NO20101733L - Flerpunkts injeksjonssystem for oljefeltoperasjoner - Google Patents
Flerpunkts injeksjonssystem for oljefeltoperasjonerInfo
- Publication number
- NO20101733L NO20101733L NO20101733A NO20101733A NO20101733L NO 20101733 L NO20101733 L NO 20101733L NO 20101733 A NO20101733 A NO 20101733A NO 20101733 A NO20101733 A NO 20101733A NO 20101733 L NO20101733 L NO 20101733L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- flow
- injection fluid
- injection
- channel
- nozzle
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 101
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 101
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 101
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 25
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000000546 pharmaceutical excipient Substances 0.000 abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 25
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 16
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 14
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 asphaltenes Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0078—Nozzles used in boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Automatic Analysis And Handling Materials Therefor (AREA)
- Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Et system som overvåker og styrer innsprøyting av hjelpestoffer i formasjonsfluider utvunnet gjennom en brønn kan omfatte flere dyser som mottar injeksjonsfluidet fra en kontrollkabel anordnet i en brønn. Hver dyse kan ha et tilknyttet strømningsreguleringselement som er innrettet for å påvirke strømningen av injeksjonsfluidet som sprutes ut gjennom den aktuelle dysen. Kontrollkabelen kan omfatte ett eller flere filtre anordnet i en første av to parallelle kanaler dannet langs kontrollkabelen. Et lukkeelement begrenser strømning i en andre av de to kanalene. Lukkeelementet tillater strømning i den andre kanalen når en forbestemt trykkforskjell forekommer i den andre kanalen. Systemet kan omfatte flere trykkfølere anordnet langs kontrollkabelen, og en innsprutingsenhet som leverer fluid inn i kontrollkabelen. En styringsenhet operativt koblet til innsprutingsenheten aktiverer innsprutingsenheten som reaksjon på målinger fra trykkfølerne.
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Oppfinnelsens område
[0001] Denne oppfinnelsen vedrører generelt oljefeltoperasjoner, og mer spesifikt systemer og fremgangsmåter for innsprøyting av hjelpestoffer og behandling av fluid.
2. Bakgrunn for teknikken
[0002] Under hydrokarbonutvinningsoperasjoner kan produksjonsrør, rørledninger, ventiler og beslektet utstyr bli eksponert for substanser som korroderer, forringer eller på annen måte reduserer deres effektivitet eller levetid. Det kan derfor være en fordel å behandle slikt utstyr med korrosjonshemmere, avleiringshemmere, parafinhemmere, hydrathemmere, emulsjonsbrytere og liknende, og blandinger av dette. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer, blant annet, forbedrede systemer og fremgangsmåter for innsprøyting av hjelpestoffer som er egnet til slik bruk.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0003] I aspekter tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et system for å sprøyte inn et injeksjonsfluid i en brønn. Systemet kan omfatte flere dyser som mottar injeksjonsfluidet fra en kontrollkabel anordnet i en brønn. Hver dyse kan ha et tilknyttet strømningsreguleringselement som påvirker, justerer eller på annen måte regulerer en strømning av injeksjonsfluidet sprutes ut gjennom den aktuelle dysen. I utførelsesformer kan kontrollkabelen omfatte ett eller flere filtre. I én utførelsesform kan et filterelement være anordnet i en første av to parallelle kanaler dannet langs kontrollkabelen. Et lukkeelement innrettet for å begrense strømning kan være anordnet i en andre av de to kanalene. Lukkeelementet kan selektivt begrense strømning i den andre kanalen når en forbestemt trykkforskjell forekommer i den andre kanalen. I ytterligere utførelsesformer kan systemet omfatte flere trykkfølere anordnet langs kontrollkabelen og en innsprutingsenhet som leverer fluid inn i kontrollkabelen. En styringsenhet operativt koblet til innsprutingsenheten aktiverer innsprutingsenheten som reaksjon på målinger fra trykkfølerne.
[0004] I aspekter tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å sprøyte inn et injeksjonsfluid i en brønn. Fremgangsmåten kan omfatte det å bringe injeksjonsfluid inn i brønnen med bruk av en kontrollkabel som frakter injeksjonsfluidet, og sprøyte inn injeksjonsfluidet i to eller flere soner ved hjelp av dyser. Fremgangsmåten kan omfatte det å innrette dysene for å motta injeksjonsfluidet fra kontrollkabelen; og påvirke en strømningsparameter for fluidet i dysene med bruk av et strømningsreguleringselement tilknyttet hver dyse. I aspekter kan fremgangsmåten omfatte det å filtrere fluidet i kontrollkabelen ved hjelp av ett eller flere filtre.
[0005] I aspekter tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et system for å sprøyte inn et injeksjonsfluid i en brønn. Systemet kan omfatte en kontrollkabel for å frakte injeksjonsfluidet i brønnen; flere dyser som mottar injeksjonsfluidet fra kontrollkabelen; og et strømningsreguleringselement tilknyttet med hver dyse. Hvert strømningsreguleringselement kan regulere strømningen av injeksjonsfluidet gjennom den tilhørende dysen.
[0006] I aspekter tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å sprøyte inn et injeksjonsfluid i en brønn. Fremgangsmåten kan omfatte det å frakte injeksjonsfluidet inn i brønnen ved hjelp av en kontrollkabel; sprute inn injeksjonsfluidet i brønnen ved hjelp av flere dyser; og regulere strømningen av injeksjonsfluidet gjennom hver dyse ved hjelp av et strømningsreguleringselement tilknyttet hver dyse.
[0007] Eksempler på de viktigste trekkene ved oppfinnelsen er oppsummert nokså generelt for at den detaljerte beskrivelsen av denne som følger skal forstås bedre og for at bidragene de representerer til teknikken skal sees. Oppfinnelsen har selvfølgelig ytterligere trekk, som vil bli beskrevet i det følgende og som vil danne gjenstanden for de vedføyde kravene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0008] For en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse henvises til den følgende detaljerte beskrivelsen av utvalgte utførelsesformer, sett sammen med de vedlagte tegningene, der like elementer er gitt like referansenummer og der: Figur 1 skjematisk illustrerer én utførelsesform av overflatekomponentene i et system for innsprøyting av hjelpestoffer og overvåkning dannet i samsvar med foreliggende oppfinnelse; Figur 2 skjematisk illustrerer én utførelsesform av
undergrunnskomponentene i et system for innsprøyting av hjelpestoffer og overvåkning dannet i samsvar med foreliggende oppfinnelse; Figur 3 skjematisk illustrerer én utførelsesform av innsprutingsdyser tilvirket i samsvar med foreliggende oppfinnelse; og Figurene 4A og 4B skjematisk illustrerer et filter ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0009] Figur 1 viser skjematisk én utførelsesform av et system for innsprøyting av hjelpestoffer og overvåkning 10 (heretter "systemet 10") dannet i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Systemet 10 kan være utplassert i tilknytning til et anlegg 12 på overflaten 14 som betjener én eller flere produksjonsbrønner 16. Selv om en landbrønn er vist, må det forstås at idéene i foreliggende oppfinnelse kan anvendes med offshore-operasjoner som betjener havbunnsbrønner. Tradisjonelt omfatter hver brønn 16 et brønnhode 18 og tilknyttet utstyr anordnet over et brønnhull 20 dannet i en undergrunnsformasjon 22. Brønnhullet 20 kan ha én eller flere produksjonssoner 24A-D (figur 2) for å tappe hydrokarboner fra formasjonen 22 (figur 2) ("produserte fluider" eller "produksjonsfluid"). Et produksjonrør 26 kan bli anvendt for å frakte fluidet fra produksjonssonene til brønnhodet 18. Produksjonsbrønnen 16 inneholder vanligvis et foringsrør 28 nær overflaten 14. Brønnhodet 18 kan omfatte utstyr så som en stabel av utblåsningssikringer og ventiler for å regulere fluidstrømning til overflaten 14. Brønnhodeutstyr og produksjonsbrønnutstyr er velkjent og er derfor ikke beskrevet nærmere her.
[00010] Systemet 10 kan bli anvendt for å sprøyte inn eller injisere en rekke forskjellige kjemikalier eller hjelpestoffer i produksjonsbrønnen 16 for å styre, blant annet, korrosjon, avleiring, parafin, emulsjon, hydrater, hydrogensulfid, asfaltener, uorganisk materiale og andre skadelige substanser. Med et "hjelpestoff' menes her generelt et konstruert fluid som er formulert for å utføre en ønsket oppgave. Hjelpestoffet/-stoffene kan være blandet med et basefluid så som vann eller olje for å danne det som i det følgende vil bli omtalt som "injeksjonsfluid(er)". Injeksjonsfluid(er) kan omfatte væsker og/eller gasser. Systemet 10 kan være innrettet for å forsyne nøyaktige mengder av et hjelpestoff eller en blanding av hjelpestoffer for å hindre, undertrykke eller på annen måte redusere skaden forårsaket av disse substansene. Systemet 10 kan også være innrettet for periodisk eller kontinuerlig å overvåke den faktiske mengden hjelpestoffer som blir levert, bestemme effektiviteten til de leverte hjelpestoffene og variere leveringsmengden av hjelpestoffer som nødvendig for å holde én eller flere parametere av interesse innenfor forbestemte intervaller eller ved spesifiserte verdier.
[00011] Det må forstås at forholdsvis små mengder hjelpestoffer blir sprøytet inn i produksjonsfluidet under operasjon. Følgelig kan betraktninger så som presisjon i leveringen av hjelpestoffer være mer relevant enn kun volumkapasitet. I noen utførelsesformer kan strømningsmengden av et hjelpestoff som sprøytes inn ved hjelp av foreliggende oppfinnelse være på et nivå som er slik at hjelpestoffet er tilstede i en konsentrasjon på fra omtrent 1 del per million (ppm) til omtrent 10000 ppm i fluidet som behandles. I andre utførelsesformer kan strømningsmengden av et hjelpestoff som sprøytes inn ved hjelp av foreliggende oppfinnelse være på et nivå som er slik at hjelpestoffet er tilstede i en konsentrasjon på fra omtrent 1 ppm til omtrent 500 ppm i fluidet som behandles.
[00012] I én utførelsesform kan systemet 10 omfatte en hjelpestoff-forsyningsenhet 30, en innsprutingsenhet 32 og en styringsenhet 34. Systemet 10 kan føre injeksjonsfluidet inn i en kontrollkabel 36 anordnet inne i eller utenfor produksjonsrøret 26. Hjelpestoff-forsyningsenheten 30 kan omfatte flere tanker for å lagre forskjellige kjemikalier og én eller flere pumper for å pumpe hjelpestoffene. Denne forsyningen av hjelpestoffer kan skje kontinuerlig eller tidvis. Innsprutingsenheten 32 sprøyter selektivt disse hjelpestoffene inn i produksjonsfluidet. Innsprutingsenheten 32 kan være en pumpe, så som en positiv fortrengningspumpe, en sentrifugalpumpe, en stempelpumpe eller en annen passende anordning for å pumpe fluid. Styringsenheten 34 kan være innrettet for å styre hjelpestoff-innsprutingsprosessen ved, blant annet, å styre operasjonen til hjelpestoff-forsyningsenheten 30 og innsprutingsenheten 32. Styringsenheten 34 kan styre operasjoner med bruk av programmer lagret i et minne 38 tilknyttet styringsenheten 34. Styringsenheten 34 kan omfatte en mikroprosessor 40 som kan ha et minne, som kan omfatte leseminne (ROM) for å lagre programmer, tabeller og modeller, og direkteaksessminne (RAM) for å lagre data. Modellene og/eller algoritmene lagret i minnet 38 kan være dynamiske modeller i det at de blir oppdatert basert på følerinnmatinger. Mikroprosessoren 40 kan anvende signaler fra følere nede i hullet mottatt via linjen 42 og programmer lagret i minnet 38.1 tillegg kan styringsenheten 34 sende styresignaler til innsprutingsenheten 34 og andre strømningsanordninger 44, så som strømningsmåleranordninger, via passende linjer 46.
[00013] I figur 2 er brønnhullet 20 vist som en produksjonsbrønn som anvender tradisjonelt kompletteringsutstyr. Brønnhullet 20 omfatter flere produksjonssoner 24A-D, som hver omfatter perforeringer 50 inn i formasjonen 22. Pakninger 52, som kan være opphentbare pakninger, kan bli anvendt for å sørge for soneisolering for hver av produksjonssonene. Formasjonsfluid 54 kommer inn i produksjonsrøret 26 i brønnen 16 gjennom perforeringer 50. Hver sone kan omfatte intelligent brønnkompletteringsutstyr 60 som kan bli anvendt for uavhengig regulering av strømning i hver av sonene 24A-D under brønnens levetid. Utstyret kan omfatte strømningsreguleringsanordninger 62, så som ventiler, strupinger, tetninger etc, som er innrettet for å justere, variere og regulere strømning fra formasjonen inn i produksjonsrøret. I tillegg kan utstyret 60 bli anvendt for å drive fluid fra produksjonsrøret inn i formasjonen; f.eks. for å teste eller behandle sonen.
[00014] I tillegg kan brønnkompletteringsutstyret 60 omfatte følere 64 som måler parametere som kan være nyttige for å bestemme forhold nede i hullet og bestemme effektiviteten til hjelpestoffet som sprøytes inn i brønnen. Eksempler på følere omfatter, men er ikke begrenset til en temperaturføler, en viskositetsføler, en fluidstrømningsmengdemåler, en trykkføler, en føler for å bestemme kjemisk sammensetning i produksjonsfluidet, en vannandelsføler, en optisk føler etc. Ytterligere eksempler på følere omfatter følere innrettet for å bestemme et mål for minst én av avleiring, asfaltener, voks, hydrat, sulfittemulsjon, skum eller korrosjon.
[00015] I utførelsesformer kan brønnkompletteringsutstyret 60 i to eller flere soner omfatte en innsprutingsdyse 66 som mottar et injeksjonsfluid fra en felles kontrollkabel 36. Kontrollkabelen 36 kan være et rør, en slange eller en annen passende anordning for å frakte fluid. Innsprutingsdysen 66 kan være innrettet som en hovedsakelig rørformet struktur som retter injeksjonsfluidet inn i et ringformet område 68 i sonene 24A-D slik at injeksjonsfluidet blander seg med produksjonsfluidet 54 og kommer inn i brønnkompletteringsutstyret 60 og produksjonsrøret 26. Injeksjonsfluidet behandler med det overflatene i brønnkompletteringsutstyret 60 og reduserer forekomsten og/eller omfanget av uønskede forhold så som oppbygging av avleiringer, korrosjon etc. I én anordning kan innsprutingsdysen 66 være plassert nedihulls perforeringene 50.1 tillegg kan énveis strømningsreguleringselementer 70, f.eks. tilbakeslagsventiler, bli anvendt for å sikre at fluid kun strømmer i én retning.
[00016] Nå med henvisning til figur 3 kan i noen utførelsesformer innsprutingsdysene 66 være innrettet for å påvirke eller justere én eller flere strømningsparametere for injeksjonsfluidene. Eksempler på strømningsparametere omfatter, men er ikke begrenset til trykkforskjeller og strømningsmengder. I noen utførelsesformer kan dysene 66 anvende en justerbar anordning som kan styre størrelsen, varigheten og/eller hyppigheten til en endring av en strømningsparameter. For eksempel kan dysen 66 omfatte ett eller flere elementer som reagerer på et signal. Elementene kan strupe strømning ved å redusere strømningsarealet over tverrsnittet. Passende signaler omfatter, men er ikke begrenset til elektriske signaler, magnetiske signaler og termiske signaler. Elementene kan besørge kontinuerlig eller tidvis styring av en strømningsparameter. På en måte kan således en strømningsparameter være modulert.
[00017] I andre utførelsesformer kan dysene 66 anvende en fast utforming som har en fast innvirkning på en strømningsparameter. For eksempel, i én utførelse, kan hver dyse 66 omfatte et unikt eller individuelt tilpasset strømningsbegrensingselement 72 som lar hver dyse 66 justere én eller flere strømningsparametere for fluidet som blir sprøytet inn i deres respektive soner. Strømningsbegrensningselementet 72 kan være innrettet for å variere en strømningsparameter eller et strømningstrekk, så som trykk. For å lette forklaringen er strømningsbegrensningselementet 72 vist som unikt utformede åpninger 74A.B. Åpningene 74A.B har forskjellige dimensjoner, som skaper forskjellige trykkfall over hver åpning 74A.B. Bruken av forskjellige trykkfall kan kalibreres for å sikre at hver dyse 66 leverer en forhåndssatt eller forbestemt mengde injeksjonsfluid. Den forhåndssatte mengden kan være en angitt mengde, en minimumsmengde, en maksimumsmengde eller et intervall. Den forhåndssatte mengden kan være den samme for hver dyse 66 eller forskjellig for to eller flere dyser. For eksempel kan en øvre sone være atskilt med mer enn hundre meter fra en nedre sone. Åpningen til dysen ved den øvre sonen kan derfor være mindre enn åpningen til dysen ved den nedre sonen for å sikre at hovedsakelig samme mengde injeksjonsfluid blir forsynt inn i hver sone. I andre anvendelser kan trykkfallene bli kalibrert for å sikre at hver dyse 66 leverer en forskjellig mengde injeksjonsfluid i hver sone. Det må derfor forstås at avhengig av en gitt anvendelse, strømningsbegrensningselementene 72 kan alle ha lik utforming, kan omfatte to eller flere elementer med samme utforming eller kan alle ha forskjellige utforminger. Videre kan den aktuelle utformingen av dysene avhenge av det ønskede strømningsregimet som skal skapes i injeksjonsfluidet og/eller produksjonsstrømningen i hver sone.
[00018] Det må forstås at åpninger bare er ett eksempel på
strømningsbegrensningselementer som kan anvendes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse. For eksempel kan i noen utførelsesformer en ventil med et justerbart eller konfigurerbart kraftpåføringselement bli anvendt for selektivt å
begrense fluidstrømning. Fjærkraften eller kraften fra kraftpåføringselementet, som kan være et fjærelement, kan varieres for å regulere eller begrense fluidstrømning.
[00019] I figurene 4A & B er det vist et eksempel på strømningsfiltreringsanordning 80 som kan anvendes langs kontrollkabelen 36 (figur 2) for å fjerne
partikkelmateriale fra injeksjonsfluidet som ellers vil kunne tilstoppe strømningsbegrensningselementene 72 (figur 3). Filtreringsanordningen 80 kan være distribuert langs kontrollkabelen 36; f.eks. ved hver produksjonssone. I én utførelsesform omfatter filtreringsanordningen et hus 82 i hvilket det er dannet en første kanal 84 og en andre kanal 86. Kanalene 84, 86 kan være innrettet for å frakte fluidstrømning over huset 82 på en parallell måte. Den første kanalen 84 kan omfatte et filterelement 88 som er innrettet for å fjerne partikler som er større enn en angitt størrelse fra injeksjonsfluidet. Filtermediene kan omfatte et spunnet filter, et vevet filter, en trådduk, en sil, etc. Den andre kanalen 86 kan omfatte et trykkaktivert lukkeelement 90 som forskyves ved påføring av et forbestemt trykk eller en trykkforskjell. I én utførelsesform kan lukkeelementet 90 omfatte sprengelementer 92 som er koblet til og holder fast et stempelhode 94.
Stempelhodet 94 kan være innrettet for å tette for eller blokkere strømning i den andre kanalen 86.1 operasjon strømmer injeksjonsfluid gjennom langs den første kanalen 84 og gjennom filterelementet 88. Et eksempel på strømningsvei er vist med linjen 96. Stempelhodet 94 sperrer for strømning gjennom den andre kanalen 86. Nå med henvisning til figur 4B kan partikler eller produksjonsavfall fjernet av filtreringselementet 88 samle seg opp i en slik grad at strømningen gjennom filtreringselementet 88 er betydelig redusert. Denne reduserte strømningen kan øke oppstrømstrykket i kanalene 84 og 86. Når trykket når et forbestemt nivå, brister sprengelementene 92 og frigjør stempelhodet 94. Stempelhodet 94 forflytter seg eller glir langs kanalen 86 og går i anlegg inne i et hulrom 96 på en slik måte at kanalen 86 ikke stenges eller blokkeres på annen måte. En passasje 97 kan anvendes for å tømme eller tappe hulrommet 96 når stempelhodet 94 kommer inn i hulrommet 96. Injeksjonsfluidet omløper således filterelementet 88 ved at det strømmer gjennom den andre kanalen 86. Det må forstås at når flere strømningsfiltreringsanordninger 80 er oppstilt i serie langs kontrollkabelen, hver av disse kan bli omløpt suksessivt. Et eksempel på omløpstrømningsvei er vist med linjen 98.
[00020] Det må forstås at filtreringsanordningen kan utføres med en rekke variasjoner og modifikasjoner. For eksempel kan filtreringsanordningen 80 være koblet til kontrollkabelen 36 via passende forbindelser. For å muliggjøre testing av trykk i filtreringsanordningen 80 og/eller testing av trykk i kontrollkabelen 36 ovenfor og/eller nedenfor anordningen 80, kan trykktestbare forbindelser være tilveiebragt i eller nær forbindelsene mellom filtreringsanordningen 80 og kontrollkabelen 36.1 tillegg kan i noen utførelsesformer en filtreringsanordning 80 være innrettet slik at én enkelt forsyningslinje deler seg i to eller flere nedstrøms utgangslinjer. Utgangslinjene kan forsyne dyser nedihulls eller kan være koblet til et utløp med en ventil, en tilbakeslagsanordning eller en annen slik anordning. I tillegg kan filtreringsanordningen 80 innlemme en tilbakeslagsanordning for å sikre at fluid strømmer i ønsket retning; dvs. hindre tilbakestrømning eller revers strømning. I noen varianter kan en filtreringsanordning anvende to eller flere filterelementer 94. Filterelementene 94 kan være anordnet i serie eller i parallell. I et eksempel på seriell anordning er flere filterelementer utformet slik at de har suksessivt mindre filtreringspassasjer. Filterelementet nærmest et innløp kan således for eksempel ha åpninger som sperrer for passering av partikler større enn en forbestemt størrelse. Hvert suksessive filterelement kan ha mindre åpninger for å fange opp suksessivt mindre partikler. En slik anordning kan anvendes for å forsinke trykkoppbyggingen som aktiverer det trykkaktiverte lukkeelementet 90.
[00021] Nå med henvisning til figurene 1-4 kan systemet 10 bli aktivert i et antall modi. I noen utførelsesformer kan styringsenheten 34 styre driften av innsprutingsenheten 32 med bruk av programmer eller algoritmer lagret i et minne 38 tilknyttet styringsenheten 34. Mikroprosessoren 40 anvender signaler fra følerne 64 for å bestemme riktig mengde hjelpestoff(er) som skal leveres inn i brønnhullet. For eksempel kan styringsenheten 34 være programmert til å endre pumpehastigheten, pumpeslaget eller luftforsyningen for å levere den ønskede mengden av injeksjonsfluidet. Pumpehastigheten, eller -slaget, økes dersom den målte mengden hjelpestoff injisert er mindre enn den ønskede mengden og reduseres dersom den injiserte mengden er større enn den ønskede mengden. Eksempler på modi som kan anvendes samtidig, er gitt nedenfor.
[00022] I én driftsmodus kan styringsenheten 34 motta signaler fra én eller flere trykkfølere 64 som er fordelt langs kontrollkabelen 36. Trykkfølerne 64 kan tilveiebringe en måling av trykkfallet ved hver dyse 66 og også på et sted oppstrøms alle dysene 66. På den måten kan styringsenheten 34 anvende algoritmer for å bestemme strømningsmengden av injeksjonsfluidet ved hver dyse. Basert på denne bestemmelsen, om nødvendig, kan prosessoren 34 revidere konsentrasjonen av hjelpestoffer, variere blandingen av hjelpestoffer, variere strømningsmengden av injeksjonsfluidet eller iverksette andre korrigerende tiltak.
[00023] I en annen driftsmodus kan styringsenheten 34 motta signaler fra én eller flere følere 64 som indikerer en parameter av interesse som kan vedrøre et trekk ved det produserte fluidet. Parametrene av interesse kan for eksempel være knyttet til miljøbetingelser eller den funksjonelle tilstanden til utstyr. Representative parametere omfatter, men er ikke begrenset til temperatur, trykk, strømningsmengde, et mål for én eller flere av hydrat, asfalten, korrosjon, kjemisk sammensetning, voks eller emulsjon, vannmengde og viskositet. Basert på dataene frembragt av følerne kan styringsenheten 34 bestemme en passende mengde av ett eller flere hjelpestoffer nødvendig for å opprettholde en ønsket eller forbestemt strømningsmengde eller en annen ønsket tilstand.
[00024] Det må forstås at det som er beskrevet omfatter, blant annet, et system som periodisk kan overvåke de faktiske mengdene av ett eller flere hjelpestoffer som blir levert, bestemme effektiviteten til de leverte hjelpestoffene, i hvert fall med henblikk på å holde bestemte parametere av interesse innenfor deres respektive forbestemte intervaller, bestemme den funksjonelle tilstanden til utstyr nedihulls, så som strømningsmengdene og korrosjonen, bestemme mengden av hjelpestoffene som vil bedre effektiviteten til systemet, og så iverksette ett eller flere tiltak som bevirker systemet til å levere hjelpestoffer i henhold til nyberegnede mengder. I utførelsesformer kan systemet automatisk iverksette en rekke tiltak for å sikre korrekt strømning av hydrokarboner gjennom produksjonsrør, kompletteringsutstyr og/eller rørledninger på overflaten for å minimere dannelsen av avleiringer, hydrater, asfaltener etc. Videre kan systemet i noen utførelsesformer være en lukket sløyfe og reagere på in-situ-målingene av trekkene ved det behandlede fluidet og utstyret langs fluidstrømningsveien.
[00025] Det må forstås at det som er beskrevet også omfatter, blant annet, et system som kan omfatte en kontrollkabel for å frakte injeksjonsfluidet i en brønn; flere dyser som mottar injeksjonsfluidet fra kontrollkabelen; og et strømningsreguleringselement tilknyttet hver dyse. Hvert strømningsreguleringselement kan styre strømningen av injeksjonsfluidet gjennom den tilhørende dysen. I noen utførelser kan hvert strømningsreguleringselement begrense strømningen av injeksjonsfluidet gjennom den tilhørende dysen for å sørge for at hver dyse leverer en forhåndssatt mengde injeksjonsfluid. I noen utførelser kan alle dysene levere hovedsakelig samme mengde injeksjonsfluid. I noen utførelsesformer kan strømningsreguleringselementene omfatte en åpning. I noen utførelser kan videre minst to strømningsreguleringselementer ha åpninger av forskjellig størrelse. I noen utførelser kan systemet videre omfatte flere trykkfølere anordnet langs kontrollkabelen; en innsprutingsenhet innrettet for å levere fluid inn i kontrollkabelen; og en styringsenhet operativt koblet til innsprutingsenheten, der styringsenheten er innrettet for å aktivere innsprutingsenheten som reaksjon på målinger fra trykkfølerne. I tillegg kan minst ett filter være anordnet i kontrollkabelen. I slike utførelser kan filteret/filtrene være anordnet i den første kanalen og et lukkeelement som begrenser strømning i en andre kanal. Lukkeelementet tillater strømning i den andre kanalen, som er parallell med den første kanalen, når en forbestemt trykkforskjell forekommer i den andre kanalen.
[00026] Det må forstås at det som er beskrevet videre omfatter, blant annet, en fremgangsmåte som kan omfatte det å frakte injeksjonsfluidet inn i brønnen ved hjelp av en kontrollkabel; sprute inn injeksjonsfluidet i brønnen ved hjelp av flere dyser; og regulere strømningen av injeksjonsfluidet gjennom hver dyse ved hjelp av et strømningsreguleringselement tilknyttet hver dyse. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å begrense strømningen ved hver dyse for å sørge for at hver dyse leverer en forhåndssatt mengde injeksjonsfluid. Fremgangsmåten kan også omfatte levering av hovedsakelig samme mengde injeksjonsfluid fra hver dyse. Strømningsreguleringselementene kan omfatte en åpning. Videre kan minst to strømningsreguleringselementer ha åpninger av forskjellig størrelse. I noen anvendelser kan fremgangsmåten også omfatte det å anordne flere trykkfølere langs kontrollkabelen; levere injeksjonsfluidet inn i kontrollkabelen ved hjelp av en innsprutingsenhet; og styre innsprutingsenheten ved hjelp av en styringsenhet innrettet for å aktivere innsprutingsenheten som reaksjon på målinger fra trykkfølerne. I noen utførelser kan fremgangsmåten omfatte det å filtrere injeksjonsfluidet i kontrollkabelen. I noen utførelser kan fremgangsmåten også omfatte det å danne en første og en andre kanal langs kanalen, der injeksjonsfluidet blir filtrert i den første kanalen; begrense strømningen i den andre kanalen med bruk av et lukkeelement; og forflytte lukkeelementet for å øke strømningen i den andre kanalen når en forbestemt trykkforskjell forekommer i den andre kanalen.
[00027] Selv om den foregående beskrivelsen tar for seg konkrete utførelsesformer av oppfinnelsen, vil forskjellige endringer vil være nærliggende for fagmannen. Det er meningen at alle variasjoner som faller innenfor rammen av de vedføyde kravene skal omfattes av beskrivelsen over.
Claims (16)
1. System for å sprøyte inn et injeksjonsfluid i en brønn, omfattende:
en kontrollkabel anordnet i brønnen, der kontrollkabelen er innrettet for å frakte injeksjonsfluidet;
flere dyser innrettet for å motta injeksjonsfluidet fra kontrollkabelen; og
et strømningsreguleringselement tilknyttet hver dyse, der hvert strømningsreguleringselement er innrettet for å regulere strømning av injeksjonsfluidet gjennom den tilhørende dysen.
2. System ifølge krav 1, der hvert strømningsreguleringselement er innrettet for å begrense strømning av injeksjonsfluidet gjennom den tilhørende dysen; der hver strømningsbegrensning er valgt for å bevirke hver dyse til å levere en forhåndssatt mengde injeksjonsfluid.
3. System ifølge krav 2, der hver dyse leverer hovedsakelig samme mengde injeksjonsfluid.
4. System ifølge krav 2, der strømningsreguleringselementet omfatter en åpning.
5. System ifølge krav 3, der minst to strømningsreguleringselementer har åpninger av forskjellig størrelse.
6. System ifølge krav 1, videre omfattende:
flere trykkfølere anordnet langs kontrollkabelen;
en innsprutingsenhet innrettet for å levere fluid inn i kontrollkabelen; og
en styringsenhet operativt koblet til innsprutingsenheten, der styringsenheten er innrettet for å aktivere innsprutingsenheten som reaksjon på målinger fra trykkfølerne.
7. System ifølge krav 1, videre omfattende:
minst ett filter anordnet i kontrollkabelen.
8. System ifølge krav 7, videre omfattende:
en første og en andre kanal dannet langs kanalen, der det minst ene filteret er anordnet i den første kanalen; og
et lukkeelement innrettet for å begrense strømning langs den andre kanalen, der lukkeelementet videre er innrettet for å tillate strømning i den andre kanalen når en forbestemt trykkforskjell forekommer i den andre kanalen.
9. Fremgangsmåte for å sprøyte inn et injeksjonsfluid i en brønn, omfattende det å:
frakte injeksjonsfluidet inn i brønnen ved hjelp av en kontrollkabel;
sprute injeksjonsfluidet inn i brønnen ved hjelp av flere dyser; og
regulere strømningen av injeksjonsfluidet gjennom hver dyse ved hjelp av et strømningsreguleringselement tilknyttet hver dyse.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, videre omfattende det å begrense strømning ved hver dyse ved hjelp av det tilhørende strømningsreguleringselementet; der strømningsbegrensningene gjør at hver dyse leverer en forhåndssatt mengde injeksjonsfluid.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, videre omfattende det å levere hovedsakelig samme mengde injeksjonsfluid fra hver dyse.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, der strømningsreguleringselementet omfatter en åpning.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der minst to strømningsreguleringselementer har åpninger av forskjellig størrelse.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 9, videre omfattende det å:
anordne flere trykkfølere langs kontrollkabelen;
levere injeksjonsfluidet inn i kontrollkabelen ved hjelp av en innsprutingsenhet; og
styre innsprutingsenheten med bruk av en styringsenhet innrettet for å aktivere innsprutingsenheten som reaksjon på målinger fra trykkfølerne.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å:
filtrere injeksjonsfluidet i kontrollkabelen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, videre omfattende det å:
danne en første og en andre kanal langs kanalen, idet injeksjonsfluidet filtreres i den første kanalen;
begrense strømning i den andre kanalen ved hjelp av et lukkeelement;
forflytte lukkeelementet for å øke strømningen i den andre kanalen når en forbestemt trykkforskjell forekommer i den andre kanalen.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US5843908P | 2008-06-03 | 2008-06-03 | |
US12/475,303 US8863833B2 (en) | 2008-06-03 | 2009-05-29 | Multi-point injection system for oilfield operations |
PCT/US2009/045889 WO2009149031A2 (en) | 2008-06-03 | 2009-06-02 | Multi-point injection system for oilfield operations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20101733L true NO20101733L (no) | 2010-12-20 |
NO344654B1 NO344654B1 (no) | 2020-02-24 |
Family
ID=41378346
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20101733A NO344654B1 (no) | 2008-06-03 | 2010-12-13 | System og fremgangsmåte for å sprøyte inn et injeksjonsfluid i en brønn |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8863833B2 (no) |
AU (1) | AU2009256367B2 (no) |
BR (1) | BRPI0913381B1 (no) |
GB (1) | GB2473161B (no) |
MX (1) | MX340150B (no) |
MY (1) | MY159227A (no) |
NO (1) | NO344654B1 (no) |
SA (1) | SA109300350B1 (no) |
WO (1) | WO2009149031A2 (no) |
Families Citing this family (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9309735B2 (en) * | 2008-06-17 | 2016-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for maintaining operability of a downhole actuator |
US8430162B2 (en) * | 2009-05-29 | 2013-04-30 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous downhole scale monitoring and inhibition system |
GB0910978D0 (en) * | 2009-06-25 | 2009-08-05 | Wellmack Resources Ltd | Method and apparatus for monitoring fluids |
US8408314B2 (en) * | 2009-10-06 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
US20130180722A1 (en) * | 2009-12-04 | 2013-07-18 | Schlumberger Technology Corporation | Technique of fracturing with selective stream injection |
US8490704B2 (en) * | 2009-12-04 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology | Technique of fracturing with selective stream injection |
US8857454B2 (en) * | 2010-02-08 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Valving system and method of selectively halting injection of chemicals |
US8424600B2 (en) * | 2010-05-24 | 2013-04-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods and systems for treating subterranean wells |
NO336049B1 (no) | 2010-10-22 | 2015-04-27 | Seabox As | Teknisk system, fremgangsmåte og anvendelse for online måling og overvåking av partikkelinnholdet i en injeksjonsvannstrøm i en undervannsledning |
US8910714B2 (en) * | 2010-12-23 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the downhole temperature during fluid injection into oilfield wells |
US9074463B2 (en) | 2010-12-30 | 2015-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Method and devices for terminating communication between a node and a carrier |
US20120292044A1 (en) * | 2011-02-03 | 2012-11-22 | Patel Dinesh R | Telemetric chemical injection assembly |
US8893794B2 (en) * | 2011-02-16 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated zonal contact and intelligent completion system |
US9335195B2 (en) * | 2011-02-16 | 2016-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Multiphase meter to provide data for production management |
US20120318367A1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Valving system and method of injecting chemicals |
US9062518B2 (en) | 2011-08-23 | 2015-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Chemical injection system |
SG194941A1 (en) * | 2011-08-29 | 2013-12-30 | Halliburton Energy Serv Inc | Downhole fluid flow control system and method having dynamic response to local well conditions |
US8701777B2 (en) | 2011-08-29 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having dynamic response to local well conditions |
HUE032510T2 (en) * | 2011-09-19 | 2017-09-28 | Abb Inc | Auxiliary gas support for fossil fuel wells |
CA2854787A1 (en) * | 2011-11-07 | 2013-05-16 | Oklahoma Safety Equipment Company, Inc. (Oseco) | Pressure relief device, system, and method |
US20140000889A1 (en) * | 2012-06-28 | 2014-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Wireline flow through remediation tool |
GB2515533A (en) * | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Vetco Gray Controls Ltd | Monitoring a hydraulic fluid filter |
US10100594B2 (en) * | 2013-06-27 | 2018-10-16 | Ge Oil & Gas Uk Limited | Control system and a method for monitoring a filter in an underwater hydrocarbon well |
US9388664B2 (en) * | 2013-06-27 | 2016-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic system and method of actuating a plurality of tools |
CA2918808A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Schlumberger Canada Limited | Sand control system and methodology |
GB2518626A (en) * | 2013-09-25 | 2015-04-01 | Venture Engineering Services Ltd | Well apparatus and method for use in gas production |
WO2015065869A1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-05-07 | Shell Oil Company | Method and system for monitoring fluid flow in a conduit |
CA2945051C (en) | 2014-04-11 | 2022-07-26 | Bristol, Inc., D/B/A Remote Automation Solutions | Injection flow controller for water and steam |
CA2945000C (en) * | 2014-04-24 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture growth monitoring using em sensing |
EP4102027A1 (en) * | 2014-10-28 | 2022-12-14 | OneSubsea IP UK Limited | Additive management system |
EP3371492B1 (en) | 2015-11-06 | 2021-07-07 | Oklahoma Safety Equipment Company, Inc. | Rupture disc device and method of assembly thereof |
BR112018067277B1 (pt) * | 2016-03-28 | 2022-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema de teste de pressão para um furo de poço, sistema de furo de poço para introdução de produtos químicos no mesmo e método para injetar produtos químicos em um furo de poço |
US11293268B2 (en) | 2020-07-07 | 2022-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole scale and corrosion mitigation |
CN115492558B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法 |
Family Cites Families (77)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1379815A (en) * | 1920-07-30 | 1921-05-31 | Hall James Robert | Oil-well screen and liner cleaner |
US3211225A (en) | 1963-05-28 | 1965-10-12 | Signal Oil & Gas Co | Well treating apparatus |
US3710867A (en) | 1971-01-05 | 1973-01-16 | Petrolite Corp | Apparatus and process for adding chemicals |
US4064936A (en) | 1976-07-09 | 1977-12-27 | Mcclure L C | Chemical treating system for oil wells |
US4040960A (en) | 1976-07-26 | 1977-08-09 | Lrs Research Limited | Catch basin processing apparatus |
FR2421272A1 (fr) | 1978-03-28 | 1979-10-26 | Europ Propulsion | Systeme pour la telecommande et l'entretien d'une tete de puits immergee |
US4258787A (en) | 1979-07-11 | 1981-03-31 | Baker International Corporation | Subterranean well injection apparatus |
US4354553A (en) | 1980-10-14 | 1982-10-19 | Hensley Clifford J | Corrosion control downhole in a borehole |
US4436148A (en) | 1981-04-27 | 1984-03-13 | Richard Maxwell | Chemical treatment for oil wells |
US4375833A (en) | 1981-09-04 | 1983-03-08 | Meadows Floyd G | Automatic well treatment system |
US4635723A (en) | 1983-07-07 | 1987-01-13 | Spivey Melvin F | Continuous injection of corrosion-inhibiting liquids |
US4566536A (en) | 1983-11-21 | 1986-01-28 | Mobil Oil Corporation | Method for operating an injection well in an in-situ combustion oil recovery using oxygen |
US4580952A (en) | 1984-06-07 | 1986-04-08 | Eberle William J | Apparatus for lifting liquids from subsurface reservoirs |
US4582131A (en) | 1984-09-26 | 1986-04-15 | Hughes Tool Company | Submersible chemical injection pump |
US4665981A (en) | 1985-03-05 | 1987-05-19 | Asadollah Hayatdavoudi | Method and apparatus for inhibiting corrosion of well tubing |
US4605062A (en) | 1985-06-10 | 1986-08-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Subsurface injection tool |
US4648457A (en) | 1985-10-24 | 1987-03-10 | Baker Oil Tools, Inc. | Injection control device for subterranean well conduit |
JPS62110135A (ja) | 1985-11-08 | 1987-05-21 | Cosmo Co Ltd | アスフアルテン濃度定量方法および装置 |
US4721158A (en) | 1986-08-15 | 1988-01-26 | Amoco Corporation | Fluid injection control system |
US4747451A (en) | 1987-08-06 | 1988-05-31 | Oil Well Automation, Inc. | Level sensor |
US4974929A (en) | 1987-09-22 | 1990-12-04 | Baxter International, Inc. | Fiber optical probe connector for physiologic measurement devices |
US4832121A (en) | 1987-10-01 | 1989-05-23 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Methods for monitoring temperature-vs-depth characteristics in a borehole during and after hydraulic fracture treatments |
US4830112A (en) | 1987-12-14 | 1989-05-16 | Erickson Don J | Method and apparatus for treating wellbores |
US4907857A (en) | 1988-07-25 | 1990-03-13 | Abbott Laboratories | Optical fiber distribution system for an optical fiber sensor |
US4901563A (en) | 1988-09-13 | 1990-02-20 | Atlantic Richfield Company | System for monitoring fluids during well stimulation processes |
US5147561A (en) | 1989-07-24 | 1992-09-15 | Burge Scott R | Device for sampling and stripping volatile chemicals within wells |
US5503473A (en) | 1989-08-02 | 1996-04-02 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Automatic cementing system for precisely obtaining a desired cement density |
US5172717A (en) | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
US5059790A (en) | 1990-03-30 | 1991-10-22 | Fiberchem, Inc. | Reservoir fiber optic chemical sensors |
US5115811A (en) | 1990-04-30 | 1992-05-26 | Medtronic, Inc. | Temperature measurement and compensation in a fiber-optic sensor |
US5098659A (en) | 1990-09-24 | 1992-03-24 | Abbott Laboratories | Apparatus for continuously monitoring a plurality of chemical analytes through a single optical fiber and method of making |
US5517593A (en) | 1990-10-01 | 1996-05-14 | John Nenniger | Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint |
US5335730A (en) | 1991-09-03 | 1994-08-09 | Cotham Iii Heman C | Method for wellhead control |
JPH06511082A (ja) | 1991-09-18 | 1994-12-08 | アイオワ・ステート・ユニバーシティー・リサーチ・ファウンデーション・インコーポレーテッド | 二波長型光度計及びファイバオプチック検知器プローブ |
EP0533333A3 (en) | 1991-09-19 | 1993-07-28 | Texaco Development Corporation | Optical photometry system |
US5209301A (en) | 1992-02-04 | 1993-05-11 | Ayres Robert N | Multiple phase chemical injection system |
US5353237A (en) | 1992-06-25 | 1994-10-04 | Oryx Energy Company | System for increasing efficiency of chemical treatment |
US5285715A (en) | 1992-08-06 | 1994-02-15 | Hr Textron, Inc. | Electrohydraulic servovalve with flow gain compensation |
US6022748A (en) | 1997-08-29 | 2000-02-08 | Sandia Corporation - New Mexico Regents Of The University Of California | Sol-gel matrices for direct colorimetric detection of analytes |
US5359681A (en) | 1993-01-11 | 1994-10-25 | University Of Washington | Fiber optic sensor and methods and apparatus relating thereto |
CA2096999C (en) | 1993-05-26 | 1996-11-12 | Neil Edmunds | Stabilization and control of surface sagd production wells |
GB9324334D0 (en) | 1993-11-26 | 1994-01-12 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
DE4407345A1 (de) | 1994-03-05 | 1995-09-07 | Testo Gmbh & Co | Verfahren und Vorrichtung zum Messen eines Gasmediums mit einem chemischen Sensor |
GB9418695D0 (en) | 1994-09-16 | 1994-11-02 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote deployment of valves |
US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
US6006832A (en) | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US5829520A (en) | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
US5567622A (en) | 1995-07-05 | 1996-10-22 | The Aerospace Corporation | Sensor for detection of nitrogen dioxide and nitrogen tetroxide |
US5672515A (en) | 1995-09-12 | 1997-09-30 | Optical Sensors Incorporated | Simultaneous dual excitation/single emission fluorescent sensing method for PH and pCO2 |
US5714121A (en) | 1995-09-28 | 1998-02-03 | Optical Sensors Incorporated | Optical carbon dioxide sensor, and associated methods of manufacture |
US6026847A (en) | 1995-10-11 | 2000-02-22 | Reinicke; Robert H. | Magnetostrictively actuated valve |
GB9603251D0 (en) | 1996-02-16 | 1996-04-17 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensing one or more parameters |
GB9606673D0 (en) | 1996-03-29 | 1996-06-05 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
US5735346A (en) | 1996-04-29 | 1998-04-07 | Itt Fluid Technology Corporation | Fluid level sensing for artificial lift control systems |
US6082452A (en) | 1996-09-27 | 2000-07-04 | Baker Hughes, Ltd. | Oil separation and pumping systems |
US20040043501A1 (en) | 1997-05-02 | 2004-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and chemical injection utilizing fiber optics |
CA2524554C (en) | 1997-05-02 | 2007-11-27 | Sensor Highway Limited | Electrical energy from a wellbore light cell |
DE69808759D1 (de) | 1997-06-09 | 2002-11-21 | Baker Hughes Inc | System zur überwachung und steuerung für chemische behandlung einer ölbohrung |
US6125938A (en) | 1997-08-08 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control module system for subterranean well |
US5992230A (en) | 1997-11-15 | 1999-11-30 | Hoffer Flow Controls, Inc. | Dual rotor flow meter |
US5937946A (en) | 1998-04-08 | 1999-08-17 | Streetman; Foy | Apparatus and method for enhancing fluid and gas flow in a well |
US6026904A (en) | 1998-07-06 | 2000-02-22 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for commingling and producing fluids from multiple production reservoirs |
GB2361730B (en) | 1998-12-21 | 2003-05-07 | Baker Hughes Inc | Closed loop chemical injection and monitoring system for oilfield operations |
US7389787B2 (en) | 1998-12-21 | 2008-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop additive injection and monitoring system for oilfield operations |
US6257332B1 (en) | 1999-09-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
US6840316B2 (en) * | 2000-01-24 | 2005-01-11 | Shell Oil Company | Tracker injection in a production well |
US6394184B2 (en) | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US6427776B1 (en) * | 2000-03-27 | 2002-08-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sand removal and device retrieval tool |
US6491098B1 (en) * | 2000-11-07 | 2002-12-10 | L. Murray Dallas | Method and apparatus for perforating and stimulating oil wells |
US6481503B2 (en) | 2001-01-08 | 2002-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Multi-purpose injection and production well system |
NO337346B1 (no) | 2001-09-10 | 2016-03-21 | Ocean Riser Systems As | Fremgangsmåter for å sirkulere ut en formasjonsinnstrømning fra en undergrunnsformasjon |
US7686101B2 (en) * | 2001-11-07 | 2010-03-30 | Alice Belew, legal representative | Method and apparatus for laterally drilling through a subterranean formation |
DE60315304D1 (de) | 2002-08-14 | 2007-09-13 | Baker Hughes Inc | Unterwasser-einspritzungeinheit zum einspritzen von chemischen zusatzstoffen und überwachungssystem für ölförderbetriebe |
US7464752B2 (en) * | 2003-03-31 | 2008-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
US20050150552A1 (en) | 2004-01-06 | 2005-07-14 | Randy Forshey | Device, method, and system for controlling fluid flow |
CA2486137C (en) | 2004-11-23 | 2012-11-27 | Larry Saik | Mobile slurrying and cleaning system for residual oil contaminated sand |
US7377322B2 (en) * | 2005-03-15 | 2008-05-27 | Peak Completion Technologies, Inc. | Method and apparatus for cementing production tubing in a multilateral borehole |
-
2009
- 2009-05-29 US US12/475,303 patent/US8863833B2/en active Active
- 2009-06-01 SA SA109300350A patent/SA109300350B1/ar unknown
- 2009-06-02 WO PCT/US2009/045889 patent/WO2009149031A2/en active Application Filing
- 2009-06-02 GB GB1020324.8A patent/GB2473161B/en active Active
- 2009-06-02 MX MX2010013080A patent/MX340150B/es active IP Right Grant
- 2009-06-02 BR BRPI0913381A patent/BRPI0913381B1/pt active IP Right Grant
- 2009-06-02 MY MYPI2010005743A patent/MY159227A/en unknown
- 2009-06-02 AU AU2009256367A patent/AU2009256367B2/en active Active
-
2010
- 2010-12-13 NO NO20101733A patent/NO344654B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2009149031A3 (en) | 2010-03-11 |
BRPI0913381A2 (pt) | 2015-11-24 |
MX340150B (es) | 2016-06-28 |
US20090294123A1 (en) | 2009-12-03 |
BRPI0913381B1 (pt) | 2019-08-27 |
GB2473161B (en) | 2012-08-08 |
GB2473161A (en) | 2011-03-02 |
NO344654B1 (no) | 2020-02-24 |
MX2010013080A (es) | 2011-03-03 |
SA109300350B1 (ar) | 2014-02-26 |
US8863833B2 (en) | 2014-10-21 |
AU2009256367B2 (en) | 2014-08-14 |
MY159227A (en) | 2016-12-30 |
AU2009256367A1 (en) | 2009-12-10 |
WO2009149031A2 (en) | 2009-12-10 |
GB201020324D0 (en) | 2011-01-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20101733L (no) | Flerpunkts injeksjonssystem for oljefeltoperasjoner | |
US10472916B2 (en) | Subsea tree and methods of using the same | |
US20210252431A1 (en) | Automated sand detection and handling system for oil and gas well operations | |
US20080264495A1 (en) | Method and Apparatus for Preventing Slug Flow in Pipelines | |
BRPI0919621B1 (pt) | Método de injetar fluido e sistema de injeção de fluido para injeção em um poço | |
EA016978B1 (ru) | Трубчатый элемент с клапанами, автоматически регулирующими поток текучей среды в трубчатый элемент или из него | |
RU2488687C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины | |
EP3256690A1 (en) | Wellbore injection system | |
US20120199365A1 (en) | Chemical injection regulation mechanism | |
EA022511B1 (ru) | Оборудование и способы улучшенного регулирования объема подводной добычи | |
US11261705B2 (en) | Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities | |
US10947818B2 (en) | System and method for detection and control of the deposition of flow restricting substances | |
AU2020285534B2 (en) | Injection valve arrangement with switched bypass and method | |
RU126365U1 (ru) | Устройство для дозирования реагента в скважину | |
RU2725406C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами | |
US20180238129A1 (en) | Manifold assembly for a mineral extraction system | |
US20110146992A1 (en) | Controllable Chemical Injection For Multiple Zone Completions | |
RU2714898C1 (ru) | Система поддержания пластового давления | |
NO343596B1 (no) | System og fremgangsmåte for brønnkompletteringsutstyr | |
RU2327861C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой | |
RU1810498C (ru) | Способ дозировани реагента в скважину | |
NO335690B1 (no) | Avleiringsindikator for en fluidstrømningsledning samt framgangsmåte for overvåking av en avleiringstilstand i en fluidstrømningsledning | |
CA1232195A (en) | Method and means to pump a well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |