EA025327B1 - Настраиваемое устройство регулирования потока для использования при добыче углеводородов - Google Patents

Настраиваемое устройство регулирования потока для использования при добыче углеводородов Download PDF

Info

Publication number
EA025327B1
EA025327B1 EA201101427A EA201101427A EA025327B1 EA 025327 B1 EA025327 B1 EA 025327B1 EA 201101427 A EA201101427 A EA 201101427A EA 201101427 A EA201101427 A EA 201101427A EA 025327 B1 EA025327 B1 EA 025327B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
flow
passages
well
pressure drop
fluid
Prior art date
Application number
EA201101427A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201101427A1 (ru
Inventor
Луис А. Гарсиа
Мартин П. Коронадо
Элмер Р. Питерсон
Шон Л. Годетте
Майкл Х. Джонсон
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of EA201101427A1 publication Critical patent/EA201101427A1/ru
Publication of EA025327B1 publication Critical patent/EA025327B1/ru

Links

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
    • 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
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • 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
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/08—Screens or liners
    • E21B43/086—Screens with preformed openings, e.g. slotted liners
    • 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

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)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)
  • Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)
  • Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)

Abstract

Описано устройство регулирования потока, которое может содержать корпус, в котором имеется по меньшей мере два прохода для прохождения потока флюида. Проходы для потока могут быть изолированы гидравлически друг от друга, и по меньшей мере один такой проход может быть выборочно перекрываемым. В некоторых вариантах по ходу потока перед одним или несколькими устройствами регулирования притока может быть размещен фильтрующий элемент. В проходах для потока могут использоваться такие конструктивные элементы, как камеры и проемы для обеспечения заданного падения давления при прохождении потока флюида через проход.

Description

Изобретение в целом относится к системам и способам выборочного регулирования потока текучей среды (далее флюида) между трубной колонной скважины, такой как эксплуатационная колонна, и подземным пластом.
Уровень техники
Углеводороды, такие как нефть и газ, добываются из подземных месторождений с использованием скважин, пробуренных в продуктивный пласт. Такие скважины обычно заканчивают путем установки обсадной колонны по длине скважины и перфорирования обсадных труб, прилегающих к каждой эксплуатационной зоне, для извлечения из пласта в скважину пластовых флюидов (таких как углеводороды). Эти эксплуатационные зоны иногда разделяют друг от друга путем установки между ними пакеров. Флюид из каждой эксплуатационной зоны поступает в скважину и затем в лифтовую колонну, которая проходит до самой поверхности. Желательно, чтобы вдоль эксплуатационной зоны обеспечивался примерно равномерный отбор пластового флюида. Неравномерный отбор может приводить к возникновению нежелательных состояний, таких как мешающий газовый или водяной конус. Например, в случае нефтяной скважины газовый конус может приводить к поступлению газа в скважину, в результате чего может произойти значительное снижение добычи нефти. Аналогично, водяной конус может приводить к поступлению воды в поток добываемой нефти, в результате чего снижается объем добываемой нефти и ее качество. Соответственно, желательно обеспечивать равномерный отбор по всей эксплуатационной зоне и/или возможность выборочного прекращения или снижения притока в эксплуатационных зонах, который связан с нежелательным поступлением воды и/или газа. Кроме того, может потребоваться подача текучей среды в пласт с использованием трубной колонны скважины.
Настоящее изобретение направлено на решение этих и других проблем, присущих предшествующему уровню техники.
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении предлагается устройство регулирования потока флюида между трубной колонной скважины и пластом. Устройство может содержать корпус, в котором имеется по меньшей мере два прохода для прохождения потока флюида. Проходы для потока могут быть изолированы гидравлически друг от друга, и по меньшей мере один такой проход может быть перекрываемым. В некоторых конструкциях в каждом из проходов возникает разное падение давления при прохождении через них потока. В некоторых вариантах по меньшей мере один из проходов для потока включает камеру и по меньшей мере один проем, сообщающийся с камерой. В других вариантах может использоваться несколько камер и несколько проемов. Например, один из проходов для потока может содержать несколько камер, которые сообщаются друг с другом. В некоторых вариантах каждый из нескольких проходов для потока содержит несколько камер, которые могут сообщаться друг с другом. На каждом из проходов для потока могут возникать разные падения давления. В некоторых вариантах каждый из проходов для потока имеет первый конец, сообщающийся с затрубным (кольцевым) пространством скважины, а второй конец сообщается с проходом в трубной колонне скважины. Кроме того, в некоторых вариантах один или несколько проходов для потока может перекрываться закрывающим элементом.
В настоящем изобретении предлагается также способ регулирования потока флюида между трубной колонной и затрубным пространством скважины. Способ может включать: формирование по меньшей мере двух проходов для потока в корпусе, причем каждый из проходов имеет первый конец, сообщающийся с затрубным пространством, и второй конец, сообщающийся с проходом в трубной колонне скважины; выполнение по меньшей мере одного из указанных по меньшей мере двух проходов для потока с возможностью введения в него закрывающего элемента; и выполнение в корпусе гидравлической изоляции между указанными по меньшей мере двумя проходами для потока. Способ может также включать перекрытие по меньшей мере одного из проходов для потока закрывающим элементом. В некоторых вариантах способ может также включать формирование каждого из проходов для потока таким образом, чтобы получать разное падение давления при прохождении через них флюида. Кроме того, способ может также включать формирование меньшей мере одного из проходов для потока, который содержит камеру и по меньшей мере один проем, сообщающийся с камерой. Способ может также включать формирование по меньшей мере одного прохода для потока, который содержит несколько камер, сообщающихся друг с другом. Кроме того, способ может включать формирование каждого из указанных по меньшей мере двух проходов для потока таким образом, чтобы они содержали несколько камер, которые сообщаются друг с другом, причем на каждом из указанных по меньшей мере двух проходов для потока возникает разное падение давления. Кроме того, способ может включать обеспечение каждого из указанных по меньшей мере двух проходов для потока первым концом, сообщающимся с затрубным пространством скважины, а вторым концом сообщающимся с проходом в трубной колонне скважины.
В настоящем изобретении также предлагается система регулирования потока флюида в скважине. Система может включать трубную колонну, которая установлена в скважине и имеет внутренний проход для потока, и группу устройств регулирования потока, установленных вдоль трубной колонны. Каждое из устройств регулирования потока может содержать корпус, в котором имеются проходы для потока, выполненные таким образом, чтобы они обеспечивали прохождение потока флюида между затрубным
- 1 025327 пространством и проходом в трубной колонне скважины, причем каждый из проходов для потока имеет первый конец, сообщающийся с затрубным пространством, и второй конец, сообщающийся с проходом в трубной колонне скважины, проходы для потока гидравлически изолированы друг от друга между их соответствующими первыми и вторыми концами, и по меньшей мере один из проходов для потока выполнен с возможностью выборочного закрытия.
Необходимо понимать, что примеры более важных признаков изобретения были изложены достаточно широко для того, чтобы можно было лучше понять нижеприведенное подробное описание изобретения и для того, чтобы можно было оценить вклад изобретения в уровень техники. Имеются также дополнительные признаки и достоинства изобретения, которые будут описаны ниже и раскрыты в прилагаемой формуле изобретения.
Краткое описание чертежей
Другие преимущества и аспекты настоящего изобретения будут также понятны специалистам из нижеследующего описания и прилагаемых чертежей, на которых одинаковые или сходные элементы указаны одинаковыми ссылочными обозначениями, и на которых показано:
на фиг. 1 - схематический вид вертикальной проекции многозонной скважины и эксплуатационного комплекса (сборки), который содержит систему управления притоком в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 2 - схематический вид вертикальной проекции эксплуатационного комплекса необсаженной скважины, который содержит систему управления притоком в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 3 - схематический вид сечения устройства регулирования дебита (эксплуатационного устройства регулирования), выполненного в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 4 - вид изометрической проекции устройства управления потоком, выполненного в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 5 - схематический вид развертки устройства управления потоком, выполненного в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение относится к устройствам и способам управления потоком текучей среды в скважине. Настоящее изобретение допускает его осуществление в различных формах. Некоторые из конкретных вариантов осуществления изобретения показаны на чертежах и ниже будут описаны подробно, однако при этом следует понимать, что рассмотренные варианты приведены только для иллюстрации принципов изобретения и никоим образом не ограничивают его объем.
На фиг. 1 показан вид скважины 10, которая пробурена в толще 12 пород и проходит через два пласта 14, 16, из которых необходимо осуществлять добычу углеводородов. В скважине 10 установлена известная в технике металлическая обсадная колонна, и множество перфораций 18 открывают проход в пласты 14, 16, чтобы добываемые флюиды могли поступать из пластов 14, 16 в скважину 10. Скважина 10 содержит отклоненную или проходящую примерно в горизонтальном направлении секцию 19. В скважине 10 установлено эксплуатационное оборудование, указанное в целом ссылочным номером 20, которое использует насосно-компрессорную (лифтовую) колонну 22, проходящую вниз от устья 24 скважины на поверхности 26. В эксплуатационном оборудовании 20 по всей его длине сформирован внутренний продольный проход 28 для потока флюида. Между эксплуатационным оборудованием 20 и обсадной колонной скважины имеется кольцевое (затрубное) пространство 30. Эксплуатационное оборудование 20 имеет отклоненную часть 32, проходящую примерно горизонтально вдоль секции 19 скважины 10. В выбранных местах по длине эксплуатационного оборудования 20 расположены эксплуатационные узлы 34. Каждый эксплуатационный узел 34 при необходимости может быть изолирован внутри скважины 10 с помощью двух пакеров 36. Хотя на фиг. 1 показаны только два эксплуатационных узла 34 в горизонтальной части 32, фактически может использоваться большее количество таких эксплуатационных узлов, установленных последовательно.
Каждый эксплуатационный узел 34 снабжен устройством 38 регулирования дебита, которое используется для управления одной или несколькими характеристиками потока одного или нескольких флюидов, поступающего в эксплуатационное оборудование 20. Под термином флюид (текучая среда) (флюиды) в настоящем описании понимаются жидкости, газы, углеводороды, многофазные текучие материалы, смеси нескольких таких текучих материалов, вода, соляной раствор, технические текучие материалы, такие как буровой раствор, текучие материалы, закачиваемые с поверхности, такие как вода, и текучие материалы природного происхождения, такие как нефть и газ. Кроме того, указание вода должно пониматься также как жидкости на основе воды, например соляной раствор или морская вода. В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения устройство 38 регулирования дебита может иметь различные конструкции, обеспечивающие выборочное управление протекающим через него потоком флюидов.
На фиг. 2 иллюстрируется устройство необсаженной скважины 11, в которой могут быть использованы эксплуатационные устройства по настоящему изобретению. Конструкция и работа необсаженной
- 2 025327 скважины 11 во многом аналогичны конструкции и работе скважины 10, показанной на фиг. 1. Однако скважина 11 не имеет обсадной колонны и находится в непосредственном контакте с пластами 14, 16. Поэтому добываемые флюиды протекают из пластов 14, 16 непосредственно в кольцевое пространство 30, которое формируется между эксплуатационным оборудованием 21 и стенкой скважины 11. В этом случае перфорации отсутствуют, и для изоляции устройств 38 регулирования дебита такой скважины могут использоваться пакеры 36. Устройства регулирования дебита принципиально действуют таким образом, что поток флюида направляется из пласта 16 непосредственно в ближайшее эксплуатационное устройство 34, что позволяет получить равновесный поток. В некоторых случаях при заканчивании необсаженных скважин пакеры не используются.
На фиг. 3 показан один из вариантов конструкции устройства 100 регулирования дебита, обеспечивающего управление потоком флюидов из месторождения в эксплуатационную колонну (приток) и/или управление потоком из эксплуатационной колонны в месторождение (вытекающий поток). Такое управление потоком может зависеть от одной или нескольких характеристик или параметров пластового флюида, в том числе от содержания воды, скорости флюида, содержания газа и т.п. Кроме того, устройства 100 регулирования дебита могут быть распределены по длине секции эксплуатационной скважины для обеспечения управления потоком флюидов в разных местах. Ниже рассмотрены примеры устройств регулирования дебита.
В одном из вариантов осуществления изобретения устройство 100 регулирования дебита содержит: устройство 110 регулирования содержания твердых частиц, обеспечивающее снижение количества и размеров твердых частиц, захваченных флюидами, и устройство 120 регулирования потока, которое управляет общей интенсивностью отбора из пласта. Устройство 110 регулирования содержания твердых частиц может содержать известные устройства, такие как, например, песчаные фильтры и соответствующие гравийные набивки.
В некоторых вариантах в устройстве 120 регулирования потока используется множество проходов или каналов для прохождения потока, создающих заданное падение давления, которое способствует регулированию интенсивности поступления и/или вытекания флюида. Один или несколько таких проходов может быть перекрыт для обеспечения определенного падения давления. В одном из вариантов устройство 120 регулирования потока создает падение давления для управления потоком путем пропускания флюида через один или несколько каналов 122. Каждый канал может быть сформирован таким образом, чтобы он обеспечивал независимый проход для потока между проходом 102 в трубной колонне 22 и затрубным пространством 30, отделяющим устройство 120 от пласта. Кроме того, некоторые или все такие каналы 122 могут быть, по существу, изолированы гидравлически друг от друга. Т.е. поток через каналы 122 может считаться множеством параллельных потоков. Таким образом, поток через один из каналов 122 может быть частично или полностью перекрыт без существенного влияния на поток, протекающий по другому каналу. Необходимо понимать, что термин параллельный используется прежде всего в функциональном смысле, а не в смысле определенной структуры или физической конфигурации.
На фиг. 4 показаны детали устройства 120 регулирования потока, которое создает падение давления при прохождении поступающего флюида через один или несколько каналов 122. Каждый канал 122 может быть сформирован вдоль стенки основной трубчатой части или оправки 130 и включает структурные характеристики, обеспечивающие управление потоком заданным образом. Каналы 122 могут проходить вдоль продольной оси оправки 130 параллельно друг другу, хотя это и не обязательно. Каждый канал 122 может иметь один конец 132, сообщающийся с проходом 102 в трубной колонне (фиг. 3), и второй конец 134, который сообщается с затрубным пространством 30 (фиг. 3), разделяющим устройство 120 регулирования потока и пласт. В общем случае, каналы 122 отделены друг от друга, по меньшей мере, на участке между их соответствующими концами 132, 134. Оправка 130 размещена во внешнем кожухе 136 (показан штрихпунктирными линиями), так что каналы 122 представляют собой единственные проходы для потока флюида через оправку 130. В некоторых вариантах по меньшей мере два канала 122 обеспечивают вдоль оправки 130 независимые пути для потока между затрубным пространством и проходом 102 в трубной колонне (фиг. 3). Один или несколько каналов 122 могут быть устроены таким образом, чтобы поток, протекающий через каждый из каналов 122, мог быть перекрыт полностью или частично закрывающим элементом. В одном из вариантов в качестве такого закрывающего элемента может использоваться пробка 138, которая входит во второй конец 134 канала. Например, пробка 138 может иметь резьбу или закрепляется на первом конце 132 канала с помощью химических средств. В других вариантах закрывающий элемент может быть прикреплен ко второму концу 134. В других вариантах закрывающий элемент может быть расположен в каком-либо месте по длине канала 122.
В некоторых вариантах осуществления изобретения каналы 122 могут быть выполнены как лабиринты, который формируют извилистый или окружной путь для потока флюида, протекающего через устройство 120 регулирования потока. В одном из вариантов каналы 122 могут содержать ряд камер 142, соединенных проемами 144. В процессе работы флюид может сначала втекать в канал 122 и попадать в камеру 142. Затем флюид протекает через проем 144 и поступает в другую камеру 142. При прохождении потока через проем 144 может возникать падение давления, превышающее падение давления, возникающее при протекании потока через камеру 142. Проемы 144 могут быть сформированы как отверстия, ще- 3 025327 ли или могут иметь другие формы, обеспечивающие прохождение флюида между камерами 142. Флюид протекает по такому пути, представляющему собой в некотором роде лабиринт, пока не выйдет через конец 132 или конец 134.
Для упрощения описания на фиг. 5 приведена функциональная схема прохождения потока флюида для четырех каналов 122а, 122Ь, 122с и 122й устройства 120 регулирования потока. Для наглядности устройство 120 регулирования потока показано шрих-пунктирной линией и развернуто для лучшего показа каналов 122а-122й.
Каждый из этих каналов 122а, 122Ь, 122с и 122й обеспечивает отдельный и независимый путь для потока между затрубным пространством 30 (фиг. 3) или пластом и проходом 102 в трубной колонне. Кроме того, в рассматриваемом варианте каждый из каналов 122а, 122Ь, 122с и 122й обеспечивает разное падение давления для протекающего флюида. Канал 122а выполнен таким образом, что он обеспечивает наименьшее сопротивление потоку флюида, и поэтому падение давления на этом канале сравнительно небольшое. Канал 122й выполнен таким образом, что он обеспечивает наибольшее сопротивление потоку флюида, и поэтому падение давления на этом канале сравнительно большое. Каналы 122Ь, 122с обеспечивают падения давления, величины которых находятся между величинами падения давления на каналах 122а, 122й. Однако необходимо понимать, что в других вариантах два или более каналов, или же все каналы, могут обеспечивать одинаковые падения давления. Как уже указывалось, закрывающий элемент 138 может быть установлен вдоль одного или нескольких каналов 122а-122й для перекрытия потока флюида (фиг. 4 и 5). В некоторых вариантах закрывающий элемент 138 может быть установлен на конце 132, как показано на фиг. 4. Например, закрывающий элемент 138 может представлять собой пробку с резьбой или аналогичный элемент. В некоторых вариантах закрывающий элемент 138 также может быть установлен на конце 134. В других вариантах закрывающий элемент 138 может быть материалом, который заполняет камеры или проемы вдоль каналов 122а-122й. Закрывающий элемент 138 может быть выполнен таким образом, чтобы он частично или полностью перекрывал поток в каналах 122а-122й. Таким образом, поток флюида через устройство 120 регулирования потока может регулироваться путем выборочного закрытия одного или нескольких каналов 122. Количество комбинаций для возможных падений давления может варьироваться в зависимости от количества каналов 122. Таким образом, в различных вариантах осуществления изобретения устройство 120 регулирования потока может обеспечивать падение давления, связанное с прохождением флюида через один канал, или составное падение давления, связанное с прохождением потока через несколько каналов.
Таким образом, в различных вариантах устройство регулирования протока может быть выполнено таким образом, чтобы его можно было настроить на месте для обеспечения заданного падения давления. Например, если все каналы 122а-122й будут полностью открыты, то будет обеспечиваться наименьшее падение давления. Для увеличения падения давления закрывающий элемент 138 может быть введен в канал 122, чтобы перекрыть поток флюида. Таким образом, выборочно закрывая каналы 122 с помощью закрывающего элемента 138, можно регулировать падение давления, возникающее на устройстве регулирования потока. Необходимо понимать, что устройство регулирования притока может быть настроено или перенастроено на площадке скважины таким образом, чтобы получаемый перепад давлений и давление всасывания обеспечивали необходимые характеристики потока и отбора флюида для данного месторождения и/или необходимые характеристики подачи потока флюида в пласт.
Кроме того, в некоторых вариантах несколько или все поверхности каналов 122 могут быть выполнены таким образом, чтобы они создавали для потока определенное фрикционное сопротивление. В некоторых вариантах трение может быть увеличено за счет использования текстур, шероховатости или других особенностей поверхности. И наоборот, трение может быть снижено за счет использования полированных или гладких поверхностей. В других вариантах поверхности могут быть покрыты материалом, который увеличивает или снижает трение поверхности. Кроме того, может использоваться такое покрытие, которые изменяет величину трения в зависимости от характера протекающего материала, например разное трение для воды и масла. Например, поверхность может быть покрыта гидрофильным материалом, поглощающим воду, для увеличения фрикционного сопротивления потоку воды, или гидрофобным материалом, отталкивающим воду, для снижения фрикционного сопротивления потоку воды.
В одном из режимов применения изобретения с помощью соответствующих испытаний могут быть получены характеристики пластов 14 и 16 для оценки требуемой модели или моделей отбора флюидов из пластов. Требуемые модели могут быть получены путем соответствующей настройки устройств 120 регулирования потока для обеспечения заданного падения давления. Падение давления может быть одинаковым или разным для каждого из устройств 120 регулирования потока, расположенных вдоль трубной колонны 22. Перед установкой в скважину 10 для определения требуемого падения давления для каждого устройства 120 регулирования потока используется информация, характеризующая пласт, такая как пластовое давление, температура, состав флюидов, геометрические параметры скважины и т.п. После этого каналы 122 для каждого устройства 120 регулирования потока могут быть перекрыты, как это может быть необходимо для получения необходимого падения давления. Таким образом, например, для первого устройства 120 регулирования потока может быть перекрыт только канал 122а (фиг. 5), для второго устройства 120 регулирования потока могут быть перекрыты только каналы 122Ь и 122с, для треть- 4 025327 его устройства 120 регулирования потока могут быть открыты полностью все каналы 122а-1226. После такой настройки, обеспечивающей требуемое падение давления, трубная колонна 22 вместе с устройствами 120 регулирования притока может быть опущена в скважину и установлена в ней.
В одном из режимов работы флюид, поступающий из пласта, протекает через устройство 110 регулирования содержания твердых частиц и затем входит в устройство 120 регулирования потока. Когда флюид проходит через каналы 122, возникает падение давления, в результате которого скорость потока флюида снижается. В другом режиме работы флюид прокачивается по трубной колонне 22 и проходит через устройство 120 регулирования потока. Когда флюид протекает через каналы 122, возникает падение давления, в результате которого снижается скорость потока флюида, протекающего затем через устройство 110 регулирования содержания твердых частиц и поступающего в затрубное пространство 30 (фиг. 3).
Необходимо понимать, что фиг. 1 и 2 являются всего лишь иллюстрациями систем эксплуатации скважин, в которых может применяться настоящее изобретение. Например, в некоторых эксплуатационных системах для подъема на поверхность добываемых флюидов в скважинах 10, 11 может использоваться только обсадная колонна или обшивка скважины. Принципы настоящего изобретения могут применяться для регулирования потока флюида, поступающего в такие и другие трубные колонны скважин.
Необходимо также понимать, что каналы могут также содержать проницаемую среду. Проницаемость канала можно регулировать выбором подходящей структуры проницаемой среды. Вообще говоря, основными характеристиками, определяющими проницаемость канала, являются площадь поверхности канала, площадь его поперечного сечения и извилистость. В одном из вариантов проницаемая среда может быть сформирована с использованием элементов, которые упаковываются в канал. Такими элементами могут быть гранулированные элементы, например упакованные шарики, дробь или окатыши, или волокна, например стальная вата, или любые другие элементы, которые формируют щели (проходы), сквозь которые может протекать флюид. В качестве таких элементов могут также использоваться капиллярные трубки, установленные таким образом, чтобы обеспечивалось прохождение потока флюида по каналу. В других вариантах проницаемая среда может содержать одно или несколько тел, в которых сформированы поры. Например, такое тело может губчатым объектом или пакетом фильтрующих элементов с перфорациями. Необходимо понимать, что подходящий выбор размеров объектов, таких как шарики, число, форма и размер пор или перфораций, диаметр и число капиллярных трубок и т.п. может обеспечивать необходимую проницаемость для заданного падения давления. Таким образом, вышеуказанные элементы могут использоваться вместо вышеупомянутых камер или в дополнение к ним.
Необходимо понимать, что вышеописанное относится частично к устройству регулирования потока флюида между трубной колонной скважины и пластом. Устройство может включать корпус, содержащий несколько проходов для прохождения потока флюида. Проходы для потока могут быть изолированы гидравлически друг от друга, и по меньшей мере один такой проход может быть перекрываемым. В некоторых конструкциях в каждом из проходов возникает разное падение давления при прохождении через них потока. В некоторых вариантах по меньшей мере один из проходов для потока содержит камеру и по меньшей мере один проем, сообщающийся с камерой. В других вариантах может использоваться несколько камер и несколько проемов. Например, проход для потока может содержать несколько камер, которые сообщаются друг с другом. В некоторых вариантах каждый из нескольких проходов для потока содержит несколько камер, которые могут сообщаться друг с другом. На каждом из проходов для потока могут возникать разные падения давления. В некоторых вариантах каждый из проходов для потока имеет первый конец, сообщающийся с затрубным пространством скважины, а второй конец сообщается с проходом в трубной колонне скважины. Кроме того, в некоторых вариантах один или несколько проходов для потока могут перекрываться закрывающим элементом. Необходимо понимать, что вышеописанное относится частично к способу регулирования потока флюида между трубной колонной скважины и затрубным пространством. Способ может включать: формирование по меньшей мере двух проходов для потока в корпусе, причем каждый из проходов имеет первый конец, сообщающийся с затрубным пространством, и второй конец, сообщающийся с проходом в трубной колонне скважины; выполнение по меньшей мере одного из указанных по меньшей мере двух проходов для потока с возможностью введения в него закрывающего элемента; и осуществление гидравлической изоляции в корпусе между указанными по меньшей мере двумя проходами для потока. Способ может также включать перекрытие по меньшей мере одного из проходов для потока закрывающим элементом. В некоторых вариантах способ может также включать формирование каждого из проходов для потока таким образом, чтобы при прохождении через них флюида возникало разное падение давления. Кроме того, способ может также включать формирование по меньшей мере одного прохода для потока, который содержит камеру и по меньшей мере один проем, сообщающийся с камерой. Способ может также включать формирование по меньшей мере одного прохода для потока, который содержит несколько камер, сообщающихся друг с другом. Кроме того, способ может включать формирование каждого из указанных по меньшей мере двух проходов для потока таким образом, чтобы они содержали несколько камер, которые сообщаются друг с другом, причем на каждом из указанных по меньшей мере двух проходов для потока возникает разное падение давления. Кроме того, способ может включать обеспечение каждого из указанных по меньшей
- 5 025327 мере двух проходов для потока первым концом, сообщающимся с затрубным пространством скважины, и вторым концом, сообщающимся с проходом в трубной колонне скважины.
Необходимо понимать, что все вышеизложенное включает частично систему регулирования потока флюида в скважине. Система может включать трубную колонну, которая установлена в скважине и имеет внутренний проход для потока, и группу устройств регулирования потока, установленных вдоль трубной колонны. Каждое из устройств регулирования потока может содержать корпус, в котором имеются проходы для потока, выполненные таким образом, чтобы они обеспечивали прохождение потока флюида между затрубным пространством и проходом в трубной колонне скважины, причем каждый из проходов для потока имеет первый конец, сообщающийся с затрубным пространством, и второй конец, сообщающийся с проходом в трубной колонне скважины, проходы для потока гидравлически изолированы друг от друга между их соответствующими первыми и вторыми концами, и по меньшей мере один из проходов для потока выполнен с возможностью выборочного закрытия.
В целях наглядности и сокращения описания в нем опущено рассмотрение большей части резьбовых соединений между трубчатыми элементами, эластомерных уплотнений, таких как, например, уплотнительные кольца, и других хорошо известных устройств. Следует учитывать, что такие термины, как клапан, используются в самом широком значении и не ограничиваются каким-либо определенным типом или конструкцией. В вышеприведенном описании рассматриваются конкретные варианты осуществления настоящего изобретения для целей иллюстрации и пояснения принципов изобретения. Однако специалистам будет ясно, что возможны многочисленные модификации и изменения вариантов осуществления изобретения, рассмотренных выше, без выхода за пределы его объема.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Устройство регулирования потока флюида между трубной колонной скважины и пластом, содержащее корпус, в котором сформированы по меньшей мере два прохода для потока для обеспечения прохождения флюида в продольном направлении и гидравлически изолированных в корпусе друг от друга, причем по меньшей мере один из проходов включает несколько камер, каждая из которых сообщается с одной другой через проемы так, что при прохождении потока через каждый проем возникает падение давления, превышающее падение давления через соответствующую камеру;
    закрывающий элемент, выполненный с возможностью перекрытия по меньшей мере одного из упомянутых проходов для потока.
  2. 2. Устройство по п.1, в котором каждый из упомянутых проходов для потока сформирован таким образом, чтобы при прохождении через него флюида возникало разное падение давления.
  3. 3. Устройство по п.1, в котором каждый из упомянутых проходов для потока имеет первый конец, сообщающийся с затрубным пространством скважины, и второй конец, сообщающийся с проходом в трубной колонне скважины.
  4. 4. Способ регулирования потока флюида между трубной колонной и затрубным пространством скважины, в котором формируют в корпусе по меньшей мере два прохода для потока в продольном направлении; перекрывают по меньшей мере один из упомянутых проходов для потока с помощью закрывающего элемента;
    конфигурируют по меньшей мере один из указанных проходов для потока так, чтобы он включал несколько камер, каждая из которых сообщается с другой через проемы так, что при прохождении потока через каждый проем возникает падение давления, превышающее падение давления через соответствующую камеру;
    гидравлически изолируют указанные по меньшей мере два прохода для потока один от другого в корпусе.
  5. 5. Способ по п.4, в котором выполняют каждый из упомянутых проходов для потока таким образом, чтобы при прохождении через них флюида возникало разное падение давления.
  6. 6. Способ по п.4, в котором обеспечивают сообщение каждого из проходов первым концом с затрубным пространством скважины и вторым концом с проходом в трубной колонне скважины.
  7. 7. Система регулирования потока флюида в скважине, содержащая трубную колонну, установленную в скважине и имеющую внутренний проход для потока; группу устройств регулирования потока, установленных вдоль трубной колонны, каждое из которых содержит корпус, в котором сформированы проходы для потока, обеспечивающие прохождение потока флюида между затрубным пространством и проходом в трубной колонне в продольном направлении, причем каждый из проходов для потока имеет первый конец, сообщающийся с затрубным пространством, и второй конец, сообщающийся с проходом в трубной колонне, проходы для потока гидравлически изолированы друг от друга между их соответствующими первыми и вторыми концами, каждый по меньшей мере из двух проходов для потока включает несколько камер, каждая из которых сообщается с другой через
    - 6 025327 проемы так, что при прохождении потока через каждый проем возникает падение давления, превышающее падение давления через соответствующую камеру;
    закрывающий элемент, выполненный с возможностью закрытия по меньшей мере одного из упомянутых проходов для потока.
  8. 8. Система по п.7, в которой каждый из упомянутых проходов для потока формируют таким образом, чтобы при прохождении через них флюида возникало разное падение давления.
EA201101427A 2009-04-02 2010-03-23 Настраиваемое устройство регулирования потока для использования при добыче углеводородов EA025327B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/417,346 US8069921B2 (en) 2007-10-19 2009-04-02 Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
PCT/US2010/028284 WO2010114741A2 (en) 2009-04-02 2010-03-23 Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201101427A1 EA201101427A1 (ru) 2012-05-30
EA025327B1 true EA025327B1 (ru) 2016-12-30

Family

ID=42828911

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201101427A EA025327B1 (ru) 2009-04-02 2010-03-23 Настраиваемое устройство регулирования потока для использования при добыче углеводородов

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8069921B2 (ru)
EP (1) EP2414621B1 (ru)
CN (1) CN102369337B (ru)
AU (1) AU2010232846B2 (ru)
BR (1) BRPI1014068B1 (ru)
EA (1) EA025327B1 (ru)
MX (1) MX2011010174A (ru)
NO (1) NO2414621T3 (ru)
SA (1) SA110310253B1 (ru)
WO (1) WO2010114741A2 (ru)

Families Citing this family (73)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8312931B2 (en) 2007-10-12 2012-11-20 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device
US8096351B2 (en) 2007-10-19 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
US7942206B2 (en) * 2007-10-12 2011-05-17 Baker Hughes Incorporated In-flow control device utilizing a water sensitive media
US7891430B2 (en) 2007-10-19 2011-02-22 Baker Hughes Incorporated Water control device using electromagnetics
US20090101336A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US8069921B2 (en) 2007-10-19 2011-12-06 Baker Hughes Incorporated Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US7913765B2 (en) * 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use
US7789139B2 (en) * 2007-10-19 2010-09-07 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7918272B2 (en) * 2007-10-19 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
US8544548B2 (en) 2007-10-19 2013-10-01 Baker Hughes Incorporated Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids
US7913755B2 (en) 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7775271B2 (en) * 2007-10-19 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7775277B2 (en) * 2007-10-19 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7793714B2 (en) 2007-10-19 2010-09-14 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7784543B2 (en) * 2007-10-19 2010-08-31 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US20090101344A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device
US7918275B2 (en) 2007-11-27 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve
US8839849B2 (en) 2008-03-18 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis
US7992637B2 (en) * 2008-04-02 2011-08-09 Baker Hughes Incorporated Reverse flow in-flow control device
US8931570B2 (en) * 2008-05-08 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Reactive in-flow control device for subterranean wellbores
US8171999B2 (en) 2008-05-13 2012-05-08 Baker Huges Incorporated Downhole flow control device and method
US8555958B2 (en) 2008-05-13 2013-10-15 Baker Hughes Incorporated Pipeless steam assisted gravity drainage system and method
US8113292B2 (en) 2008-05-13 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Strokable liner hanger and method
US8590609B2 (en) 2008-09-09 2013-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Sneak path eliminator for diode multiplexed control of downhole well tools
US8132624B2 (en) 2009-06-02 2012-03-13 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8056627B2 (en) 2009-06-02 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8151881B2 (en) 2009-06-02 2012-04-10 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US8893809B2 (en) * 2009-07-02 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Flow control device with one or more retrievable elements and related methods
US20110000674A1 (en) * 2009-07-02 2011-01-06 Baker Hughes Incorporated Remotely controllable manifold
US8550166B2 (en) 2009-07-21 2013-10-08 Baker Hughes Incorporated Self-adjusting in-flow control device
US8371386B2 (en) * 2009-07-21 2013-02-12 Schlumberger Technology Corporation Rotatable valve for downhole completions and method of using same
US9109423B2 (en) 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
US9016371B2 (en) * 2009-09-04 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore
US8403061B2 (en) * 2009-10-02 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Method of making a flow control device that reduces flow of the fluid when a selected property of the fluid is in selected range
GB2476148B (en) * 2009-12-03 2012-10-10 Baker Hughes Inc Method of making a flow control device that reduces flow of the fluid when a selected property of the fluid is in selected range
US8291976B2 (en) * 2009-12-10 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device
US8469105B2 (en) * 2009-12-22 2013-06-25 Baker Hughes Incorporated Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore
US8210258B2 (en) * 2009-12-22 2012-07-03 Baker Hughes Incorporated Wireline-adjustable downhole flow control devices and methods for using same
US8469107B2 (en) * 2009-12-22 2013-06-25 Baker Hughes Incorporated Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore
US8708050B2 (en) 2010-04-29 2014-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly
US8561704B2 (en) * 2010-06-28 2013-10-22 Halliburton Energy Services, Inc. Flow energy dissipation for downhole injection flow control devices
GB2488453B (en) * 2010-10-01 2016-10-26 Baker Hughes Inc Flow control device that substantially decreases flow of a fluid when a property of the fluid is in a selected range
US8602106B2 (en) 2010-12-13 2013-12-10 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fluid flow control system and method having direction dependent flow resistance
US8910716B2 (en) 2010-12-16 2014-12-16 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for controlling fluid flow from a formation
MX352073B (es) * 2011-04-08 2017-11-08 Halliburton Energy Services Inc Método y aparato para controlar un flujo de fluido en una válvula autónoma que utiliza un interruptor adhesivo.
US20130048081A1 (en) * 2011-08-22 2013-02-28 Baker Hughes Incorporated Composite inflow control device
US9051819B2 (en) 2011-08-22 2015-06-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for selectively controlling fluid flow
US8833466B2 (en) 2011-09-16 2014-09-16 Saudi Arabian Oil Company Self-controlled inflow control device
US9291032B2 (en) 2011-10-31 2016-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection
US8991506B2 (en) 2011-10-31 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection
US9200498B2 (en) 2011-12-12 2015-12-01 Klimack Holdins Inc. Flow control hanger and polished bore receptacle
BR112014014472A2 (pt) * 2011-12-16 2017-06-13 Halliburton Energy Services Inc dispositivo de controle de fluxo
US9080421B2 (en) 2012-08-07 2015-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. Mechanically adjustable flow control assembly
US9695654B2 (en) 2012-12-03 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Wellhead flowback control system and method
US9127526B2 (en) 2012-12-03 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Fast pressure protection system and method
US10830028B2 (en) 2013-02-07 2020-11-10 Baker Hughes Holdings Llc Frac optimization using ICD technology
US9617836B2 (en) 2013-08-23 2017-04-11 Baker Hughes Incorporated Passive in-flow control devices and methods for using same
AU2013399644A1 (en) * 2013-09-03 2016-02-18 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow sensor
WO2015143539A1 (en) * 2014-03-24 2015-10-01 Production Plus Energy Services Inc. Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production
US10597993B2 (en) 2014-03-24 2020-03-24 Heal Systems Lp Artificial lift system
US10280727B2 (en) 2014-03-24 2019-05-07 Heal Systems Lp Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production
US10233726B2 (en) * 2014-08-22 2019-03-19 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Pressure differential device with constant pressure drop
US20160333655A1 (en) * 2014-12-31 2016-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Well system with degradable plug
US10119365B2 (en) 2015-01-26 2018-11-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Tubular actuation system and method
WO2016133953A1 (en) * 2015-02-17 2016-08-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Injection distribution device
US10247324B2 (en) * 2015-02-24 2019-04-02 General Electric Technology Gmbh Thermostatic flow control device and method of use
US9976385B2 (en) * 2015-06-16 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Velocity switch for inflow control devices and methods for using same
US10260321B2 (en) 2016-07-08 2019-04-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Inflow control device for polymer injection in horizontal wells
US10208575B2 (en) * 2016-07-08 2019-02-19 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Alternative helical flow control device for polymer injection in horizontal wells
GB2554412B (en) * 2016-09-26 2020-01-08 Equinor Energy As Method and apparatus for reducing liquid pressure
US10697278B2 (en) 2016-12-20 2020-06-30 Encline Artificial Lift Technologies LLC Gas compression system for wellbore injection, and method for optimizing intermittent gas lift
CA3053244C (en) 2017-04-12 2021-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-position inflow control device
US11091967B2 (en) 2019-05-23 2021-08-17 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Steam and inflow control for SAGD wells

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4782896A (en) * 1987-05-28 1988-11-08 Atlantic Richfield Company Retrievable fluid flow control nozzle system for wells
US20040035578A1 (en) * 2002-08-26 2004-02-26 Ross Colby M. Fluid flow control device and method for use of same
US20060113089A1 (en) * 2004-07-30 2006-06-01 Baker Hughes Incorporated Downhole inflow control device with shut-off feature
US20060118296A1 (en) * 2001-03-20 2006-06-08 Arthur Dybevik Well device for throttle regulation of inflowing fluids

Family Cites Families (197)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
US3741301A (en) 1970-03-04 1973-06-26 Union Oil Co Tool for gravel packing wells
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
US3987854A (en) 1972-02-17 1976-10-26 Baker Oil Tools, Inc. Gravel packing apparatus and method
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
US4186100A (en) 1976-12-13 1980-01-29 Mott Lambert H Inertial filter of the porous metal type
US4187909A (en) 1977-11-16 1980-02-12 Exxon Production Research Company Method and apparatus for placing buoyant ball sealers
US4180132A (en) 1978-06-29 1979-12-25 Otis Engineering Corporation Service seal unit for well packer
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
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
US4572295A (en) 1984-08-13 1986-02-25 Exotek, Inc. Method of selective reduction of the water permeability of subterranean formations
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
DE3778593D1 (de) 1986-06-26 1992-06-04 Inst Francais Du Petrole Gewinnungsverfahren fuer eine in einer geologischen formation enthaltene zu produzierende fluessigkeit.
US4856590A (en) 1986-11-28 1989-08-15 Mike Caillier Process for washing through filter media in a production zone with a pre-packed screen and coil tubing
GB8629574D0 (en) 1986-12-10 1987-01-21 Sherritt Gordon Mines Ltd Filtering media
US4917183A (en) 1988-10-05 1990-04-17 Baker Hughes Incorporated Gravel pack screen having retention mesh support and fluid permeable particulate solids
US4944349A (en) 1989-02-27 1990-07-31 Von Gonten Jr William D Combination downhole tubing circulating valve and fluid unloader and method
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
US5004049A (en) 1990-01-25 1991-04-02 Otis Engineering Corporation Low profile dual screen prepack
US5333684A (en) 1990-02-16 1994-08-02 James C. Walter Downhole gas separator
US5033551A (en) 1990-05-25 1991-07-23 Grantom Charles A Well packer and method
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
US5377750A (en) 1992-07-29 1995-01-03 Halliburton Company Sand screen completion
ES2179829T3 (es) 1992-09-18 2003-02-01 Yamanouchi Pharma Co Ltd Preparacion de hidrogel de liberacion prolongada.
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
US5339895A (en) 1993-03-22 1994-08-23 Halliburton Company Sintered spherical plastic bead prepack screen aggregate
US5431346A (en) 1993-07-20 1995-07-11 Sinaisky; Nickoli Nozzle including a venturi tube creating external cavitation collapse for atomization
US5381864A (en) 1993-11-12 1995-01-17 Halliburton Company Well treating methods using particulate blends
US5435395A (en) 1994-03-22 1995-07-25 Halliburton Company Method for running downhole tools and devices with coiled tubing
US6692766B1 (en) 1994-06-15 2004-02-17 Yissum Research Development Company Of The Hebrew University Of Jerusalem Controlled release oral drug delivery system
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
US5597042A (en) 1995-02-09 1997-01-28 Baker Hughes Incorporated Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5839508A (en) 1995-02-09 1998-11-24 Baker Hughes Incorporated Downhole apparatus for generating electrical power in a well
US5551513A (en) 1995-05-12 1996-09-03 Texaco Inc. Prepacked screen
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
US5865254A (en) 1997-01-31 1999-02-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole tubing conveyed valve
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
US6112817A (en) 1997-05-06 2000-09-05 Baker Hughes Incorporated Flow control apparatus and methods
US5881809A (en) 1997-09-05 1999-03-16 United States Filter Corporation Well casing assembly with erosion protection for inner screen
US6283208B1 (en) 1997-09-05 2001-09-04 Schlumberger Technology Corp. Orienting tool and method
US5964296A (en) 1997-09-18 1999-10-12 Halliburton Energy Services, Inc. Formation fracturing and gravel packing tool
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
US6109350A (en) 1998-01-30 2000-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method of reducing water produced with hydrocarbons from wells
US6253861B1 (en) 1998-02-25 2001-07-03 Specialised Petroleum Services Limited Circulation tool
GB2341405B (en) 1998-02-25 2002-09-11 Specialised Petroleum Serv Ltd 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
EA002634B1 (ru) 1998-07-22 2002-08-29 Борден Кемикал, Инк. Композиционные частицы, способ их получения, способ обработки гидравлического разрыва, способ фильтрации воды
GB2340655B (en) 1998-08-13 2001-03-14 Schlumberger Ltd Downhole power generation
US6228812B1 (en) 1998-12-10 2001-05-08 Bj Services Company Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability
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
US6281319B1 (en) 1999-04-12 2001-08-28 Surgidev Corporation Water plasticized high refractive index polymer for ophthalmic applications
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
AU5002300A (en) 1999-07-07 2001-01-30 Isp Investments Inc. Crosslinked cationic microgels, process for making same and hair care compositions therewith
AU6494300A (en) 1999-08-17 2001-03-13 Porex Technologies Corporation Self-sealing materials and devices comprising same
BR9904294B1 (pt) 1999-09-22 2012-12-11 processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas.
GB9923092D0 (en) 1999-09-30 1999-12-01 Solinst Canada Ltd System for introducing granular material into a borehole
DE60014183D1 (de) 1999-12-29 2004-10-28 T R Oil Services Ltd Verfahren zur änderung der permeabilität von einer unterirdischen kohlenwasserstoff enthaltenden formation
EP1301686B1 (en) 2000-07-21 2005-04-13 Sinvent AS Combined liner and matrix system
US6789621B2 (en) 2000-08-03 2004-09-14 Schlumberger Technology Corporation Intelligent well system and method
US6817416B2 (en) 2000-08-17 2004-11-16 Abb Offshore Systems Limited Flow control device
US6372678B1 (en) 2000-09-28 2002-04-16 Fairmount Minerals, Ltd Proppant composition for gas and oil well fracturing
US6371210B1 (en) 2000-10-10 2002-04-16 Weatherford/Lamb, Inc. Flow control apparatus for use in a wellbore
WO2002059452A1 (en) 2001-01-26 2002-08-01 E2 Tech 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
NO313895B1 (no) 2001-05-08 2002-12-16 Freyer Rune Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn
US6699611B2 (en) 2001-05-29 2004-03-02 Motorola, Inc. Fuel cell having a thermo-responsive polymer incorporated therein
GB2376488B (en) 2001-06-12 2004-05-12 Schlumberger Holdings Flow control regulation method and apparatus
EP1461510B1 (en) 2001-12-18 2007-04-18 Baker Hughes Incorporated A drilling method for maintaining productivity while eliminating perforating and gravel packing
EP1488073B2 (en) * 2002-02-20 2012-08-01 @Balance B.V. Dynamic annular pressure control apparatus and method
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
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
US6840321B2 (en) 2002-09-24 2005-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Multilateral injection/production/storage completion system
FR2845617B1 (fr) * 2002-10-09 2006-04-28 Inst Francais Du Petrole Crepine a perte de charge controlee
US6938698B2 (en) 2002-11-18 2005-09-06 Baker Hughes Incorporated Shear activated inflation fluid system for inflatable packers
US7004248B2 (en) 2003-01-09 2006-02-28 Weatherford/Lamb, Inc. High expansion non-elastomeric straddle tool
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
US7128151B2 (en) 2003-11-17 2006-10-31 Baker Hughes Incorporated Gravel pack crossover tool with single position multi-function capability
US7258166B2 (en) 2003-12-10 2007-08-21 Absolute Energy Ltd. Wellbore screen
US20050171248A1 (en) 2004-02-02 2005-08-04 Yanmei Li Hydrogel for use in downhole seal applications
US20050178705A1 (en) 2004-02-13 2005-08-18 Broyles Norman S. Water treatment cartridge shutoff
US7159656B2 (en) 2004-02-18 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections
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
US7063164B2 (en) 2004-04-01 2006-06-20 Schlumberger Technology Corporation System and method to seal by bringing the wall of a wellbore into sealing contact with a tubing
GB2429478B (en) 2004-04-12 2009-04-29 Baker Hughes Inc Completion with telescoping perforation & fracturing tool
US20050269083A1 (en) 2004-05-03 2005-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Onboard navigation system for downhole tool
US7290606B2 (en) 2004-07-30 2007-11-06 Baker Hughes Incorporated Inflow control device with passive shut-off feature
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
CN2756817Y (zh) * 2004-12-13 2006-02-08 大庆石油管理局 充气钻井气液混合控制装置
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US7673678B2 (en) 2004-12-21 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Flow control device with a permeable membrane
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
WO2006083914A2 (en) 2005-02-02 2006-08-10 Total Separation Solutions, Llc In situ filter construction
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
US7243733B2 (en) 2005-07-15 2007-07-17 Stinger Wellhead Protection, Inc. Cup tool for a high-pressure mandrel and method of using same
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
EP1915509B1 (en) 2005-08-15 2016-05-18 Welldynamics, Inc. Pulse width modulated downhole flow control
US20070039732A1 (en) 2005-08-18 2007-02-22 Bj Services Company Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flood intervention
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
BRPI0616258B1 (pt) 2005-09-30 2017-06-13 Exxonmobil Upstream Research Company A device associated with the production of hydrocarbons, a sand control device, a system associated with the production of hydrocarbons, a method associated with the production of hydrocarbons, and, a method for the manufacture of a sand control device
CN101529051A (zh) 2006-02-10 2009-09-09 埃克森美孚上游研究公司 通过激发响应材料进行波及控制
US7708068B2 (en) 2006-04-20 2010-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing screen with inflow control device and bypass
US8453746B2 (en) 2006-04-20 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools with actuators utilizing swellable materials
US7469743B2 (en) 2006-04-24 2008-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7802621B2 (en) 2006-04-24 2010-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7857050B2 (en) 2006-05-26 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation Flow control using a tortuous path
CN100513736C (zh) * 2006-08-18 2009-07-15 北京德美高科科技有限责任公司 井下液位监控系统及其监控方法
US7640989B2 (en) 2006-08-31 2010-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically operated well tools
US7510019B2 (en) 2006-09-11 2009-03-31 Schlumberger Technology Corporation Forming a metal-to-metal seal in a well
US7703508B2 (en) 2006-10-11 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Wellbore filter for submersible motor-driver pump
US20090120647A1 (en) 2006-12-06 2009-05-14 Bj Services Company Flow restriction apparatus and methods
US7699101B2 (en) 2006-12-07 2010-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Well system having galvanic time release plug
US8485265B2 (en) 2006-12-20 2013-07-16 Schlumberger Technology Corporation Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use
US7909088B2 (en) 2006-12-20 2011-03-22 Baker Huges Incorporated Material sensitive downhole flow control device
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
US7913714B2 (en) 2007-08-30 2011-03-29 Perlick Corporation Check valve and shut-off reset device for liquid delivery systems
US8037940B2 (en) 2007-09-07 2011-10-18 Schlumberger Technology Corporation Method of completing a well using a retrievable inflow control device
US7942206B2 (en) 2007-10-12 2011-05-17 Baker Hughes Incorporated In-flow control device utilizing a water sensitive media
US8096351B2 (en) 2007-10-19 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
US7913765B2 (en) 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use
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
US7762341B2 (en) 2008-05-13 2010-07-27 Baker Hughes Incorporated Flow control device utilizing a reactive media
US7980314B2 (en) 2008-10-20 2011-07-19 Baker Hughes Incorporated Gas restrictor for pump
US7896082B2 (en) 2009-03-12 2011-03-01 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatus for negating mineral scale buildup in flapper valves

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4782896A (en) * 1987-05-28 1988-11-08 Atlantic Richfield Company Retrievable fluid flow control nozzle system for wells
US20060118296A1 (en) * 2001-03-20 2006-06-08 Arthur Dybevik Well device for throttle regulation of inflowing fluids
US20040035578A1 (en) * 2002-08-26 2004-02-26 Ross Colby M. Fluid flow control device and method for use of same
US20060113089A1 (en) * 2004-07-30 2006-06-01 Baker Hughes Incorporated Downhole inflow control device with shut-off feature

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI1014068B1 (pt) 2019-10-29
US8069921B2 (en) 2011-12-06
SA110310253B1 (ar) 2014-05-08
EA201101427A1 (ru) 2012-05-30
BRPI1014068A2 (pt) 2016-04-12
MX2011010174A (es) 2011-10-10
NO2414621T3 (ru) 2018-04-07
CN102369337B (zh) 2015-09-23
EP2414621A4 (en) 2014-04-30
WO2010114741A3 (en) 2011-01-13
EP2414621B1 (en) 2017-11-08
AU2010232846B2 (en) 2015-02-19
EP2414621A2 (en) 2012-02-08
US20090205834A1 (en) 2009-08-20
CN102369337A (zh) 2012-03-07
AU2010232846A1 (en) 2011-10-13
WO2010114741A2 (en) 2010-10-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA025327B1 (ru) Настраиваемое устройство регулирования потока для использования при добыче углеводородов
US9896906B2 (en) Autonomous flow control system and methodology
US7185706B2 (en) Arrangement for and method of restricting the inflow of formation water to a well
CA2530995C (en) System and method for gas shut off in a subterranean well
US7918272B2 (en) Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
US10145223B2 (en) Autonomous flow control system and methodology
US7762341B2 (en) Flow control device utilizing a reactive media
US20170114621A1 (en) Well screen with extending filter
US20110073308A1 (en) Valve apparatus for inflow control
US8080157B2 (en) Downhole gravitational water separator
US10871057B2 (en) Flow control device for a well
CN102472086B (zh) 限流器
CA3065576C (en) Inflow control device bypass and bypass isolation system for gravel packing with shunted sand control screens
US11713647B2 (en) Viscosity dependent valve system
OA17794A (en) Autonomous flow control system and methodology

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KZ KG MD TJ TM