en) * | 1997-07-21 | 1999-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control apparatus for use in a subterranean well and associated methods |
US6059038A (en) * | 1998-02-26 | 2000-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Auto-fill sub |
US6044908A (en) | 1998-05-29 | 2000-04-04 | Grant Prideco, Inc. | Sliding sleeve valve and seal ring for use therein |
US6328112B1 (en) * | 1999-02-01 | 2001-12-11 | Schlumberger Technology Corp | Valves for use in wells |
US6276458B1 (en) * | 1999-02-01 | 2001-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling fluid flow |
US6371208B1 (en) * | 1999-06-24 | 2002-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Variable downhole choke |
US6668935B1 (en) * | 1999-09-24 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Valve for use in wells |
-
2000
- 2000-08-17 GB GB0411844A patent/GB2399844B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-17 GB GB0411847A patent/GB2399847A/en not_active Withdrawn
- 2000-08-17 GB GB0411845A patent/GB2399845B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-17 GB GB0020350A patent/GB2365889B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-17 GB GB0411843A patent/GB2399843B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-17 GB GB0411846A patent/GB2399846A/en not_active Withdrawn
- 2000-12-04 US US09/731,396 patent/US6494265B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-08-08 EP EP05023126A patent/EP1627987A1/en not_active Withdrawn
- 2001-08-08 EP EP01954211A patent/EP1309770B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-08 EP EP05023127A patent/EP1627988A1/en not_active Withdrawn
- 2001-08-08 EP EP05023128A patent/EP1627989A1/en not_active Withdrawn
- 2001-08-08 WO PCT/GB2001/003587 patent/WO2002016730A1/en active IP Right Grant
- 2001-08-08 AU AU2001276555A patent/AU2001276555A1/en not_active Abandoned
- 2001-08-08 BR BRPI0107057-6A patent/BR0107057B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-04-16 NO NO20021790A patent/NO323192B1/no not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-10-27 NO NO20055013A patent/NO20055013L/no not_active Application Discontinuation
- 2005-10-27 NO NO20055014A patent/NO20055014L/no not_active Application Discontinuation
- 2005-10-27 NO NO20055012A patent/NO20055012L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1309770A1 (en) | 2003-05-14 |
NO323192B1 (no) | 2007-01-15 |
EP1627988A1 (en) | 2006-02-22 |
GB2399845B (en) | 2005-01-12 |
GB2399846A (en) | 2004-09-29 |
NO20021790D0 (no) | 2002-04-16 |
NO20055014L (no) | 2002-04-16 |
GB2399847A (en) | 2004-09-29 |
GB0020350D0 (en) | 2000-10-04 |
GB2365889B (en) | 2004-09-15 |
EP1309770B1 (en) | 2006-06-21 |
US6494265B2 (en) | 2002-12-17 |
GB2399844B (en) | 2004-12-22 |
GB2399843B (en) | 2004-12-22 |
GB0411846D0 (en) | 2004-06-30 |
GB2399844A (en) | 2004-09-29 |
US20020020534A1 (en) | 2002-02-21 |
GB0411845D0 (en) | 2004-06-30 |
NO20055013L (no) | 2002-04-16 |
EP1627987A1 (en) | 2006-02-22 |
WO2002016730A1 (en) | 2002-02-28 |
GB2365889A (en) | 2002-02-27 |
NO20055012L (no) | 2002-04-16 |
NO20021790L (no) | 2002-04-16 |
BR0107057A (pt) | 2002-06-11 |
GB0411843D0 (en) | 2004-06-30 |
GB2399845A (en) | 2004-09-29 |
GB0411844D0 (en) | 2004-06-30 |
EP1627989A1 (en) | 2006-02-22 |
GB0411847D0 (en) | 2004-06-30 |
GB2399843A (en) | 2004-09-29 |
AU2001276555A1 (en) | 2002-03-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR0107057B1 (pt) | dispositivo de controle de fluxo. | |
US6817416B2 (en) | Flow control device | |
AU2016201104B2 (en) | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly | |
US6276458B1 (en) | Apparatus and method for controlling fluid flow | |
CA2853032C (en) | Fluid flow control | |
US20090014185A1 (en) | Incremental annular choke | |
BR112013025789B1 (pt) | aparelho e método para controlar autonomamente fluxo de fluido em um poço subterrâneo | |
EP2466058A1 (en) | An inflow assembly | |
BR122018012488B1 (pt) | Tela de furo de poço e conjunto de tela de furo de poço | |
CA2396168A1 (en) | Wellbore logging system | |
BR112018006626B1 (pt) | Válvula equalizadora para uso subterrâneo |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 08/08/2001, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |
|
B21F | Lapse acc. art. 78, item iv - on non-payment of the annual fees in time |
Free format text: REFERENTE A 14A ANUIDADE. |
|
B24J | Lapse because of non-payment of annual fees (definitively: art 78 iv lpi, resolution 113/2013 art. 12) |
Free format text: EM VIRTUDE DA EXTINCAO PUBLICADA NA RPI 2318 DE 09-06-2015 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDA A EXTINCAO DA PATENTE E SEUS CERTIFICADOS, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |