FR2808557A1 - Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue - Google Patents
Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue Download PDFInfo
- Publication number
- FR2808557A1 FR2808557A1 FR0005664A FR0005664A FR2808557A1 FR 2808557 A1 FR2808557 A1 FR 2808557A1 FR 0005664 A FR0005664 A FR 0005664A FR 0005664 A FR0005664 A FR 0005664A FR 2808557 A1 FR2808557 A1 FR 2808557A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- flow
- casing
- fluids
- tubular structure
- sleeve
- 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.)
- Granted
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/108—Expandable screens or perforated liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Abstract
La présente invention a pour objet un procédé de régulation du débit de fluides (Z1, Z2) de formation produits depuis une zone déterminée d'un puits souterrain dont la paroi chemisée comporte des orifices (3, 4) de passage desdits fluides de formation, ledit procédé consistant à appliquer le long du chemisage (2), dans ladite zone, une structure tubulaire (7) qui empêche un écoulement direct des fluides tout en préservant un chemin d'écoulement des fluides par l'espace annulaire externe à la structure tubulaire de façon à créer des pertes de charge. L'invention a également pour objet un dispositif pour la mise en oeuvre dudit procédé essentiellement constitué par une structure tubulaire (7) expansible radialement, susceptible d'être appliquée contre la paroi intérieure du tubage (2), ladite structure tubulaire comportant des moyens pour préserver l'écoulement des fluides par un chemin longeant le tubage (2) et la structure (7) afin de créer des pertes de charge.
Description
PROCEDE ET DISPOSITIF POUR LA REGULATION DU DEBIT
DES FLUIDES DE FORMATION PRODUITS PAR UN PUITS
PETROLIER OU ANALOGUE
La présente invention concerne les techniques de complétion employées lors de la mise en exploitation d'un gisement d'hydrocarbures, de gaz, d'eau ou analogue et a trait plus particulièrement à des moyens pour réguler le débit de production de certaines zones d'un
puits pétrolier ou analogues.
D'une manière générale, l'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures, d'eau ou de gaz s'effectue au moyen d'un trou de forage consolidé par un tubage mécanique - communément désigné par le terme anglais de casing cimenté à la paroi du trou. Dans les zones traversant des réservoirs souterrains, le tubage et la couche de ciment sont perforés pour mettre les
fluides de formation en communication avec la partie intérieure du puits.
Un puits traverse le plus souvent plusieurs zones productrices d'épaisseur variable et comporte de ce fait différentes zones de perforation. Les fluides de formation sont véhiculés jusqu'à la surface au moyen d'un tube de production, généralement désigné par le terme anglais de tubing. Le tube de production est centré par rapport au tubage et maintenu par un obturateur ou packer ce qui permet d'isoler la zone de production des fluides de la partie
supérieure du puits.
Du fait de la diversité des sols et de la qualité des roches traversées, il est courant que les différentes zones de perforation d'un même puits produisent de manière différente, que ce soit en terme de débit ou en terme de qualité des fluides produits. En effet, certaines zones pourront produire plus que d'autres et/ou le rapport entre la quantité d'hydrocarbures et la quantité d'eau produites peut être différent d'une zone à l'autre. Un même puits peut ainsi comporter des zones produisant 80% d'eau et 20% de pétrole, l'ensemble à un débit de 500 barils par jour (500 bbl = 79,3 m3) alors qu'une zone adjacente pourra produire une quantité
plus importante d'hydrocarbures, par exemple 30% de pétrole mais à un débit moindre.
-2- 2808557
Le débit étant fonction de la différence de pression entre la formation et le puits, le voisinage d'une zone à fort débit tend à diminuer cette différence de pression et donc à
minimiser la quantité effectivement produite par une zone moins prolixe.
Or les zones à fort débit sont souvent des zones produisant surtout beaucoup d'eau - ou plus exactement d'une saumure impropre à tout usage et qui doit être séparée des hydrocarbures et éliminée par exemple en étant réinjecter dans un puits voisin. Et cette production non désirée est d'autant plus dommageable qu'elle conduit à une limitation de la production totale d'hydrocarbures. Il doit de plus être souligné que les débits et les qualités de
production des différentes zones évoluent au cours de la vie d'un puits.
On connaît différentes techniques de colmatage des perforations, par exemple par injection d'un gel ou d'un ciment dans les zones à traiter ou encore par le placement d'une chemise d'étanchéité à l'intérieur du tubage. Il a été ainsi proposé des préformes tubulaires destinées à être mises en place à l'état plié, état dans lequel leur encombrement radial est relativement faible, puis à être dépliées pour obtenir une forme cylindrique dont le diamètre externe est voisin du diamètre interne du tubage. Il est aussi connu notamment du document WO 94/25655 une préforme tubulaire constituée par un tressage de mèches souples noyé dans une résine durcissable par exemple sous l'effet de la chaleur. Ce type de préforme autorise des degrés d'expansion très élevé permettant ainsi d'introduire la préforme au travers du tube de production, minimisant ainsi les coûts de reconditionnement et de reprise de
production.
Toutes ces techniques ont pour inconvénient d'arrêter totalement la production de la zone
traitée ce qui peut être préjudiciable à la production totale du puits.
La présente invention a ainsi pour but un moyen pour réguler le débit des zones à traiter sans pour autant le supprimer. Ce but est atteint selon l'invention en appliquant le long de la paroi chemisée d'un puits, dans la zone de perforation à traiter, une structure tubulaire qui empêche un écoulement direct des fluides tout en préservant un chemin d'écoulement des fluides par l'espace annulaire externe à la structure tubulaire de façon à créer des pertes de charge. L'invention a également pour objet un dispositif pour diminuer le débit de fluides de formation produits depuis une zone déterminée d'un puits souterrain constitué essentiellement par une structure tubulaire expansible radialement, susceptible d'être
-3- 2808557
appliquée contre la paroi intérieure du tubage, cette structure comportant des moyens pour préserver l'écoulement des fluides par un chemin longeant le tubage et la structure afin de créer des pertes de charge. En d'autres termes, la structure tubulaire selon l'invention ne vise pas à colmater les perforations du tubage mais simplement à freiner l'écoulement des fluides de formation au niveau des perforations traitées. Dans une variante de l'invention plus particulièrement préférée, ces moyens d'écoulement sont constitués par des rainures conduisant de la partie centrale de la face externe de la structure tubulaire à au moins une des extrémités de la structure tubulaire, ces rayures
suivant de préférence une trajectoire hélicoïdale ou selon des lignes brisées.
Selon un mode de réalisation plus particulièrement préféré, la structure tubulaire est dérivée de la structure tubulaire enseignée par le document WO 94/25655 précité et est ainsi formée par un manchon tubulaire constitué par un tressage de mèches souples noyé dans une matériau composite durcissable et comportant sur sa face externe une peau en élastomère
munie de rainures formant un chemin d'écoulement de la partie centrale de la face externe -
destinée à recouvrir les orifices de perforation - à au moins une des extrémités du manchon.
L'invention a enfin pour objet un procédé pour la mise en place du dispositif selon
l' invention.
D'autres détails et caractéristiques avantageuses de l'invention ressortent de la description
faite ci-après en référence aux figures qui montrent: * figure I1: une vue schématique, en coupe axiale, d'un puits pétrolier traversant deux zones de perforation dont l'une peut être traitée par le procédé de régulation du débit
selon l'invention.
* figure 2: une vue schématique illustrant le puits représenté à la figure I après la mise en place d'un manchon régulateur selon l'invention * figure 3: une vue schématique représentant un manchon régulateur selon l'invention * figure 4: une vue de face, à plus grand détail du manchon régulateur avant son expansion * figure 5: des exemples de profil de rainures
-4- 2808557
figure 6 et 7: des schémas montrant la mise en place du manchon régulateur selon
l' invention.
La figure 1 illustre un cas typique de puits de forage pétrolier pouvant bénéficier du procédé selon l'invention. Ce puits est formé d'un forage I - dans le cas ici représenté orienté selon un axe essentiellement vertical - dont la paroi a été chemisé au moyen d'un tubage 2 métallique fixé à la paroi au moyen d'une couche de ciment. Le puits traverse depuis la
surface un grand nombre de type de formations géologiques que le tubage permet d'isoler.
Dans les zones susceptibles de produire des hydrocarbures, le tubage ainsi que la couche de ciment, située dans l'espace annulaire entre la paroi du trou, sont perforés au moyen de charges explosives pour rétablir la communication entre la formation et le puits et permettre
l'entrée des fluides des formations ZI et Z2 par les perforations 3 et 4.
La partie haute du puits est isolée des zones de production au moyen d'un obturateur 5 -
communément appelé packer - qui maintient centré un second tube, plus petit que le tubage, appelé tube de production 6 dans lequel les fluides produits par les formations ZI et Z2 cheminent jusqu'à la surface. A titre indicatif, le tubage a un diamètre moyen Dc compris entre I 10 et 180 mm (4 1/2 à 7 pouces) et le tube de production un diamètre Dt typiquement
compris entre 55 et 160 mm (2 1/8 à 6 1/4 pouces).
Il est fréquent que les zones productrices aient des débits hétérogènes. La zone productrice ZI peut par exemple produire un débit F, de 500 barils par jour (0,9 litres par seconde) d'un fluide composé de 80% d'eau et de 20% de pétrole, avec comme 'moteur' un différentiel de pression entre la formation et l'intérieur du puits d'environ 100 psi (6,9 MPa) alors que la zone productrice Z2 va produire un débit f d'environ 400 barils par jour (0,7 litres par seconde) d'un fluide composé de 30% d'eau et de 70% de pétrole pour un différentiel de
pression du même ordre de grandeur.
Pour augmenter le débit de la zone Z2 la plus riche en hydrocarbures, on peut obturer les perforations de la zone Zl. Mais les traitements de colmnatage des perforations ne sont pas aisément réversibles de sorte qu'il sera probablement difficile d'accéder ultérieurement à la
zone Z I pour permettre au puits de produire effectivement jusqu'à épuisement.
La présente invention propose d'augmenter les pertes de charge au niveau de la zone ZI de moindre intérêt afin d'augmenter le différentiel de pression au niveau de la zone Z2 plus
-5- 2808557
riche en hydrocarbures, mais tout en maintenant un certain niveau de production pour la
zone Zl.
Ceci peut être obtenu comme illustré figure 2 en perturbant le flux provenant des perforations de la zone ZI de façon à allonger le chemin parcouru par les fluides de formation, créant ainsi des pertes de charge. Dans le cas ici représenté, ces pertes de charges sont formées en plaçant au niveau de la zone ZI un manchon tubulaire 7 que l'on vient déployé pour venir l'appliquer intimement contre la paroi du puits et conçu de manière telle que des " fuites " se produisent sur au moins un des ces cotés, avec une circulation des fluides entre la paroi intérieure du tubage et le manchon tubulaire, de sorte que les zones ZI
et Z2 produisent après traitement respectivement un débit Fa et f,.
Cette circulation est obtenue par exemple en prévoyant un certain nombre de rainures d'évacuation dessinée sur la face externe du manchon. Lorsque le manchon est muni d'une face externe constituée par une peau en matériau élastique du type caoutchouc, ces rainures pourront être sculptées au moyen d'outils utilisés ordinairement pour re-profiler la bande de
roulement de pneus usagés.
En supposant que le fluide de formation a une densité de 0,81, une viscosité dynamique de 0,005 Pa.s; on démontre que quatre drains ayant chacun pour dimensions 4 mm de large, 3,5 mm de profondeur et I mètre de longueur permettent de créer dans cette zone ZI une chute de pression de l'ordre de 50 psi (0,35 MPa), et que cette chute de pression est
proportionnelle à la longueur des drains et inversement proportionnelle à leur nombre.
En diminuant le débit de production de la zone ZI pour le ramener à environ 100 barils par jour, on peut ainsi augmenter le différentiel de pression dans la zone Z2 par exemple à environ 200 psi (1,4 MPa) ce qui permet d'atteindre pour cette zone un débit d'environ 600 barils par jour portant ainsi le total de pétrole produit par le puits à 440 barils par jour, soit une augmentation d'environ 15% mais surtout, le volume d'eau co-produit - qui doit être séparé en surface du pétrole - est lui divisé par deux ce qui diminue considérablement le
coût de production des barils de pétrole.
Selon une variante de l'invention plus spécialement préférée décrite maintenant en référence aux figures 3 et 4, le manchon comporte deux séries de rainures: les rainures de drainage 8 - situées dans la partie centrale du manchon destinée à couvrir la zone des perforations et
des rainures d'évacuation 9 situées dans au moins une des zones d'extrémité.
-6- 2808557
Les rainures de drainage sont d'une section suffisamment importante pour ne pas freiner de façon substantielle le passage des fluides de production. De plus, le quadrillage formé par les rainures est de préférence assez dense pour bien irriguer les canaux d'évacuation des
zones d'extrémité.
Dans ces zones d'extrémité, les rainures sont typiquement plus petites, par exemple moins profondes. On a représenté à la figure 5 quelques exemples de profils de rainurage. Dans sa variante la plus simple, figure 5A, les rainures sont parallèles à l'axe longitudinal du manchon. Cette variante n'est toutefois pas préférée si les pertes de charge souhaitées sont
importantes car elle conduit alors à des manchons très longs donc plus onéreux.
Les profils de rainures représentés aux figures 5B et 5D sont d'autres variantes plus spécialement préférées: rainures en spirales (figure 5B), rainures formant des lignes brisées ou zigzag (figures 5C) ou encore rainures croisées par exemple du type rainures spiralées
croisées (figures 5D).
La face profilée est portée par un manchon qui dans sa forme non expansée radialement doit posséder une section radiale plus petite que la section du tubage et de préférence encore plus petite que la section du tube de production ce qui permet d'effectuer le traitement selon l'invention sans retrait préalable du tube de production. Le manchon sera donc de préférence constitué par une structure tubulaire munie d'une enveloppe formée par l'entrelacement de mèches plates ou rubans enroulés en hélice, noyée dans une résine thermodurcissable et confinée entre deux membranes élastiques en matériau élastomère, la membrane externe formant la peau dans laquelle sont sculptées les rainures de drainage selon l'invention. Les mèches sont formées par exemple en fibres de verre ou de préférence en fibres de carbone. De préférence la face externe de la peau extérieure comporte un certain
nombre de renflements annulaires pour favoriser un bon contact avec le tubage.
Les figures 6 et 7 illustrent l'opération de mise en place d'un manchon selon l'invention.
Dans un premier temps, le manchon non expansé radialement est introduit dans le puits par le tube de production pour être placé à proximité de la zone de perforations 3 à traiter. Pour ce faire, le manchon est associé à un outil de pose. L'outil de pose est essentiellement constitué par une matrice 10 ayant un élément gonflable 11 suspendue à un câble 12
-7- 2808557
comportant des moyens d'amenée de courant et des moyens de pompage pour gonfler et dégonfler la matrice à l'aide des fluides environnants. La matrice est pourvue d'une série d'éléments résistants ici non représentés. Le manchon - dont a représenté la peau extérieure rainurée 13 et la partie intérieure 14 constituée par le tressage noyé dans la résine est fixé à la matrice par des éléments de liaison sécables. Après positionnement, la pompe est mise en route et la matrice est gonflée progressivement pour venir s'ancrer contre la paroi du tubage en progressant de bas en haut de façon à bien chasser tout fluide présent entre le tubage et le manchon. On réalise ainsi une expansion radiale par déformation de la partie tressée de sorte que le manchon vient s'appliquer intimement contre le tubage. Après le déploiement complet de la matrice et du manchon, un courant électrique est appliqué aux éléments résistants de la matrice pour chauffer la résine thermodurcissable du manchon et provoquer sa polymérisation. Celle-ci achevée, la pompe est utilisée cette fois pour dégonfler la matrice de sorte que la matrice et le manchon se dissocie après traction sur le câble et rupture des éléments de liaison sécables. L'outil de
pose peut alors être remonter en surface.
-8- 2808557
Claims (9)
1. Procédé de régulation du débit de fluides de formation produits depuis une zone déterminée d'un puits souterrain (1) dont la paroi chemisée comporte des orifices (3, 4) de passage desdits fluides de formation (Z1, Z2), ledit procédé consistant à appliquer le long du chemisage (2), dans ladite zone, une structure tubulaire (7) qui empêche un écoulement direct des fluides tout en préservant un chemin d'écoulement des fluides par
l'espace annulaire externe à la structure tubulaire de façon à créer des pertes de charge.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ledit chemin suit une trajectoire hélicoïidale.
3. Dispositif de régulation du débit de fluides de formation (Z1, Z2) produits depuis une zone déterminée d'un puits souterrain dont la paroi est revêtue d'un tubage (2) comportant des orifices de perforation (3, 4) pour le passage desdits fluides de formation, ledit dispositif étant constitué par une structure tubulaire (7) expansible radialement, susceptible d'être appliquée contre la paroi intérieure du tubage (2), ladite structure tubulaire (7) comportant des moyens (8, 9) pour préserver l'écoulement des fluides par un chemin longeant le tubage (2) et la structure (7) afin de créer des pertes de charge
4. Dispositif selon la revendication 3, caractérisé en ce que lesdits moyens d'écoulement (8, 9) sont constitués par des rainures d'évacuation (9) conduisant de la partie centrale de la face externe de la structure tubulaire (7) à au moins une des extrémités de la
structure tubulaire.
5. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé en ce que lesdites rainures d'évacuation
(9) sont disposées selon des trajectoires hélicoïdales.
6. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé en ce que lesdites rainures d'évacuation
(9) sont disposées selon des lignes brisées.
7. Dispositif selon l'une des revendications 3 à 6 dans lequel le manchon tubulaire (7)
comporte dans sa partie centrale destinée à couvrir la zone des perforations (3, 4) des
rainures drainantes (8) pour collecter le flux entrant.
-9- 2808557
8. Dispositif selon l'une des revendications 3 à 7 dans lequel le manchon tubulaire (7) est
constitué par un tressage de mèches souples noyé dans une matériau composite durcissable et comportant sur sa face externe une peau en élastomère dans laquelle les
rainures d'évacuations (9) et de drainage (8) sont pratiquées.
9. Procédé de mise en place du dispositif selon la revendication 8 dans un puits équipé d'un tubage (2) et d'un tube de production (6) comportant l'introduction par le tubage d'un outil de pose comportant une matrice gonflable (10), munie d'éléments chauffants et revêtue du manchon tubulaire (7), suspendue à un câble (12) comportant des moyens d'amenée de courant et des moyens de pompage, le gonflage de la matrice (10) jusqu'à l'application du manchon (7) contre la paroi interne du tubage (2) , le chauffage de la matrice pour polymériser le matériau composite durcissable, le dégonflage de la matrice
en laissant en place le manchon et le retrait hors du puits de l'outil de pose.
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0005664A FR2808557B1 (fr) | 2000-05-03 | 2000-05-03 | Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue |
| GB0225572A GB2381025B (en) | 2000-05-03 | 2001-04-27 | A method and device for regulating the flow rate of formation fluids produced by an oil well |
| AU2001260268A AU2001260268A1 (en) | 2000-05-03 | 2001-04-27 | A method and device for regulating the flow rate of formation fluids produced byan oil well |
| EA200201170A EA004343B1 (ru) | 2000-05-03 | 2001-04-27 | Способ и устройство для регулирования скорости потока пластовых флюидов, добываемых из нефтяной скважины |
| PCT/EP2001/004870 WO2001083943A1 (fr) | 2000-05-03 | 2001-04-27 | Procede et dispositif de regulation du debit des fluides de formation produits par un puits de petrole |
| US10/258,881 US6868910B2 (en) | 2000-05-03 | 2001-04-27 | Method and device for regulating the flow rate of formation fluids produced by an oil well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0005664A FR2808557B1 (fr) | 2000-05-03 | 2000-05-03 | Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2808557A1 true FR2808557A1 (fr) | 2001-11-09 |
| FR2808557B1 FR2808557B1 (fr) | 2002-07-05 |
Family
ID=8849856
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR0005664A Expired - Fee Related FR2808557B1 (fr) | 2000-05-03 | 2000-05-03 | Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6868910B2 (fr) |
| AU (1) | AU2001260268A1 (fr) |
| EA (1) | EA004343B1 (fr) |
| FR (1) | FR2808557B1 (fr) |
| GB (1) | GB2381025B (fr) |
| WO (1) | WO2001083943A1 (fr) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6634431B2 (en) * | 1998-11-16 | 2003-10-21 | Robert Lance Cook | Isolation of subterranean zones |
| US6745845B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-06-08 | Shell Oil Company | Isolation of subterranean zones |
| US7357188B1 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
| US6823937B1 (en) | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
| US7240728B2 (en) | 1998-12-07 | 2007-07-10 | Shell Oil Company | Expandable tubulars with a radial passage and wall portions with different wall thicknesses |
| US6598678B1 (en) | 1999-12-22 | 2003-07-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for separating and joining tubulars in a wellbore |
| US6695067B2 (en) * | 2001-01-16 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore isolation technique |
| WO2004094766A2 (fr) | 2003-04-17 | 2004-11-04 | Enventure Global Technology | Appareil servant a etendre radialement et deformer plastiquement un element tubulaire |
| US6681862B2 (en) | 2002-01-30 | 2004-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for reducing the pressure drop in fluids produced through production tubing |
| GB0203956D0 (en) * | 2002-02-20 | 2002-04-03 | Appleton Robert P | Drill string member |
| US6854521B2 (en) | 2002-03-19 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for creating a fluid seal between production tubing and well casing |
| EP1985796B1 (fr) | 2002-04-12 | 2012-05-16 | Enventure Global Technology | Manchon protecteur pour connexions filetées pour support de conduite extensible |
| CA2482278A1 (fr) | 2002-04-15 | 2003-10-30 | Enventure Global Technology | Manchon protecteur destine aux connexions filetees d'un dispositif de suspension pour colonne de tubage perdue expansible |
| EP1552271A1 (fr) | 2002-09-20 | 2005-07-13 | Enventure Global Technology | Evaluation de formabilite de conduite pour des elements tubulaires extensibles |
| US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| US20040144535A1 (en) * | 2003-01-28 | 2004-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Post installation cured braided continuous composite tubular |
| GB2415454B (en) | 2003-03-11 | 2007-08-01 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| GB0412131D0 (en) * | 2004-05-29 | 2004-06-30 | Weatherford Lamb | Coupling and seating tubulars in a bore |
| US7082998B2 (en) * | 2003-07-30 | 2006-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for placing a braided, tubular sleeve in a well bore |
| US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
| US7380595B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method to deploy and expand tubular components deployed through tubing |
| CA2577083A1 (fr) | 2004-08-13 | 2006-02-23 | Mark Shuster | Dispositif d'expansion d'elements tubulaires |
| DE602005011399D1 (de) * | 2005-02-10 | 2009-01-15 | Schlumberger Technology Bv | Verfahren und Vorrichtung für die Konsolidierung eines Bohrlochs |
| US7413022B2 (en) | 2005-06-01 | 2008-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Expandable flow control device |
| EA014109B1 (ru) * | 2006-04-03 | 2010-10-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Скважинные способ и устройство для предотвращения выноса песка и регулирования притока во время скважинных операций |
| CN100452593C (zh) * | 2007-02-27 | 2009-01-14 | 张碧越 | 通风降温型城市配电网地下排管通道 |
| WO2013162525A1 (fr) * | 2012-04-24 | 2013-10-31 | International Engine Intellectual Property Company, Llc | Guide de vanne à siège à faible fuite |
| CN104100243A (zh) * | 2013-04-08 | 2014-10-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 减缓特高含水期多油层断块油藏层间干扰的三级细分方法 |
| CA2906464C (fr) | 2014-09-26 | 2020-12-22 | Ncs Multistage Inc. | Dispositif de vanne de fond de trou |
| WO2017171693A1 (fr) * | 2016-03-31 | 2017-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Revêtement de tubage soluble |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5186255A (en) * | 1991-07-16 | 1993-02-16 | Corey John C | Flow monitoring and control system for injection wells |
| US5211241A (en) * | 1991-04-01 | 1993-05-18 | Otis Engineering Corporation | Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor |
| WO1994025655A1 (fr) | 1993-05-03 | 1994-11-10 | Drillflex | Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits |
| GB2325949A (en) * | 1997-05-06 | 1998-12-09 | Baker Hughes Inc | Flow control apparatus and method |
| US5896928A (en) * | 1996-07-01 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device for use in producing wells |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3477506A (en) * | 1968-07-22 | 1969-11-11 | Lynes Inc | Apparatus relating to fabrication and installation of expanded members |
| US4382470A (en) * | 1981-07-13 | 1983-05-10 | Naffziger Larry C | Method and well casing |
| WO2000037766A2 (fr) * | 1998-12-22 | 2000-06-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Procedes et materiel de façonnage et d'assemblage de tuyaux |
| US6478091B1 (en) * | 2000-05-04 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable liner and associated methods of regulating fluid flow in a well |
| US6648076B2 (en) * | 2000-09-08 | 2003-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Gravel pack expanding valve |
-
2000
- 2000-05-03 FR FR0005664A patent/FR2808557B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-04-27 EA EA200201170A patent/EA004343B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-04-27 WO PCT/EP2001/004870 patent/WO2001083943A1/fr active Application Filing
- 2001-04-27 AU AU2001260268A patent/AU2001260268A1/en not_active Abandoned
- 2001-04-27 US US10/258,881 patent/US6868910B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-27 GB GB0225572A patent/GB2381025B/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5211241A (en) * | 1991-04-01 | 1993-05-18 | Otis Engineering Corporation | Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor |
| US5186255A (en) * | 1991-07-16 | 1993-02-16 | Corey John C | Flow monitoring and control system for injection wells |
| WO1994025655A1 (fr) | 1993-05-03 | 1994-11-10 | Drillflex | Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits |
| US5896928A (en) * | 1996-07-01 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device for use in producing wells |
| GB2325949A (en) * | 1997-05-06 | 1998-12-09 | Baker Hughes Inc | Flow control apparatus and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2001260268A1 (en) | 2001-11-12 |
| FR2808557B1 (fr) | 2002-07-05 |
| EA004343B1 (ru) | 2004-04-29 |
| US6868910B2 (en) | 2005-03-22 |
| US20030145992A1 (en) | 2003-08-07 |
| GB2381025A (en) | 2003-04-23 |
| GB0225572D0 (en) | 2002-12-11 |
| EA200201170A1 (ru) | 2003-04-24 |
| WO2001083943A1 (fr) | 2001-11-08 |
| GB2381025B (en) | 2004-08-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FR2808557A1 (fr) | Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue | |
| EP0842347B1 (fr) | Dispositif et procede pour le chemisage d'une bifurcation de canalisation, en particulier dans un puits petrolier | |
| CA2083156C (fr) | Preforme dispositif et procedes pour tuber et/ou chemiser un volume cylindrique | |
| EP0689637B1 (fr) | Procede et dispositif pour la cimentation d'un puits | |
| FR2893973A1 (fr) | Procede et dispositif de cimentation d'un puits ou d'une canalisation | |
| US7762322B2 (en) | Swellable packer with variable quantity feed-throughs for lines | |
| EP0702747B1 (fr) | Obturateur gonflable renforce de fond de puits | |
| WO1999025951A1 (fr) | Dispositif de mise en place d'une enveloppe filtrante a l'interieur d'un puits | |
| FR2918700A1 (fr) | Procede de chemisage d'un puits ou d'une canalisation au moyen d'une vessie gonflable. | |
| WO2008135356A1 (fr) | Procédé de chemisage à zones expansées multiples au moyen d'une vessie gonflable | |
| FR2632681A1 (fr) | Appareil et procede de mise en place d'un filtre a gravier dans un puits de petrole ou de gaz | |
| FR2626040A1 (fr) | Procede d'isolation entre zones de production d'un puits et dispositif de mise en oeuvre de ce procede | |
| FR2741907A1 (fr) | Procede et installation de forage et de chemisage d'un puits, notamment d'un puits de forage petrolier, au moyen de troncons tubulaires aboutes initialement souples, et durcis in situ | |
| FR2851635A1 (fr) | Manchon a insert pour la reparation d'une canalisation de transport de fluide a haute pression | |
| FR3003891A1 (fr) | Dispositif de commande et d'isolation d'un outil en forme de chemise expansible pour l'isolation de zones dans un puits | |
| WO2015193404A1 (fr) | Dispositif de chemisage ou d'obturation d'un puits ou d'une canalisation | |
| WO1996021083A1 (fr) | Procede et dispositif pour tuber un puits, notamment un puits de forage petrolier, ou une canalisation, au moyen d'une preforme tubulaire souple, durcissable in situ | |
| WO1996001937A1 (fr) | Preforme, dispositif et procede pour le tubage d'un puits | |
| WO2009103629A1 (fr) | Procede et dispositif de tubage d'une portion de puits foree | |
| FR2791733A1 (fr) | Procede et dispositif pour la completion de puits pour la production d'hydrocarbures ou analogues | |
| CA2154994C (fr) | Installation pour puits petrolier | |
| FR2889574A1 (fr) | Structure tubulaire depliable | |
| FR2772826A1 (fr) | Procede et outil pour traiter au moins la paroi d'une zone critique d'un trou de forage | |
| FR2662207A1 (fr) | Dispositif de tubage d'un forage et procede de tubage en resultant. | |
| FR2915264A1 (fr) | Procede de chemisage d'un puits ou d'une canalisation au moyen d'une vessie gonflable. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20120131 |