ES2528620T3 - Dispositivo de inyección de fluido - Google Patents

Dispositivo de inyección de fluido Download PDF

Info

Publication number
ES2528620T3
ES2528620T3 ES11774097.7T ES11774097T ES2528620T3 ES 2528620 T3 ES2528620 T3 ES 2528620T3 ES 11774097 T ES11774097 T ES 11774097T ES 2528620 T3 ES2528620 T3 ES 2528620T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
fluid
inner tube
inlet
actuator
outlet
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
ES11774097.7T
Other languages
English (en)
Inventor
Peter Watson
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Silverwell Technology Ltd
Original Assignee
Camcon Oil Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Camcon Oil Ltd filed Critical Camcon Oil Ltd
Application granted granted Critical
Publication of ES2528620T3 publication Critical patent/ES2528620T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
  • Nozzles (AREA)

Abstract

Dispositivo de control de inyección de fluido (38) para su instalación en una perforación de pozo a fin de controlar la inyección de fluido en un yacimiento petrolífero, en el que la perforación de pozo tiene una tubería externa (16) y un tubo interno (14) que se extiende dentro de la tubería externa y que está conectado por un extremo a una alimentación de fluido a presión que se encuentra por encima del suelo, y el dispositivo incluye una disposición de válvula de control que comprende: una entrada (42) para recibir el fluido procedente del tubo interno; una salida (56) para hacer salir el fluido al exterior del tubo interno; y una válvula de entrada (44) en una vía de fluido entre la entrada y la salida, caracterizado por que el dispositivo incluye un accionador eléctricamente conmutable (50) asociado a la válvula de entrada que se puede controlar para cambiar la válvula de entrada entre sus configuraciones abierta y cerrada, de manera que cuando la válvula de entrada se abre, el fluido fluye desde el tubo interno, a través de la entrada, de la vía de fluido y de la salida hacia el exterior del tubo interno, en el que el accionador tiene dos estados estables en los que la válvula de entrada se mantiene en sus configuraciones abierta y cerrada, respectivamente, mediante el accionador, y el accionador se mantiene en un estado seleccionado mediante únicamente fuerzas mecánicas y/o magnéticas generadas internamente.

Description

5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
E11774097
22-01-2015
DESCRIPCIÓN
Dispositivo de inyección de fluido
Antecedentes
Cuando se encuentra petróleo, no es raro que sea en más de un yacimiento, uno debajo de otro. Esto puede deberse a que los yacimientos se formaron en diferentes épocas de la historia o porque en algún momento, el petróleo pudo moverse hacia arriba a través de una capa permeable que posteriormente se desplazó y detuvo el flujo.
Para reducir los costes de recuperación de petróleo de cada yacimiento, se puede crear un solo pozo petrolífero que pase a través de cada yacimiento, de modo que se pueda recuperar el petróleo de cada uno simultáneamente. Este método de crear dos o más pozos de producción a partir de una sola tubería de revestimiento se denomina pozo de doble terminación o de terminación múltiple. En la figura 1 se muestra un diagrama de un pozo de este tipo, que se extiende debajo de la superficie (S) del suelo e intercepta ambos yacimientos R1 y R2.
Como los dos yacimientos se han desarrollado en diferentes entornos y en diferentes épocas, es probable que tengan diferentes presiones y temperaturas características, lo que puede dificultar el proceso de extracción. Esto puede agravarse con el tiempo ya que el volumen de petróleo que queda en uno de los pozos puede reducirse mucho más rápido, y por tanto la presión caerá más rápido derivando esto en una tasa inferior de producción de petróleo.
Los ingenieros han desarrollado varias herramientas para solucionar esto y una de las propuestas se denomina "estimulación", en la que la presión del yacimiento se incrementa por diferentes medios, siendo uno de ellos la inyección de agua. Este método implica la inyección de agua directamente en un yacimiento particular para reemplazar el petróleo perdido y así aumentar la presión del yacimiento. Como el agua es más pesada que el petróleo, no se mezcla fácilmente con el petróleo y por tanto se hunde hasta el fondo del yacimiento (véase la capa de agua W en la figura 2) permitiendo que la producción de petróleo continúe a una mayor presión.
Actualmente los pozos de inyección de agua son en concreto perforados y creados para este propósito específico o bien se utiliza un pozo petrolífero transformado. Un diagrama esquemático de un pozo de este tipo puede verse en la figura 3. Se requiere un pozo de inyección de agua separado para cada pozo a fin de permitir que el suministro de agua a cada uno de ellos se controle de forma independiente. Si un pozo tiene más de un yacimiento productor, la aplicación de la inyección de agua, por tanto se hace significativamente más compleja y costosa.
El documento US2010/0096127 describe un sistema y un método para suministrar un fluido de inyección a un conjunto de pozo. Se incluye un regulador de control de flujo que está fijado al conjunto de pozo y proporciona un control de flujo autoajustable para el fluido de inyección.
Resumen de la invención
La presente invención proporciona un dispositivo de control de inyección de fluido para su instalación en una perforación de pozo a fin de controlar la inyección de fluido en un yacimiento petrolífero, en el que la perforación del pozo tiene una tubería externa y un tubo interno que se extiende dentro de la tubería externa y que está conectado por un extremo a una alimentación de fluido a presión que se encuentra por encima del suelo, y el dispositivo incluye una disposición de válvula de control que comprende:
una entrada para recibir el fluido procedente del tubo interno;
una salida para hacer salir el fluido al exterior del tubo interno; y
una válvula de entrada en una vía de fluido entre la entrada y la salida.
De acuerdo con la invención, el dispositivo incluye un accionador electrónicamente conmutable asociado a la válvula de entrada que se puede controlar para cambiar la válvula de entrada entre sus configuraciones abierta y cerrada, de manera que cuando la válvula de entrada se abre, el fluido fluye desde el tubo interno, a través de la entrada, de la vía de fluido y de la salida hacia el exterior del tubo interno, en el que el accionador tiene dos estados estables en los que la válvula de entrada se mantiene en sus configuraciones abierta y cerrada, respectivamente, mediante el accionador, y el accionador se mantiene en un estado seleccionado mediante únicamente fuerzas mecánicas y/o magnéticas generadas internamente.
La invención proporciona además un método para controlar la inyección de fluido en un yacimiento petrolífero desde una perforación de pozo, en el que la perforación de pozo tiene una tubería externa y un tubo interno que se extiende dentro de la tubería externa y que está conectada por un extremo a una alimentación de fluido a presión que se encuentra por encima del suelo, comprendiendo el método las etapas de:
2 5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
E11774097
22-01-2015
instalar un primer dispositivo de control de inyección de fluido como se define anteriormente, con su entrada en comunicación fluida con el tubo interno; y
accionar de manera selectiva el accionador con el fin de lanzar el fluido fuera del tubo interno.
Breve descripción de los dibujos
A continuación se describen técnicas conocidas y realizaciones de la invención a modo de ejemplo y con referencia a los dibujos esquemáticos que se acompañan, en los que:
Las figuras 1 a 3 son vistas en sección transversal de pozos petrolíferos para ilustrar técnicas de inyección de agua conocidas;
La figura 4 es una vista en sección transversal de un pozo petrolífero para ilustrar una realización de la invención; y
La figura 5 es una vista en sección transversal longitudinal de una parte de un dispositivo de control de inyección de fluido que incorpora la invención.
Descripción detallada de los dibujos
Las realizaciones de la presente invención facilitan la aplicación de la inyección en múltiples zonas desde una sola sarta de tubería de producción. Además pueden permitir el control de la velocidad de inyección hacia cada zona independientemente de la presión del agua inyectada. Un diagrama esquemático de una aplicación de este tipo se muestra en la figura 4.
Un dispositivo que incluye la invención incorpora una válvula accionable eléctricamente (o válvulas) en la sarta de tubería y permite que el agua pase desde el tubo central interno (tubería de trabajo) hacia la tubería externa. Dos de tales dispositivos 10 y 12 se instalan en la sarta de tubería 14 en el ejemplo de la figura 4. La sarta de tubería se proporciona dentro de una tubería externa 16, y juntas definen una región anular alargada 18 entre las mismas. La tubería externa tiene perforaciones 20 para permitir que el fluido fluya desde la región anular hasta la formación rocosa circundante.
Dos zonas de inyección 22 y 24 se definen en la región anular mediante obturadores 26 y 28. Los obturadores impiden que el flujo fluya entre las zonas. Un dispositivo de inyección 10, 12 se encuentra en una zona correspondiente 22, 24. Las perforaciones asociadas a la zona 22 permiten que el flujo fluya hacia un primer yacimiento petrolífero R1, e igualmente, las perforaciones asociadas a la zona 24 permiten que el flujo fluya hacia un segundo yacimiento petrolífero R2. El petróleo se extrae de los yacimientos R1 y R2 a través de un pozo separado
30.
En funcionamiento, de acuerdo con la disposición mostrada en la figura 4, se bombea agua a presión hacia la sarta de tubería 14. Se permite que el agua, de manera selectiva e independiente, fluya hacia cada zona 22, 24 a través de dispositivos de inyección de fluido 10, 12 correspondientes. A continuación, el agua pasa desde cada zona a través de las perforaciones 20 hacia el yacimiento adyacente. Cada dispositivo puede incluir dos o más válvulas que son accionables de forma independiente utilizando accionadores eléctricamente conmutables correspondientes. Así, el caudal de flujo de cada dispositivo puede ser controlado independientemente del otro dispositivo o de los otros dispositivos asociados a la misma sarta de tubería al seleccionar qué válvulas han de abrirse en cada dispositivo.
Un diagrama de un dispositivo de inyección de fluido 38 que incorpora la invención se muestra en la figura 5. La configuración ilustrada es similar a la de un dispositivo de elevación por gas descrito en la publicación internacional WO 2009/147446 (presentada por el solicitante), pero que incorpora una serie de características diferentes de acuerdo con realizaciones de la presente invención.
El agua a presión se suministra a la tubería central 40 y fluye hacia el pequeño orificio de admisión 42 y pasa a la válvula 44. El agua también entra en el pequeño orificio de admisión 46 de modo que está presente una presión igual tanto en la válvula como en el fuelle posterior 48 del accionador 50. Por tanto, se compensa la presión a través del accionador.
Cuando se acciona la unidad, el impulsor de accionador 52 empuja el perno 54 que a su vez abre la válvula 44. Esto permite que el fluido pase a través de la válvula y se desplace desde el punto A al punto B en la salida 56 a través de un conducto de fluido en el dispositivo (no mostrado). Dado que el fluido que pasa a través de la válvula tiene igual presión que en la tubería y ejerce presión sobre el fuelle frontal del accionador, el sistema permanece compensado. El fluido que se desplaza a través de la salida pasa entonces a la tubería externa a través del orificio de inyección 58. La tubería externa está perforada por las perforaciones 20 y, por tanto, permite que el fluido entre en el yacimiento 60. El flujo de fluido puede detenerse mediante el accionamiento de la válvula 44 en la dirección opuesta si se envía una señal de control adecuada al accionador 50.
3
E11774097
22-01-2015
El dispositivo puede incluir orificios de inyección que pueden desmontarse desde fuera 58 para que se puedan seleccionar fácilmente los caudales de flujo de acuerdo con determinadas condiciones de campo eligiendo los tamaños de orificio adecuados para la inserción en el dispositivo.
Con fines ilustrativos, la válvula 44 y la salida 56 se muestran en lados opuestos del dispositivo en la figura 5. Se 5 apreciará que en la práctica pueden estar situadas adyacentes entre sí.
El dispositivo también puede incorporar un sensor de presión para controlar la presión en la región anular adyacente al dispositivo de inyección. Este parámetro puede utilizarse para influir en el caudal de flujo de fluido hacia el yacimiento o hacia cada yacimiento.
La provisión de más de una de tales válvulas en un dispositivo de control de inyección permite que el operario tenga
10 un control más preciso del caudal de flujo del fluido. Este concepto no se limita a la inyección de agua y podría utilizarse también en la inyección de gases.
Ventajas de esta disposición
Las ventajas de esta disposición incluyen:
1. Se simplifica la aplicación de pozos dobles o multizona, ya que se pueden llevar a cabo con una sola perforación
15 de pozo, reduciendo el tamaño de la perforación y de las tuberías de revestimiento usadas y reduciendo la complejidad de la aplicación.
2.
Se pueden controlar las presiones a diferentes profundidades cambiando los tamaños de los orificios de inyección y/o contando con múltiples válvulas que se puedan abrir y cerrar para controlar los caudales de flujo.
3.
El accionador es preferiblemente un accionador eléctricamente conmutable (y preferiblemente biestable) que se
20 mantiene en uno de sus estados estables sin consumir energía eléctrica. Puede mantenerse en un estado seleccionado sólo mediante fuerzas mecánicas y/o magnéticas generadas internamente, que requieren únicamente un pulso eléctrico corto para cambiar a otro estado. Esto significa que el dispositivo de inyección puede ser instalado en un pozo durante largos períodos de tiempo sin depender de un suministro constante de energía desde la superficie o de baterías subterráneas. Configuraciones de accionadores adecuados se describen por ejemplo en las
25 patentes británicas números 2342504 y 2380065, en la publicación de patente internacional número WO 2009/147446 y en la patente de Estados Unidos número 6.598.621.
4

Claims (12)

  1. 5
    10
    15
    20
    25
    30
    35
    40
    45
    E11774097
    22-01-2015
    REIVINDICACIONES
    1. Dispositivo de control de inyección de fluido (38) para su instalación en una perforación de pozo a fin de controlar la inyección de fluido en un yacimiento petrolífero, en el que la perforación de pozo tiene una tubería externa (16) y un tubo interno (14) que se extiende dentro de la tubería externa y que está conectado por un extremo a una alimentación de fluido a presión que se encuentra por encima del suelo, y el dispositivo incluye una disposición de válvula de control que comprende:
    una entrada (42) para recibir el fluido procedente del tubo interno;
    una salida (56) para hacer salir el fluido al exterior del tubo interno; y
    una válvula de entrada (44) en una vía de fluido entre la entrada y la salida,
    caracterizado por que
    el dispositivo incluye un accionador eléctricamente conmutable (50) asociado a la válvula de entrada que se puede controlar para cambiar la válvula de entrada entre sus configuraciones abierta y cerrada, de manera que cuando la válvula de entrada se abre, el fluido fluye desde el tubo interno, a través de la entrada, de la vía de fluido y de la salida hacia el exterior del tubo interno,
    en el que el accionador tiene dos estados estables en los que la válvula de entrada se mantiene en sus configuraciones abierta y cerrada, respectivamente, mediante el accionador, y el accionador se mantiene en un estado seleccionado mediante únicamente fuerzas mecánicas y/o magnéticas generadas internamente.
  2. 2.
    Dispositivo de acuerdo con la reivindicación 1, que incluye al menos dos disposiciones de válvula de control, teniendo las disposiciones accionadores correspondientes (50) que se pueden controlar de manera independiente.
  3. 3.
    Dispositivo de acuerdo con la reivindicación 2, en el que se proporcionan al menos dos disposiciones de válvula de control que están configuradas de manera que cuando las válvulas de entrada correspondientes están en sus configuraciones abiertas, las disposiciones enviarán fluido a diferentes velocidades entre sí por sus salidas con sus entradas conectadas a la misma alimentación de fluido.
  4. 4.
    Dispositivo de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el caudal de salida procedente de al menos una de las disposiciones de válvula de control para una alimentación de fluido dada es ajustable.
  5. 5.
    Dispositivo de acuerdo con la reivindicación 4, en el que una parte (58) del dispositivo que define parte de la vía de fluido entre la entrada y la salida de la al menos una disposición de válvula de control puede ser sustituida a través de una pared externa del dispositivo para modificar la restricción de flujo creada por esa parte de la vía de fluido.
  6. 6.
    Dispositivo de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el dispositivo está configurado para su instalación alrededor del tubo interno (14).
  7. 7.
    Dispositivo de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que el dispositivo está dispuesto para acoplarse, durante su utilización, entre dos partes del tubo interno (14), de modo que define una vía para el fluido entre las dos partes.
  8. 8.
    Dispositivo de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la válvula de entrada (44) está acoplada mecánicamente en un extremo de un impulsor (52) del accionador, y el otro extremo del impulsor está acoplado a la presión en el tubo interno (14), para compensar sustancialmente la presión externa que actúa sobre cada extremo del accionador.
  9. 9.
    Dispositivo de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que incluye una válvula de seguridad en la vía de fluido entre su salida y la válvula de entrada, con la válvula de seguridad dispuesta para impedir el flujo de fluido en el dispositivo a través de su salida.
  10. 10.
    Dispositivo de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que incluye un sensor de presión para controlar la presión de fluido fuera del tubo interno.
  11. 11.
    Método para controlar la inyección de fluido en un yacimiento petrolífero de una perforación de pozo, en el que la perforación de pozo tiene un tubería externa (16) y un tubo interno (14) que se extiende dentro de la tubería externa y que está conectado por un extremo a una alimentación de fluido a presión que se encuentra por encima del suelo, comprendiendo el método las etapas de:
    5
    E11774097
    22-01-2015
    instalar un primer dispositivo de control de inyección de fluido (38) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, con su entrada (42) en comunicación fluida con el tubo interno; y
    accionar de manera selectiva el accionador (50) con el fin de lanzar el fluido fuera del tubo interno.
  12. 12. Método de acuerdo con la reivindicación 11, que incluye las etapas de:
    instalar un segundo dispositivo de inyección de fluido de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10 con su entrada (42) en comunicación fluida con el tubo interno (14); y
    accionar de manera selectiva el accionador (50) del segundo dispositivo para lanzar el fluido fuera del tubo interno en un lugar diferente al del primer dispositivo.
    6
ES11774097.7T 2010-10-20 2011-10-19 Dispositivo de inyección de fluido Active ES2528620T3 (es)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB201017699 2010-10-20
GB1017699.8A GB2484693A (en) 2010-10-20 2010-10-20 Fluid injection control device
PCT/GB2011/052024 WO2012052760A2 (en) 2010-10-20 2011-10-19 Fluid injection device

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2528620T3 true ES2528620T3 (es) 2015-02-11

Family

ID=43334100

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES11774097.7T Active ES2528620T3 (es) 2010-10-20 2011-10-19 Dispositivo de inyección de fluido

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9267354B2 (es)
EP (1) EP2630328B1 (es)
CN (1) CN103370492A (es)
DK (1) DK2630328T3 (es)
EA (1) EA201390581A1 (es)
ES (1) ES2528620T3 (es)
GB (1) GB2484693A (es)
MX (1) MX2013003149A (es)
PL (1) PL2630328T3 (es)
SA (1) SA111320860B1 (es)
WO (1) WO2012052760A2 (es)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107701155B (zh) * 2017-10-13 2020-08-07 中国石油化工股份有限公司 井下智控式封隔配注装置
CA3099721A1 (en) * 2018-05-10 2019-11-14 Rgl Reservoir Management Inc. Nozzle for steam injection
CN110067543B (zh) * 2019-05-30 2019-11-26 大庆华油石油科技开发有限公司 一种依靠电磁驱动实现开关的配水器
CN111058807A (zh) * 2020-01-09 2020-04-24 蔡鹏� 用于海上油田的井下电控配水工具

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4711304A (en) * 1986-12-15 1987-12-08 Camco, Incorporated Method of and apparatus for injection of steam into multiple well zones
US5176164A (en) * 1989-12-27 1993-01-05 Otis Engineering Corporation Flow control valve system
US6615917B2 (en) * 1997-07-09 2003-09-09 Baker Hughes Incorporated Computer controlled injection wells
WO1999004137A1 (en) * 1997-07-14 1999-01-28 Axtech Ltd. Simultaneous production and water injection well system
US5873414A (en) * 1997-09-03 1999-02-23 Pegasus International, Inc. Bypass valve for downhole motor
GB2342504B (en) 1998-10-08 2003-04-23 Wladyslaw Wygnanski Magnetic drives
GB2380065B (en) 1998-10-08 2003-05-14 Camcon Ltd Magnetic drives
DE69919557T2 (de) 1998-10-08 2005-09-08 Camcon Ltd. Magnetantrieb
US6279653B1 (en) * 1998-12-01 2001-08-28 Phillips Petroleum Company Heavy oil viscosity reduction and production
US6491098B1 (en) * 2000-11-07 2002-12-10 L. Murray Dallas Method and apparatus for perforating and stimulating oil wells
US6953084B2 (en) * 2003-01-10 2005-10-11 Woodward Governor Company Actuator for well-head valve or other similar applications and system incorporating same
CN101415905A (zh) * 2006-04-07 2009-04-22 国际壳牌研究有限公司 优化井组产量的方法
WO2008091345A1 (en) * 2007-01-25 2008-07-31 Welldynamics, Inc. Casing valves system for selective well stimulation and control
US20090071651A1 (en) * 2007-09-17 2009-03-19 Patel Dinesh R system for completing water injector wells
US8322417B2 (en) * 2008-03-14 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Temperature triggered actuator for subterranean control systems
GB2462480B (en) * 2008-06-07 2012-10-17 Camcon Ltd Gas injection control devices and methods of operation thereof
US8261822B2 (en) * 2008-10-21 2012-09-11 Baker Hughes Incorporated Flow regulator assembly

Also Published As

Publication number Publication date
CN103370492A (zh) 2013-10-23
EP2630328B1 (en) 2014-11-12
EA201390581A1 (ru) 2013-11-29
WO2012052760A2 (en) 2012-04-26
MX2013003149A (es) 2013-06-05
GB2484693A (en) 2012-04-25
PL2630328T3 (pl) 2015-04-30
US9267354B2 (en) 2016-02-23
WO2012052760A3 (en) 2013-04-18
US20130199797A1 (en) 2013-08-08
DK2630328T3 (en) 2015-01-26
EP2630328A2 (en) 2013-08-28
SA111320860B1 (ar) 2014-12-04
GB201017699D0 (en) 2010-12-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2630326B1 (en) Fluid injection device
ES2528620T3 (es) Dispositivo de inyección de fluido
CA2836918C (en) Variably configurable wellbore junction assembly
CA2836924C (en) Wellbore junction completion with fluid loss control
BR112019009451B1 (pt) Conjunto de tela de controle de areia, e, método para controle de fluxo de fluido
ES2452556T3 (es) Sistema de válvula
NO338614B1 (no) Strømningsstyreanordning og multilateral avslutningsanordning med styreanordning for fast strømning og en styre-anordning for regulerbar strømning
NO335241B1 (no) System for styring av strøm i en brønn.
JP2016529420A (ja) メタンハイドレートを含む地層からメタンを生産するシステム及び方法
US20150027781A1 (en) Mud lift pump for dual drill string
US10329867B2 (en) Apparatuses and methods for enabling multistage hydraulic fracturing
BR112015008913B1 (pt) Válvula de inserção semiautônoma
BR102012023893A2 (pt) Método, e sistema
CN105822257B (zh) 水平井智能滑套
BR112015006513B1 (pt) método de operação de uma coluna dupla de perfuração disposta em um poço
BR102016029404A2 (pt) Ferramenta exclusivamente elétrica para controle contínuo de fluxo em fundo de poço
US20150330158A1 (en) Apparatuses, systems, and methods for injecting fluids into a subterranean formation
CN204457620U (zh) 水平井智能滑套
BR112014021338B1 (pt) atuador de válvula dupla para tubo de perfuração e suas configurações na válvula do tubo de perfuração, e, válvula dupla para tubo de perfuração
US20150027721A1 (en) Method and apparatus for recovery of heat from throat of acting land volcano
BR112016005226B1 (pt) Aparelho para uso em um poço e dispositivo de controle de fluxo
RU154945U1 (ru) Арматура устьевая скважинной штанговой установки
BR112020015233A2 (pt) conjunto de fundo de poço.
BR112019026851B1 (pt) Packer, e, sistema e método para fornecer fluxo de fluido para um furo de poço