NO20110181A1 - Innstromningsstyringsanordning som anvender et vannfolsomt middel - Google Patents

Innstromningsstyringsanordning som anvender et vannfolsomt middel Download PDF

Info

Publication number
NO20110181A1
NO20110181A1 NO20110181A NO20110181A NO20110181A1 NO 20110181 A1 NO20110181 A1 NO 20110181A1 NO 20110181 A NO20110181 A NO 20110181A NO 20110181 A NO20110181 A NO 20110181A NO 20110181 A1 NO20110181 A1 NO 20110181A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
flow
fluid
flow paths
water
control device
Prior art date
Application number
NO20110181A
Other languages
English (en)
Inventor
Martin P Coronado
James B Crews
Aaron C Hammer
Tianping Tim Huang
Original Assignee
Baker Hughes Inc
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 Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO20110181A1 publication Critical patent/NO20110181A1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/08Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Sanitary Device For Flush Toilet (AREA)
  • Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)

Abstract

Et apparat for å styre fluidstrømning inn i et rør innbefatter en innstrømningsstyringsanordning med et flertall av strømningsbaner; og et reaksjonsmiddel anbrakt i hver av strømningsbanene. Reaksjonsmiddelet kan forandre permeabilitet ved gjensidig reaksjon med et valgt fluid, slik som vann. To eller flere av strømningsbanene kan være hydraulisk parallelle. Reaksjonsmiddelet kan innbefatte en relativ permeabilitets-modifikator. En tilhørende fremgangsmåte kan innbefatte transportering av fluidet via et flertall av strømningsbaner, og styring av en motstand mot strømning i flertall av strømningsbaner ved å benytte et reaksjonsmiddel anbrakt i hver av strømningsbanene. Et tilhørende system kan innbefatte et brønnboringsrør; en innstrømnings-styringsanordning; en hydraulisk krets formet i innstrømnings-styringsanordningen; og et reaksjonsmiddel anbrakt i den hydrauliske krets, reaksjonsmiddelet kan forandre permeabilitet ved gjensidig å reagere med et valgt fluid.

Description

KRYSSREFERANSE TIL RELATERTE SØKNADER
Denne søknad er en delvis fortsettelse av US-patent søknad serie nr. 11/871685 innlevert 12. Oktober 2007 og også en delvis fortsettelse av US-patent søknad serie nr. 11/875669 innlevert 19. Oktober 2007.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Området for oppfinnelsen
[0001]Oppfinnelsen angår generelt systemer og fremgangsmåter for selektiv eller adaptiv styring av fluidstrømning inn i en produksjonsstreng i en brønnboring.
2. Beskrivelse av relatert teknikk
[0002]Hydrokarboner, slik som olje og gass, er utvunnet fra en underjordisk formasjon ved å benytte en brønnboring boret inn i formasjonen. Slike brønner er typisk ferdigstilt ved å plassere et foringsrør langs brønnboringslengden og perforering av foringsrøret tilstøtende hver slik produksjonssone for å trekke ut formasjonsfluidene (slik som hydrokarboner) inn i brønnboringen. Disse produksjonssoner er noen ganger atskilt fra hverandre ved å installere en pakning mellom produksjonssonene. Fluid fra hver produksjonssone som går inn i brønn-boringen er trukket inn i et rør som forløper til overflaten. Det er ønskelig å ha vesentlig jevn drenering langs produksjonssonen. Ujevn drenering kan resultere i uønskede forhold slik som en invasiv gass- eller vannkonus. I tilfelle av for eksempel en oljeproduserende brønn kan en gasskonus bevirke en innstrømning av gass inn i brønnboringen som betydelig kan redusere oljeproduksjonen. På samme måte kan en vannkonus bevirke en innstrømning av vann inn i den oljeproduserende strøm som reduserer mengden og kvaliteten på den produserte olje. Følgelig er det ønskelig å tilveiebringe jevn drenering over en produksjonssone og/eller evnen til selektivt å stenge av eller redusere innstrømning innen produksjonssoner som påkjennes av en uønskelig innstrømning av vann og/eller gass.
[0003]Den foreliggende oppfinnelse adresserer disse og andre behov i den tidligere kjente teknikk.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0004]I aspekter tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse et apparat for å styre fluidstrømning inn i en boring til et rør i en brønnboring. Apparatet kan innbefatte en innstrømningsstyringsanordning som innbefatter et flertall av strømningsbaner som transporterer fluidet fra formasjonen inn i boringen av brønnboringsrøret. To eller flere av strømningsbanene kan være i hydraulisk parallell innretning for å tillate fluid å strømme på en parallell måte. Reaksjonsmediene kan forandre permeabiliteten ved å virke sammen med et valgt fluid. I noen utførelser kan reaksjonsmedia reagere med vann. I noen anvendelser kan en strømningsbane være serieinnrettet med de parallelle strømningsbaner. I noen utførelser kan apparatet innbefatte et strømningsstyringselement hvor hydrauliske parallelle strømningsbaner er dannet. I aspekter kan reaksjonsmedia innbefatte en relativ permeabilitetsmodifikator (Relative Permeability Modifier). I utførelser kan reaksjonsmedia øke en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet øker i fluidet fra formasjonen og minsker en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet minsker i fluidet fra formasjonen. Reaksjonsmedia kan være formulert for å forandre en parameter relatert til strømningsbanen. Eksemplifiserende parametere innbefatter, men er ikke begrenset til permeabilitet, krokethet, turbulens, viskositet og tverrsnittsmessig strømningsareal.
[0005]I aspekter tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for å styre en strømning av et fluid inn i et rør i en brønnboring. Fremgangsmåten kan innbefatte transportering av fluidet via et flertall av strømningsbaner fra formasjonen inn i brønnboringsrøret; og styring av en motstand mot strømning i et flertall av strømningsbaner ved å benytte et reaksjonsmiddel anbrakt i to eller flere av strømningsbanene. To eller flere av strømningsbanene kan være i hydraulisk parallell innretning. I aspekter kan fremgangsmåten også innbefatte re-konfigurering av reaksjonsmidlene på stedet.
[0006]I aspekter tilveiebringer videre den foreliggende oppfinnelse et system for å styre en strømning av fluid fra en underjordisk formasjon. Systemet kan innbefatte et brønnboringsrør med en boring utformet for å transportere fluidet fra under-overflateformasjonen til overflaten; en innstrømningsstyringsanordning posisjonert i brønnboringen; en hydraulisk krets formet i innstrømningsstyringsanordningen som transporterer fluidet fra formasjonen inn i boringen av brønnboringsrøret; og et reaksjonsmiddel anbrakt i den hydrauliske krets som forandrer permeabiliteten ved å virke sammen med et valgt fluid. Den hydrauliske krets kan innbefatte to eller flere hydrauliske parallelle strømningsbaner. I aspekter kan systemet innbefatte et konfigurasjonsverktøy som konfigurerer reaksjonsmidlene på stedet. Den hydrauliske krets kan innbefatte et første sett av parallelle strømningsbaner i serieinnretning med et andre sett av parallelle strømningsbaner.
[0007]Det skal forstås at eksempler på de mer viktige trekk med oppfinnelsen er oppsummert istedenfor i store trekk for at den detaljerte beskrivelse av denne som følger bedre kan forstås, og for at bidragene til teknikken kan verdsettes. Det er selvfølgelig ytterligere egenskaper med oppfinnelsen som vil beskrives heretter og som vil danne gjenstanden for de vedføyde kravene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0008]Fordelene og ytterligere aspekter av oppfinnelsen vil lett forstås av de som er normalt faglært på området, da disse vil bedre forstås med referanse til den følgende detaljerte beskrivelse sett i forbindelse med de vedføyde tegninger, i hvilke like henvisningsbetegnelser angir like eller lignende elementer ut gjennom de mange figurer av tegningen og hvori: Figur 1 er et skjematisk oppriss av en eksemplifiserende flersone-brønnboring og produksjonssammenstilling som innbefatter et innstrømnings-styringssystem i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 2 er et skjematisk oppriss av en eksemplifiserende åpenhulls produksjonssammenstilling som innbefatter et innstrømningsstyringssystem i henhold ti en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Figur 3 er et skjematisk tverrsnittsriss av en eksemplifiserende produksjonsstyringsanordning laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 4 illustrerer skjematisk en eksemplifiserende innstrømningsstyrings-anordning laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 5 og 6 illustrerer eksemplifiserende reaksjoner for innstrømnings-styringsanordninger laget i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Figur 7 illustrerer skjematisk et eksemplifiserende arrangement for strømningsstyringselementer benyttet i en innstrømningsstyringsanordning laget i henhold til den foreliggende oppfinnelse; og Figur 8 illustrerer skjematisk en unde rove rf late produksjonsanordning som benytter innstrømningsstyringsanordninger laget i henhold til den foreliggende oppfinnelse og en illustrativ konfigurasjonsanordning for å konfigurere slike innstrømningsstyringsanordninger.
DETALJERT BESKRIVELSE AV DE FORETRUKNE UTFØRELSER
[0009]Den foreliggende oppfinnelse angår anordninger og fremgangsmåter for å styre fluidproduksjon ved en hydrokarbon-produserende brønn. Den foreliggende oppfinnelse er mottakelig for utførelser med forskjellige former. Det er vist i tegningene, og vil heri være beskrevet i detalj, spesifikke utførelser av den foreliggende oppfinnelse med den forståelse at den foreliggende beskrivelse skal anses som en eksemplifisering av prinsippene i oppfinnelsen, og er ikke ment å begrense oppfinnelsen til det som er illustrert og beskrevet heri.
[0010]I utførelser kan strømningen av formasjonsfluider inn i brønnboringsrøret og en oljebrønn være styrt, i det minste delvis, ved å benytte en innstrømnings-styringsanordning som inneholder et middel som kan virke sammen med én eller flere spesifiserte fluider produsert fra en undergrunnsformasjon. Interaksjonen kan være kalibrert eller konstruert slik at en strømningsparameter (f.eks. strømnings-mengde) av innstrømningsformasjonsfluidet varierer i henhold til et forhåndsbestemt forhold til en valgt fluidparameter (f.eks. vanninnhold, fluidhastighet, gassinnhold, etc). Midlene kan innbefatte et materiale som gjensidig reagerer kjemisk, ionisk, og/eller mekanisk med en komponent til innstrømningsformasjonsfluidene på en forhåndsbeskrevet måte. Denne interaksjonen kan variere en motstand mot strømning over innstrømningsstyringsanordningen slik at en ønsket verdi eller verdier for en valgt strømningsparameter slik som strømningsmengde er etablert for innstrømningsstyringsanordningen. Idet lærene i den foreliggende oppfinnelse kan anvendes for en varietet av underoverflate-anvendelser vil for enkelhets skyld illustrative utførelser av slike innstrømningsstyringsanordninger beskrives i sammenheng med hydrokarbon produksjonsbrønner.
[0011]Først med referanse til fig. 1 er det der vist en eksemplifiserende brønn-boring 10 som er boret gjennom jorden 12 og inn i et par av formasjoner 14, 16 fra hvilke det er ønskelig å produsere hydrokarboner. Brønnboringen 10 er foret med metallforingssrør og sement, som er kjent på fagområdet, og et antall av perforeringer 18 penetrerer og strekker seg inn i formasjoner 14, 16 slik at produksjonsfluider kan strømme fra formasjoner 14, 16 i brønnboringen 10. Brønnboringen 10 håret avbøyd eller vesentlig horisontalt ben 19. Brønnboringen 10 har en senere trinns produksjonssammenstilling, generelt indikert ved 20, anbrakt deri ved en rørstreng 22 som strekker seg nedover fra et brønnhode 24 ved overflaten 26 av brønnboringen 10. Produksjonssammenstilling 20 danner en indre aksial strømningsboring 28 langs sin lengde. Et ringrom 30 er dannet mellom produksjonssammenstilling 20 og brønnboringsforingsrøret. Produksjonssammenstilling 20 har et avbøyd, generelt horisontalt parti 32 som strekker seg langs det avbøyde ben 19 til brønnboringen 10. Produksjonsnipler 34 er posisjonert ved valgte punkter langs produksjonssammenstillingen 20. Valgfritt er hver produksjonsanordning 34 isolert innen brønnboringen 10 ved et par av pakningsanordninger 36. Selv om kun to produksjonsanordninger 34 er vist i fig. 1 kan det i virkeligheten være et stort antall av slike produksjonsanordninger anordnet i seriefasong langs det horisontale parti 32.
[0012]Hver produksjonsanordning 34 viser en produksjonsstyringsanordning 38 som er benyttet for å styre én eller flere aspekter av en strømning av én eller flere fluider inn i produksjonssammenstilling 20. Som benyttet heri innbefatter betegnelsen "fluid" eller "fluider" væsker, gasser, hydrokarboner, multifase fluider, blandinger av to eller flere fluider, vann, saltoppløsning, konstruerte fluider slik boreslam, fluider injisert fra overflaten slik som vann, og naturlig oppstående fluider slik som olje og gass. I tillegg skal referanser til vann tolkes til også å innbefatte vannbaserte fluider; f.eks. saltoppløsning eller salt vann. I henhold til utførelser av den foreliggende oppfinnelse kan produksjonsstyringsanordning 38 ha et antall av alternative konstruksjoner som sikrer selektiv operasjon og styrt fluidstrømning derigjennom.
[0013]Figur 2 illustrerer et eksemplifiserende åpenhulls brønnborings-arrangement 11 hvor produksjonsanordningene til den foreliggende oppfinnelse kan benyttes. Konstruksjon og operasjon av åpenhulls brønnboringen 11 er lik i de fleste henseender med brønnboringen 10 beskrevet tidligere. Brønnborings-arrangementet 11 har imidlertid et ikke-foret og ikke-sementert borehull som er direkte åpen til formasjonen 14,16. Produksjonsfluider strømmer derfor direkte fra formasjonene 14, 16 og inn i ringrommet 30 som er dannet mellom produksjons sammenstilling 21 og veggen av brønnboringen 11. Det er ingen perforeringer, og åpenhulls pakninger 36 kan benyttes for å isolere produksjonsstyringsanordningene 38. Egenskapen til produksjonsstyringsanordningen er slik at fluid-strømmen er styrt fra formasjonen 16 og direkte til den nærmeste produksjonsanordning 34, som således resulterer i en balansert strømning. I noen tilfeller kan pakninger utelates fra den åpne hulkompletteringen.
[0014]Nå med referanse til fig. 3 er det der vist en utførelse av en produksjonsstyringsanordning 100 for å styre strømningen av fluider fra et reservoar inn i en strømningsboring 102 til et rør 104 langs en produksjonsstreng (f.eks. rørstreng 22 i fig. 1). En åpning 122 tillater fluid å strømme mellom produksjonsstyringsanordningen 100 og strømningsboring 102. Denne strømningsstyring kan være en funksjon av én eller flere egenskaper eller parametere av formasjonsfluidet, innbefattende vanninnhold, trykk, fluidhastighet, gassinnhold, etc. Videre kan styreanordningene 100 være fordelt langs en seksjon av en produksjonsbrønn for å tilveiebringe fluidstyring ved flere steder. Dette kan være fordelaktig, for eksempel for å utjevne produksjonsstrømning av olje i situasjoner hvor en større strømningsmengde er antatt ved en "hel" av en horisontal brønn enn ved "tåen" av den horisontale brønn. Bed passende utforming av produksjonsstyringsanordninger 100, slik som ved trykkutjevning eller ved å begrense innstrømning av gass eller vann, kan en brønneier øke sannsynligheten for at et oljebærende reservoar vil drenere effektivt. Eksemplifiserende produksjonsstyringsanordninger er omtalt nedenfor.
[0015]Produksjonsstyringsanordningen 100 kan innbefatte én eller flere av de
følgende komponenter: en partikkelstyringsanordning 110 for å redusere mengden og størrelse av partikler medbrakt i fluidene, en strømningsledelsesanordning 120 som styrer én eller flere dreneringsparametere, og/eller en innstrømningsstyrings-anordning 130 som styrer strømning basert på sammensetningen av innstrømningsfluidet. Partikkelstyringsanordningen 110 kan innbefatte kjente anordninger, slik som sandfiltre og tilhørende gruspakker. Innstrømningsstyrings-anordningen 120 innbefatter et flertall av strømningsbaner mellom en formasjon og et brønnboringsrør som kan være utformet for å styre én eller flere strømnings-egenskaper slik som strømningsmengder, trykk, etc. For eksempel kan strømningsledelsesanordningen 120 benytte en spiralstrømningsbane for å
redusere en strømningsmengde av innstrømningsfluidet. Idet innstrømnings-styringsanordningen 130 er vist nedstrøms av partikkelstyringsanordningen 110 i fig. 3, skal forstås at innstrømningsstyringsanordningen 130 kan være posisjonert hvor som helst langs en strømningsbane mellom formasjonen og strømnings-boringen 102. Foreksempel kan innstrømningsstyringsanordningen 130 være integrert i partikkelstyringsanordningen 110. Videre kan innstrømningsstyrings-anordningen være en "alenestående" anordning som kan være benyttet uten en spesiell styringsanordning 110 eller strømningsledelsesanordning 120. Illustrative utførelser er beskrevet nedenfor.
[0016]Ved å gå til fig. 4 er det vist en eksemplifiserende utførelse av en innstrømningsstyringsanordning 130.1 en utførelse kan innstrømningsstyrings-anordningen 130 være utformet for å tilveiebringe dynamisk styring over én eller flere strømningsparametere forbundet med innstrømningsfluidet. Ved dynamisk betyr det at innstrømningsstyringsanordningen 130 kan påtvinge et forhåndsbestemt strømningsregime som er en funksjon av én eller flere variable nedihulls-forhold, slik som mengden av vann i et innstrømningsfluid. Eksemplifiserende strømningsregimer eller funksjonsresponser benyttet av innstrømningsstyrings-anordningen 130 er omtalt nedenfor.
[0017]Nå med referanse til fig. 5 er det der vist illustrative strømningsregimer som kan være benyttet av innstrømningsstyringsanordningen 130. Som vist i fig. 5 kan en strømningsmengde være styrt i samsvar med mengden av vann, eller vanninnhold, i et fluid som strømmer gjennom innstrømningsstyringsanordningen 130.1 fig. 5 svarer x-aksen til en prosentandel av vann i innstrømningsfluidet, eller "vannavstengning", og y-aksen svarer til en prosentandel av en maksimal strømningsmengde gjennom innstrømningsstyringsanordningen 130. Innstrømningsstyringsanordningen kan være utformet med en varietet av forskjellige forhåndsbestemte responser for vanninnhold og forandringer i vanninnhold i innstrømningsfluidet. Disse responser kan i utførelser være kjennetegnet ved matematiske forhold. I tillegg kan innstrømningsstyringsanordningen 130 styre strømningsmengder ettersom vanninnhold både øker og avtar. Det vil si at styringen av strømningsmengde kan være bi-retningsmessig/reversibel og dynamisk/adaptiv. Ved dynamisk/adaptiv betyr det at innstrømningsstyrings-anordningen 130 reagerer på forandringer i nedihullsmiljøet. I tillegg kan det bi- retningsmessige eller reversible aspekt av innstrømningsstyringsanordningen 130 være opprettholdt ved å utforme innstrømningsstyringsanordningen 130 for alltid å tillate en minimal mengde av strømning, selv ved meget høye vannavstengninger.
[0018]I et første eksempel kan egenskapen til innstrømningsstyringsanordningen 130 være kjennetegnet ved linje 140, hvori strømningsmengder er holdt vesentlig konstant når innstrømningen er for det meste vann eller for det meste olje, men variert i det mellomliggende området hvor olje/vann-forholdet er mer balansert. Linje 140 kan ha et første segment representert mellom punkt 142 og punkt 144, hvori en generell statisk eller fast maksimal strømningsmengde, f.eks. etthundre prosent, er fremskaffet for vannavstengning som varierer fra omkring null prosent til kanskje femti prosent. Fra punkt 144 til punkt 146 varierer strømningsmengde omvendt og på en lineær måte med økningen i vannavstengning. Punkt 146 kan grovt sett representere en strømningsmengde på ti prosent av et vannforhold på åttifem prosent. Deretter forandrer ikke økningen i vannavstengning utover åttifem prosent strømningsmengden. Det vil si, strømningsmengden kan forbli ved ti prosent for vannavstengning utover åttifem prosent. Innstrømningsstyrings-anordning 130 kan være utformet for å styre strømningsmengder i begge retninger langs linje 140.
[0019]I et andre eksempel kan egenskapen til innstrømningsstyringsanordningen 130 være kjennetegnet ved linje 148 hvori strømningsmengden er variert omvendt med vannavstengning, så lenge som vannavstengningen forblir under en terskelverdi. Over terskelverdien er strømningsmengden holdt vesentlig konstant. Linjen 148 kan ha et første segment representert mellom punkt 142 og punkt 150. Punkt 142 kan representere en maksimal strømningsmengde ved null prosent vannavstengning og punkt 150 kan representere ti prosent strømningsmengde ved femti prosent vannavstengning. Linjen mellom 142 og punkt 150 kan være til-nærmet ved et matematisk forhold hvori strømningsmengde varierer omvendt og ikke-lineært med økningen i vannavstengning. Deretter forandrer ikke økningen i vannavstengning utover femti prosent strømningsmengden. Det vi si, strømnings-mengden kan forbli ved ti prosent for vannavstengning utover femti prosent.
[0020] I et tredje eksempel kan egenskapen til innstrømningsstyringsanordningen 130 være kjennetegnet ved linje 152 hvor i strømningsmengde mot vannavstengning er styrt av et relativt komplekst forhold for et parti av vannavstengnings- område. Linjen 152 kan innbefatte flere segmenter 154, 156, 158 mellom punkter 142 og 150. Hvert segment 154, 156, 158 kan reflektere forskjellige forhold for strømningsmengde mot vannavstengning. Det første segment 154 kan benytte en bratt negativ helning og være lineær. Det andre segment 156 kan være et platå-type område hvori strømningsmengde ikke varierer med forandringer i vannavstengning. Det tredje segment 158 kan være et relativt ikke-lineært område hvori strømningsmengden varierer omvendt med vannavstengning, men ikke i henhold til en jevn kurve. Deretter forandrer ikke økningen i vannavstengning utover femti prosent strømningsmengden. Det vil si, strømningsmengden kan forbli ved ti prosent av vannavstengning utover femti prosent.
[0021]Nå med referanse til fig. 6 er det der vist andre illustrative strømnings-regimer som kan benyttes av innstrømningsstyringsanordningen 130.1 fig. 6 svarer x-aksen til en prosentandel av vann i innstrømningsfluidet, eller "vannavstengning", og y-aksen svarer til en prosentandel av en maksimal strømnings-mengde gjennom innstrømningsstyringsanordningen 130. Innstrømningsstyrings-anordningen 130 kan være utformet med en relativt kompleks respons til forandringer i vannavstengning. Videre kan strømningsmengden for en gitt vannavstengning være en funksjon av en vannavstengning tidligere påtruffet av innstrømningsstyringsanordningen 130. Det vil si, idet innstrømningsstyrings-anordningen 130 kan være bi-retningsmessig eller reversibel, kan en første strømningsmengde-til-vannavstengningsforhold styre strømningsmengder ettersom vannavstengning øker og en andre strømningsmengde-til-vannavstengningsforhold kan styre strømningsmengder ettersom vannavstengning avtar.
[0022]For eksempel kan en linje 160 som illustrerer en asymmetrisk respons til vannavstengningsvariasjoner være definert av punkter 162,164,166, 168 og 170. Ved punkt 162 er en maksimal strømningsmengde tilveiebrakt for null vannavstengning. Ettersom vannavstengning øker er strømningsmengden redusert på en relativt lineær måte opp til punkt 164, som kan representere en ti prosent strømningsmengde ved seksti prosent vannavstengning. Fra punkt 164 til punkt 166, som kan være nitti prosent vannavstengning eller høyere, forblir strømnings-mengden relativt uforandret ved ti prosent. Ettersom vannavstengning avtar fra noen punkt mellom 164 og punkt 166, fremviser innstrømningsstyrings-anordningen 130 en annen strømningsmengde-til-vannavstengningsforhold. For eksempel, ettersom vannavstengning avtar fra punkt 166, kan strømnings-mengden forbli uforandret inntil punkt 168. Det vil si at strømningsmengde-responsen ikke behøver å følge en bane langs linjen mellom punkt 164 og 162. Punkt 168 kan representere en ti prosent strømningsmengde ved femti prosent vannavstengning. Ettersom vannavstengning faller under femti prosent øker strømningsmengden i henhold til linjen mellom punkt 168 og punkt 170. Det skal bemerkes at ettersom vannavstengning går tilbake til null, kan strømnings-mengden være lavere enn den maksimale strømningsmengde ved punkt 162. Således, idet responslinjen 160 reflekterer en reversibel eller bi-retningsmessig oppførsel for innstrømningsstyringsanordningen 130, behøver ikke strømnings-forhold-variasjonen forbundet med økende vannavstengning å svare til eller stemme overrens med strømningsmengde-variasjonen forbundet med avtagende vannavstengning. Denne asymmetriske oppførsel kan være forhåndsbestemt ved å formulere reaksjonsmaterialet for å variere respons som en funksjon av retningsforandringen i vannavstengning. I andre tilfeller kan den asymmetriske oppførsel være på grunn av begrensninger i et materials evne til fullstendig å gå tilbake til en tidligere form, tilstand eller forhold. I enda andre tilfeller kan en tidsforsinkelse oppstå mellom en tid som en vannavstengning sprer seg i det innstrømmende fluid og tiden vannet som gjensidig reagerer med reaksjons-materiale er renset eller tilstrekkelig fjernet fra reaksjonsmaterialet for å tillate at materialet returnerer til en tidligere tilstand.
[0023] En annen reaksjon hvor strømningsmengden er avhengig av retningen av forandring i vannavstengning er vist ved linje 172. Linje 172 kan være definert ved punkter 162, 174, 176 og 170. Ved punkt 162 er en maksimal strømningsmengde tilveiebrakt for null vannavstengning. Ettersom vannavstengning øker er strømningsmengden redusert på en relativt lineær måte opptil punkt 174, som kan representere en ti prosent strømningsmengde ved førti prosent vannavstengning. Fra punkt 174 til 176 forblir strømningsmengden relativt uforandret ved ti prosent ettersom vannavstengning avtar. Ettersom vannavstengning avtar fra punkt 176, øker strømningsmengden i henhold til linjen eller kurven mellom punkt 176 og punkt 170. Det skal nevnes at ettersom vannavstengning går tilbake til null, kan strømningsmengden være lavere enn den maksimale strømningsmengde ved punkt 162. Derfor, som tidligere, idet responslinjen 172 reflekterer en reversibel eller bi-retningsmessig oppførsel av innstrømningsstyringsanordningen 130, behøver ikke strømningsmengde-variasjonen forbundet med økende vannavstengning å svare til eller stemme overrens med strømningsmengde-variasjonen forbundet med avtagende vannavstengning.
[0024]Nå med referanse til fig. 4, kan i utførelser, innstrømningsstyrings-anordningen 130 innbefatte én eller flere strømningsstyringselementer 132a,b,c som samarbeider for å etablere et spesielt strømningsregime eller styring av en spesiell strømningsparameter for innstrømningsfluidet. Idet tre strømnings-styringselementer er vist, skal det forstås at ethvert antall kan være benyttet. Fordi strømningsstyringselementene 132a,b,c kan være generelt like i sin opprinnelse, er for enkelhets skyld referanser gjort kun til strømningsstyringselementet 132a. Strømningsstyringselementet 132a, som kan være formet som en skive eller ring, kan innbefatte en periferisk rekke av én eller flere strømningsbaner 134. Strømningsbanene 134 tilveiebringer en ledning som tillater fluid å traversere eller krysse legemet av strømningsstyringselementet 132a. Det vil verdsettes at strømningsbaner 134 tilveiebringer hydraulisk parallell strømning over strømnings-styringselementet 132a. Hydraulisk parallell, i ett aspekt, viser til to eller flere ledninger som hver uavhengig tilveiebringer en fluidbane til et felles punkt eller en fluidbane mellom to felles punkter. I et annet aspekt innbefatter hydraulisk parallelle strømningsbaner, strømningsbaner som deler to felles punkter (f.eks. et oppstrøms punkt og et nedstrøms punkt). Ved deling er det ment fluid-kommunikasjon eller en hydraulisk forbindelse med det felles punkt.
[0025]Således sørger generelt strømningsbanene 134 for fluidstrømning over hver av deres tilhørende strømningsstyringselementer 132a,b,c. Selvfølgelig, hvis kun en enkelt strømningsbane 134 er tilstede, så er strømningen bedre kjennetegnet som er seriestrømning over strømningsstyringselementet 132a,b,c.
[0026]I utførelser kan hver strømningsbane 134 være delvis eller fullstendig pakket eller fylt med et reaksjonspermeabelt middel 136 som styrer en motstand mot fluidstrømning på en forhåndsbestemt måte. Passende elementer for å inneholde reaksjonsmidlene 136 i strømningskanaler innbefatter, men er ikke begrenset til, filtre, sintrerte perlepakker, fibermasker, etc. De permeable midler 136 kan være konstruert eller kalibrert for å reagere sammen med én eller flere valgte fluider i innstrømningsfluidet for å variere eller styre en motstand mot strømning over strømningsbanen, hvor reaksjonsmidlene 136 oppholder seg. Ved kalibrere eller kalibrert betyr det at én eller flere egenskaper relatert til kapasiteten av midlene 136 til gjensidig å reagere med vann eller annen fluidkomponent er med hensikt tilpasset eller justert for å oppstå på en forhåndsbestemt måte eller i samsvar med en forhåndsbestemt tilstand eller sett av forhold. I ett aspekt er motstanden styrt ved å variere permeabiliteten over strømningsbanen 134.
[0027]Nå med referanse til fig. 7 er strømningsbanen av det innstrømmende fluidet over innstrømningsstyringsanordningen 130 skjematisk illustrert som en hydraulisk krets. Som vist er strømningsstyringselementene 132a,b,c anordnet på en seriemåte hvorved strømningsbanene 134a1-an, b1-bn, c1-cn innen hvert strømningsstyringselement 132a,b,c hydraulisk parallell. I dette henseende kan strømningsbanene anses som grener som utgjør den hydrauliske krets. For eksempel innbefatter strømningsstyringselement 132a er flertall strømningsbaner 134a1-an, hver av hvilke kan være konstruksjonsmessig parallell. Det vil si at hver strømningsbane 134a tilveiebringer en hydraulisk uavhengig ledning over strømningsstyringselementet 132a. Hver av strømningsstyringselementene 132a,b,c kan være separert ved et ringformet strømningsrom 138.1 en eksemplifiserende strømningstilstand strømmer fluid på en parallell måte fra et felles punkt via i det minste to grener/strømningsbaner 134 over det første strømningsstyringselement 132a. Strømningsbanene 134 i det første strømnings-styringselement 132a kan hver fremvise den samme eller annen motstand mot strømning for det fluidet og at motstanden kan variere avhengig av fluidsammensetning, f.eks. vannavstengning. Fluidet går så ut ved et felles punkt og blander seg i det ringformede rom 138 som atskiller det første strømningsstyringselement 132a og det andre strømningsstyringselement 132b. Fluidet strømmer på en parallell måte over det andre strømningsstyringselement 132a og blander seg i det ringformede rom 138 som separerer det andre strømningsstyringselement 132b og det tredje strømningsstyringselement 132c. Strømningsbanene 134 i det andre strømningsstyringselement 132b kan også hver fremvise den samme eller annen motstand mot strømning for det fluid. Et lignende strømningsmønster skjer gjennom de gjenværende strømningsstyringselementer. Det skal forstås at hvert strømningsstyringselement 132a,b,c så vel som hvert ringformet rom 138 kan være individuelt utformet for å indusere en forandring i en strømningsparameter eller tildele en spesiell strømningsparameter (f.eks. trykk eller strømningsmengde). I ett aspekt kan den hydrauliske krets innbefatte sett av grener som er serieinnrettet. én eller flere av settet av grener kan ha to eller flere grener som er hydraulisk parallell. Således utvider bruken av en kombinasjon av serie og parallelle strømningsbaner så vel som de ringformede rommene området og forfiningen av responsen til innstrømningsstyringsanordningen 130 for forandringer i vannavstengning i innstrømningsfluidet.
[0028]For eksempel, i utførelsene, kan det reaksjonspermeable middelet 136 i minst to av strømningsbanene 134a1-an være formulert for å reagere forskjellig ved eksponering mot en samme vannavstengning. For eksempel, for en 15% vannavstengning, kan midlene i halvparten av strømningsbanene 134a1-an ha en første relativt lav motstand mot strømning (f.eks. relativt høy permeabilitet) mens midlene i den halvdel av strømningsbanene 134a1-an kan en høy motstand mot strømning (f.eks. en relativt lav permeabilitet). I et annet eksempel kan midlene i hver av strømningsbanene 134a1-an ha en distinkt og forskjellig respons til spesiell vannavstengning. Således, kan for eksempel, de permeable midler 136 i strømningsbane 134a1 fremvise en vesentlig økning i permeabilitet når eksponert ved 15% vannavstengning og midlene 136 i strømningsbane 134an kan fremvise en vesentlig minskning i permeabilitet kun når eksponert til en 50% vannavstengning. Midlene 136 i de mellomliggende strømningsbaner, midler 136a2-a(n-1) kan hver fremvise en gradert eller proporsjonsmessig minskning i permeabilitet for vannavstengningsverdier mellom 15% og 50%. Det vil si at midlene i en av disse mellomliggende strømningsbaner kan fremvise en inkrementelt forskjellig reaksjon til en vannavstengning enn midlene i en tilstøtende strømningsbane. Strømningsbanene i strømningselementene 132b,c kan være utformet på samme måte eller på en annen måte.
[0029]På en måte som er noe analog til en elektrisk krets kan derfor permeabiliteten/motstanden i hver av strømningsbanene til innstrømningsstyrings-anordningen 130 så vel som deres relative konstruksjon (f.eks. parallelle og/eller seriegrener) være valgt for å muliggjøre at innstrømningsstyringsanordningen 130 fremviser en ønsket respons på en påført inngang. I tillegg kan permeabiliteten-/motstanden være relativ for vannavstengning, og derfor variabel. Det vil således verdsettes at mange varianter eller permutasjoner er tilgjengelige og kan være benyttet for å oppnå et forhåndsbestemt strømningsregime eller karakteristikk for innstrømningsstyringsanordningen 130.
[0030] I utførelser kan de reaksjonspermeable midler 136 innbefatte et vann-følsomt middel. Ett ikke-begrensende eksempel på et vannfølsomt (sensitivt) middel er en "Relative Permeability Modifier" (RPM). Materialer som kan fungere som en RPM er beskrevet i US-patenter nr. 6474413, 7084094, 7159656 og 7395858, som herved er innlemmet med referanse for alle formål. RPM'en kan være et hydrofilt polymer. Dette polymer kan være benyttet alene eller i forbindelse med et substrat. I en anvendelse kan polymeret være bundet til individuelle partikler av et substrat. Eksempler på substratmaterialer innbefatter sand, grus, metallkuler, keramiske partikler og uorganiske partikler, eller ethvert annet materiale som er stabilt i et nedihullsmiljø. Substratet kan også være et annet polymer. For å oppnå en ønsket permeabilitet eller reaktivitet for en gitt inngang, slik som innstrømningsfluid med en spesiell vannavstengning, kan egenskapene til det vannfølsomme materiale varieres ved å forandre polymeret (type, sammensetning, kombinasjoner, etc), substratet (type, størrelse, form, kombinasjoner, etc.) eller sammensetningen av de to (mengde av polymer, fremgangsmåte for binding, konfigurasjoner, etc). I ett ikke-begrensende eksempel, når vann strømmer inn, rundt eller gjennom RPM-modifisert permeabelt middel, ekspanderer de hydrofile polymerer belagt på partiklene for å redusere det tilgjengelige tverrsnittsmessig strømningsareal for fluidstrømningskanalen, som øker motstanden mot fluidstrømning. Når olje og/eller gass strømmer gjennom dette permeable middel krymper de hydrofile polymerer for å åpne strømnings-kanalen for olje- og/eller gass-strømning. I tillegg kan et polymer være fylt gjennom et permeabelt materiale slik som en sintrert metallkule-pakke, keramisk materiale, permeable naturlige formasjoner, etc. I et slikt tilfelle kan polymeret være innført gjennom et substrat. I tillegg kan et permeabelt skum av polymer være konstruert fra reaksjonsmiddelet.
[0031]I utførelser kan midlene være partikkelmateriale, slik som et pakket legeme av ioneutskiftings-harpiksperler. Perlene kan være formet som kuler med liten eller ingen permeabilitet. Ved eksponering mot vann kan ioneutskiftnings-harpikset øke i størrelse ved å absorbere vannet. På grunn av at kulene er relativt inpermeable er det tverrsnittsmessige strømningsarea redusert ved svellingen av ioneutskiftings-harpikset. Således kan strømning over en strømningskanal være redusert eller stoppet. I utførelser kan materialet i strømningsbanen være utformet for å operere i henhold til HPLC (høyytelses væskekromotografi). Materialet kan innbefatte én eller flere kjemikalier som kan separere bestandelskomponentene til et strømmende fluid (f.eks. olje og vann) basert på faktorer slik som dipol-dipol-interaksjoner, ioniske interaksjoner eller molekylstørrelser. For eksempel, som kjent, er en oljemolekyl størrelsesmessig større enn en vannmolekyl. Således kan materialet være utformet for å være penetrerbart av vann, men relativt upene-trerbart av olje. Et slikt materiale kan så holde vann. I et annet eksempel kan ioneutskiftings-kromotografi-teknikker være benyttet for å utforme materialet for å separerer fluidet basert på ladeegenskaper av molekylene. Attraksjonen eller repulsjonen av molekylene av materialet kan være benyttet for selektivt å styre strømningen av komponentene (f.eks. olje eller vann) i et fluid.
[0032] I utførelser kan reaksjonsmiddelet 136 være valgt eller formulert for å reagere eller gjensidig reagere med materialer forskjellig fra vann. For eksempel kan reaksjonsmiddelet 136 reagere med hydrokarboner, kjemiske sammen-setninger, bakterier, partikkelmateriale, gasser, væsker, faststoffer, tilsetninger, kjemikalieoppløsninger, blandinger, etc. For eksempel kan reaksjonsmiddelet være valgt for å øke, istedenfor å minske permeabiliteten ved eksponering mot hydrokarboner, som kan øke en strømningsmengde ettersom oljeinnholdet øker.
[0033]Hver strømningsbane i innstrømningsstyringsanordningen kan være spesifikt utformet for å fremvise en ønsket respons, (f.eks. motstand, permeabilitet, impedans, etc.) for fluidsammensetning (f.eks. vannavstengning) ved passende å variere eller velge ut hver av de ovenfor beskrevne aspekter for middelet. Responsen til det vannfølsomme middel kan være en gradvis forandring eller en trinnforandring ved en spesifisert vannavstengningsterskel. Over terskelen kan motstanden i høy grad øke som på en trinnvis måte. Som det vil forstås, kan enhver av strømningsmengden mot vannavstengningsforhold vist i fig. 5 og 6, så vel som andre ønskede forhold, oppnås ved passende utvelgelse av materialet for reaksjonsmidlene 136 og arrangementet av reaksjonsmidlene 136 langs innstrømningsstyringsanordningen 130.
[0034]Det vil forstås at bruken av et vannfølsomt materiale innen et verktøy utplassert i en brønnboring tillater at det vannfølsomme materialet kan kalibreres, formuleres og/eller fremstilles med en grad av nøyaktighet som ikke er mulig hvis det vannfølsomme materialet ble injisert direkte inn i en formasjon. Det vil si evnen til å påføre én eller flere vannfølsomme materialer til én eller flere permeable middelsubstrater innen én eller flere strømningsbaner av et verktøy under styrt miljøforhold ved en fremstillingsfasilitet kan gjøres med en høyere presisjonsgrad og spesifikasjoner sammenlignet med når de vannfølsomme materialer pumpes fra overflaten ned foringsrøret eller røret inn i en underjordisk formasjon og påføres reservoaret under brønnhullsforhold som ikke behøver å være stabile eller lette å styre. I tillegg, fordi den vannfølsomme materialbaserte innstrømnings-styringsanordningen er utformet før utplassering av brønnboringen, kan opera-sjonskarakteristikkene eller egenskapene til en slik innstrømningsstyrings-anordning være "avstemt med" eller samkjørt med en virkelig eller beregnet formasjonstilstand og/eller fluidsammensetning fra en spesiell formasjon. Videre, kan i utførelser, innstrømningsstyringsanordningen være re-konfigurert eller justert på stedet.
[0035]Nå med referanse til fig. 8, er det der vist en produksjonsbrønn 200 med produksjonsstyringsanordninger 202, 204, 206 som styrer innstrømning av formasjonsfluider fra henholdsvis reservoarer 208, 210, 212. Idet produksjonsstyringsanordningene 202, 204, 206 er vist relativt nær hverandre, vil det forstås at disse anordningene kan være atskilt med hundrevis av fot eller mer. Produksjonsstyringsanordningene 202, 204, 206 kan hver innbefatte vannfølsomt materiale for å styreén eller flere strømningsparametere til innstrømningsfluidet som beskrevet ovenfor. Fordelaktig tilveiebringer utførelser av den foreliggende oppfinnelse fleksibiliteten for å konfigurere, re-konfigurere, supplere, avvanne eller på annen måte justere én eller flere egenskaper til produksjonsstyringsanordningene 202, 204, 206. Dessuten kan hver av produksjonsstyringsanordningene 202, 204, 206 være uavhengig justert på stedet.
[0036]Videre med referanse til fig. 8 kan produksjonsstyringsanordningene 202, 204, 206 som styrer innstrømning av formasjonsfluider hver innbefatte et hydrofilmateriale på det permeable middelsubstratet for å styre én eller flere strømningsparametere til innstrømningsfluidet som beskrevet ovenfor. For eksempel kan bruk av hydrofilmaterialbelagte permeabelt middelsubstrat i én eller flere strømningsbaner være nyttig for å optimalisere et verktøys følsomhet for å velge vann/olje-forhold, slik som ved høyere vann/olje-forhold. Et annet ikke-begrensende eksempel kan være for brønner med høyere strømningsmengder med valgte vann/olje-forhold. Enda et annet ikke-begrensende eksempel kan være for valgt strømningsbane og permeable middelsubstrat-dimensjonerings-utforminger.
[0037]I en utførelse kan et konfigurasjonsverktøy 220 være transportert via en transportanordning 222 inn i brønnen 200. Tetninger 224 forbundet med konfigurasjonsverktøyet 220 kan være aktivert for å isolere konfigurasjons-verktøyet 220 og produksjonsstyringsanordningen 204 fra produksjonsstyringsanordninger 202 og 206. Denne isolasjonen sikrer at fluidet eller annet materiale tilført av konfigurasjonsverktøyet 220 kan overføres for å påvirke kun produksjonsstyringsanordningen 204. Deretter kan transportanordningen 222 være operert for å konfigurere produksjonsstyringsanordningen 204. For eksempel kan konfigura-sjonsverktøyet 220 injisere et tilsetningsstoff, et slam, en syre eller annet materiale som reagerer med WSM'en i produksjonsstyringsanordningen 204 på en forhåndsbeskrevet måte. Fluidet kan pumpes fra overflaten via transportanordningen 220, som kan være kveilet rør eller borestreng. Fluidet kan også injiseres ved å benytte et øsekar utformet for å motta et trykksatt fluid fra en pumpe (ikke vist). Nå med referanse til fig. 3 og 8, kan fluidet tilført av transportanordningen 220 strømme fra strømningsboring 102 inn i produksjonsstyringsanordningen 204/100 via åpnin-gene 122. Andre former for konfigurering eller re-konfigurering av produksjonsstyringsanordningen 204 kan innbefatte påføring av energi (f.eks. termisk, kjemisk, akustisk, etc.) ved å benytte konfigurasjonsanordningen 220 og mekanisk rensing eller rengjøring av produksjonsstyringsanordningen 204 ved å benytte et fluid, dvs. en mekanisk i motsetning til kjemikalie-interaksjon.
[0038]I illustrative operasjonsformer kan konfigurasjonsverktøyet 220 injisere et fluid som avvanner det vannfølsomme materiale i produksjonsstyringsanordningen 204 og derved re-etablerer innstrømning over produksjonsstyringsanordningen 204.1 andre anvendelser kan konfigurasjonsverktøyet 220 injisere et materiale som eller minsker reaktiviteten av det vannfølsomme materiale. For eksempel kan det injiserte materiale gå fra et vannfølsomt materiale som har en 50% vannavstengningsterskel til et vannfølsomt materiale som har en 30% eller 80% vannavstengningsterskel. Det injiserte materiale kan også erstatte et første vannfølsomt materiale med et andre forskjellig vannfølsomt materiale. Videre, i ett scenario, kan analyse av formasjonsfluider fra reservoaret 210 benyttes for å konfigurere produksjonsstyringsanordningen 204 ved overflaten. Deretter kan produksjonsstyringsanordningen 204 være transportert inn i og installert i brønnen 200 tilstøtende reservoaret 210. Noe tid deretter kan en analyse av fluidet fra reservoar 210 indikere at en forandring i én eller flere egenskaper av produksjonsstyringsanordningen 204 kan gi en mer ønskelig innstrømningsmengde, som kan være høyere eller lavere. Konfigurasjonsanordningen 220 kan således være transportert inn i brønnen 200 og operert for å gjøre de ønskede forandringer av produksjonsstyringsanordningen 204.1 et annet scenario, kan produksjonsstyringsanordningen 204 benytte et vannfølsomt materiale som degraderer i effektivitet etter noe tidsperiode. Konfigurasjonsanordningen 220 kan utplasseres periodisk inn i brønnen 220 for å gjen-opppusse produksjonsstyringsanordningen 204.
[0039]Det skal forstås at figurer 1 og 2 kun er ment å være illustrative for produksjonssystemene hvor lærene i den foreliggende oppfinnelse kan anvendes. Foreksempel kan i visse produksjonssystemer, brønnboringene 10, 11 benytte kun et foringsrør eller foring for å transportere produksjonsfluider til overflaten. Lærene i den foreliggende oppfinnelse kan anvendes for å styre strømning gjennom disse og andre brønnboringsrør.
[0040]Det som har blitt beskrevet innbefatter således delvis et apparat for å styre en strømning av fluid mellom en boring av et rør i en brønnboring. Apparatet kan innbefatte en innstrømningsstyringsanordning som innbefatter et flertall av strømningsbaner, to eller flere av hvilke kan hydraulisk parallelle, som transporterer fluidet fra formasjonen inn i en strømningsboring av brønnborings-røret. Et reaksjonsmiddel kan være anbrakt i hver av strømningsbanene. Reaksjonsmiddelet kan forandre permeabiliteten ved gjensidig å reagere med et valgt fluid, f.eks. vann. I noen anvendelser kan i det minste to av strømnings-banene i innstrømningsstyringsanordningen være i et seriearrangement. I utførelser kan reaksjonsmiddelet innbefatte en RPM. I ett ikke-begrensende arrangement kan reaksjonsmiddelet øke en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet øker i fluidet fra formasjonen og minske en avstand mot strømning ettersom vanninnholdet avtar i fluidet fra formasjonen. Reaksjonsmiddelet kan være formulert for å forandre en strømningsparameter, slik som permeabilitet, krokethet, turbulens, viskositet og tverrsnittsmessig strømningsareal.
[0041]Hva som har blitt beskrevet innbefatter delvis en fremgangsmåte for å styre en strømning av et fluid inn i et rør i en brønnboring. Fremgangsmåten kan innbefatte å transportere fluidet via et flertall av strømningsbaner fra formasjonen inn i en strømningsboring av brønnboringsrøret; og å styre en motstand mot strømning i flertall av strømningsbaner ved å benytte et reaksjonsmiddel anbrakt i hver av strømningsbanene. To eller flere av strømningsbanene kan være hydraulisk parallelle. I aspekter kan fremgangsmåten også innbefatte re-konfigurering av reaksjonsmiddelet på stedet.
[0042]Hva som har blitt beskrevet innbefatter delvis et system for å styre en strømning av et fluid fra en underoverflateformasjon. Systemet kan innbefatte et brønnboringsrør med en boring som transporterer fluidet fra underoverflate-formasjonen til overflaten; en innstrømningsstyringsanordning posisjonert i brønnboringen; en hydraulisk krets formet i innstrømningsstyringsanordningen som transporterer fluidet fra formasjonen inn i boringen av brønnboringsrøret; og et reaksjonsmiddel anbrakt i den hydrauliske krets som forandrer permeabiliteten ved gjensidig å reagere med et valgt fluid. Den hydrauliske krets kan innbefatte to eller flere hydraulisk parallelle strømningsbaner. I aspekter kan systemet innbefatte et konfigurasjonsverktøy som konfigurerer reaksjonsmiddelet på stedet. Den hydrauliske krets kan innbefatte et første sett av parallelle strømningsbaner i serieinnretning med et andre sett av parallelle strømningsbaner.
[0043]Nå med referanse til fig. 3, vil det forstås at reaksjonsmiddelet kan være posisjonert på steder forskjellig fra innstrømningsstyringsanordningen 130. For eksempel kan strømningsbanen 310 være innen partikkelstyringsanordningen 110, langs kanalene til strømningsledelsesanordningen 120, eller hvor som helst langs produksjonsstyringsanordningen 100. Reaksjonsmiddelet benyttet i slike lokaliseringer kan være enhver av de som beskrevet tidligere eller beskrevet nedenfor.
[0044]For klar og korthets skyld er beskrivelser av de fleste gjengede forbindelser mellom rørelementer, elastomertetninger, slik som o-ringer, og andre godt forståtte teknikker utelatt i beskrivelsen ovenfor. Videre er betegnelser slik som "sliss", "passasjer", "ledning", "åpning", og "kanaler" benyttet i deres bredeste mening og er ikke begrenset til noen spesiell type eller utforming. Den foregående beskrivelse er rettet mot spesielle utførelser av den foreliggende oppfinnelse for formålet med illustrasjon og forklaring. Det vil imidlertid være åpenbart, forde som er faglært på området, at mange modifikasjoner og forandringer i utførelsene fremlagt ovenfor er mulige uten å avvike fra området til oppfinnelsen.

Claims (21)

1. Apparat for å styre en strømning av et fluid inn i en boring til et brønn-boringsrør, karakterisert vedat det omfatter: et flertall av strømningsbaner utformet for å transportere fluidet fra formasjonen inn i boringen til brønnboringsrøret, hvori i det minste to av strømningsbanene er hydraulisk parallelle; og et reaksjonsmiddel anbrakt i idet minste to strømningsbaner til flertallet av strømningsbaner, og reaksjonsmiddelet er utformet for å forandre permeabilitet ved gjensidig påvirkning med et valgt fluid.
2. Apparat ifølge krav 1, karakterisert vedat det valgte er vann.
3. Apparat ifølge krav 1, karakterisert vedat i det minste én strømningbane til flertallet av strømningsbaner er serieinnrettet med de i det minste to hydrauliske parallelle strømningsbaner.
4. Apparat ifølge krav 1, karakterisert vedat det videre omfatter et strømningsstyringselement, hvori de i det minste to hydrauliske parallelle strømningsbaner er formet i strømningsstyringselementet.
5. Apparat ifølge krav 1, karakterisert vedat reaksjonsmiddelet innbefatter en relativ permeabilitetsmodifikator.
6. Apparat ifølge krav 1, karakterisert vedat reaksjonsmiddelet øker en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet øker i fluidet fra formasjonen og minsker en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet minsker i fluidet fra formasjonen.
7. Apparat ifølge krav 1, karakterisert vedat reaksjonsmiddelet forandrer en parameter relatert til strømningsbanen, parameteren er valgt fra en gruppe bestående av: (i) permeabilitet, (ii) krokethet, (iii) turbulens, (iv) viskositet og (v) tverrsnittsmessig strømningsareal.
8. Apparat ifølge krav 1, karakterisert vedat det videre omfatter en innstrømningsstyrings-anordning, hvori flertallet av strømningsbaner er formet i innstrømnings-styringsanordningen.
9. Fremgangsmåte for å styre en strømning av et fluid inn i et rør i en brønnboring, karakterisert vedat den omfatter: å transportere fluidet via et flertall av strømningsbaner fra formasjonen inn i brønnboringsrøret, hvori idet minste to av strømningsbanene er hydraulisk parallelle; og å styre en motstand mot strømning i flertallet av strømningsbaner ved å benytte et reaksjonsmiddel anbrakt i idet minste to strømningsbaner til flertallet av strømningsbaner.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert vedat det valgte fluid er vann.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert vedat den videre omfatter å transportere fluidet via i det minste en strømningsbane som er serieinnrettet med de i det minste to hydraulisk parallelle strømningsbaner.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert vedat den videre omfatter å forme de i det minste to hydraulisk parallelle strømningsbaner i et strømningsstyringselement.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert vedat reaksjonsmiddelet innbefatter en relativ permeabilitets-modifikator.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert vedat reaksjonsmiddelet øker en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet øker i fluidet fra formasjonen og minsker en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet minsker i fluidet fra formasjonen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert vedat reaksjonsmiddelet forandrer en parameter relatert til strømningsbanen, parameteren er valgt fra en gruppe bestående av: (i) permeabilitet, (ii) krokethet, (iii) turbulens, (iv) viskositet og (v) tverrsnittsmessig strømningsareal.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert vedat den videre omfatter re-konfigurering av reaksjonsmiddelet på stedet.
17. System for å styre en strømning av et fluid fra en underoverflateformasjon,karakterisert vedat det omfatter: et brønnboringsrør med en boring utformet for å transportere fluidet fra underoverflateformasjon til overflaten; en innstrømningsstyringsanordning posisjonert i brønnboringen og langs brønnboringsrøret; en hydraulisk krets formet i innstrømningsstyringsanordningen, den hydrauliske krets er utformet for å transportere fluidet fra formasjonen inn i boringen av brønnboringsrøret, hvori den hydrauliske krets innbefatter i det minste to hydraulisk parallelle strømningsbaner; og et reaksjonsmiddel anbrakt i den hydrauliske krets, reaksjonsmiddelet er utformet for å forandre permeabiliteten ved gjensidig påvirkning med et valgt fluid.
18. System ifølge krav 17, karakterisert vedat det videre omfatter et konfigurasjonsverktøy tilpasset for å transporteres inn i brønnboringen og konfigurere reaksjonsmiddelet på stedet.
19. System ifølge krav 17, karakterisert vedat den hydrauliske krets innbefatter i det minste en strømningsbane som er serieinnrettet med de i det minste to hydraulisk parallelle strømningsbaner.
20. System ifølge krav 17, karakterisert vedat reaksjonsmiddelet innbefatter en relativ permeabilitetsmodifikator.
21. System ifølge krav 17, karakterisert vedat reaksjonsmiddelet øker en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet øker i fluidet fra formasjonen og minsker en motstand mot strømning ettersom vanninnholdet minsker i fluidet fra formasjonen.
NO20110181A 2008-08-14 2011-02-02 Innstromningsstyringsanordning som anvender et vannfolsomt middel NO20110181A1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/191,921 US7942206B2 (en) 2007-10-12 2008-08-14 In-flow control device utilizing a water sensitive media
PCT/US2009/053647 WO2010019737A2 (en) 2008-08-14 2009-08-13 In-flow control device utilizing a water sensitive media

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20110181A1 true NO20110181A1 (no) 2011-02-21

Family

ID=41669669

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20110181A NO20110181A1 (no) 2008-08-14 2011-02-02 Innstromningsstyringsanordning som anvender et vannfolsomt middel

Country Status (10)

Country Link
US (1) US7942206B2 (no)
CN (1) CN102159790A (no)
AU (1) AU2009281921A1 (no)
BR (1) BRPI0917404A2 (no)
CA (1) CA2732888A1 (no)
EA (1) EA201100333A1 (no)
GB (1) GB2476182A (no)
MX (1) MX2011001597A (no)
NO (1) NO20110181A1 (no)
WO (1) WO2010019737A2 (no)

Families Citing this family (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090301726A1 (en) * 2007-10-12 2009-12-10 Baker Hughes Incorporated Apparatus and Method for Controlling Water In-Flow Into Wellbores
US8544548B2 (en) 2007-10-19 2013-10-01 Baker Hughes Incorporated Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids
US8069921B2 (en) * 2007-10-19 2011-12-06 Baker Hughes Incorporated Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US8839849B2 (en) * 2008-03-18 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis
US8931570B2 (en) 2008-05-08 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Reactive in-flow control device for subterranean wellbores
US9303502B2 (en) 2009-10-27 2016-04-05 Baker Hughes Incorporated Method of controlling water production through treating particles with RPMS
US20110005752A1 (en) * 2008-08-14 2011-01-13 Baker Hughes Incorporated Water Sensitive Porous Medium to Control Downhole Water Production and Method Therefor
US8196655B2 (en) * 2009-08-31 2012-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Selective placement of conformance treatments in multi-zone well completions
US20110067882A1 (en) * 2009-09-22 2011-03-24 Baker Hughes Incorporated System and Method for Monitoring and Controlling Wellbore Parameters
US9482077B2 (en) * 2009-09-22 2016-11-01 Baker Hughes Incorporated Method for controlling fluid production from a wellbore by using a script
US8752629B2 (en) * 2010-02-12 2014-06-17 Schlumberger Technology Corporation Autonomous inflow control device and methods for using same
FR2962153B1 (fr) * 2010-07-02 2013-04-05 Total Sa Vanne de controle de debit pour les solutions de polymeres
US8692547B2 (en) 2010-09-16 2014-04-08 Baker Hughes Incorporated Formation evaluation capability from near-wellbore logging using relative permeability modifiers
US8684077B2 (en) 2010-12-30 2014-04-01 Baker Hughes Incorporated Watercut sensor using reactive media to estimate a parameter of a fluid flowing in a conduit
JP5399436B2 (ja) * 2011-03-30 2014-01-29 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 貯留物質の貯留装置および貯留方法
US9133683B2 (en) * 2011-07-19 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Chemically targeted control of downhole flow control devices
US8789597B2 (en) 2011-07-27 2014-07-29 Saudi Arabian Oil Company Water self-shutoff tubular
US9051819B2 (en) 2011-08-22 2015-06-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for selectively controlling fluid flow
NO2788578T3 (no) * 2011-12-06 2018-02-24
US20130206393A1 (en) 2012-02-13 2013-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Economical construction of well screens
CA2860337C (en) 2012-03-22 2018-08-14 Halliburton Energy Services, Inc. Nano-particle reinforced well screen
US9334708B2 (en) 2012-04-23 2016-05-10 Baker Hughes Incorporated Flow control device, method and production adjustment arrangement
CN103573229B (zh) * 2012-07-24 2016-12-21 中国海洋石油总公司 一种裸眼采油工艺及其分隔管柱
US8936094B2 (en) * 2012-12-20 2015-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Rotational motion-inducing flow control devices and methods of use
WO2014124183A1 (en) * 2013-02-11 2014-08-14 California Institute Of Technology Multi-path multi-stage erosion-resistant valve for downhole flow control
US9617836B2 (en) * 2013-08-23 2017-04-11 Baker Hughes Incorporated Passive in-flow control devices and methods for using same
US10227850B2 (en) 2014-06-11 2019-03-12 Baker Hughes Incorporated Flow control devices including materials containing hydrophilic surfaces and related methods
CN104790900A (zh) * 2015-02-12 2015-07-22 四川大学 一种以煤岩屑为封孔材料封堵瓦斯抽采钻孔的方法
US10508513B2 (en) 2016-04-13 2019-12-17 California Institute Of Technology High pressure high flow digital valve with locking poppets and backflow prevention
US10260321B2 (en) 2016-07-08 2019-04-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Inflow control device for polymer injection in horizontal wells
US10208575B2 (en) 2016-07-08 2019-02-19 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Alternative helical flow control device for polymer injection in horizontal wells
CN109138945B (zh) * 2017-06-28 2021-07-13 中国石油化工股份有限公司 一种控油调剖装置
GB2566953B (en) * 2017-09-27 2021-01-20 Swellfix Uk Ltd Method and apparatus for controlling downhole water production
CN108240206A (zh) * 2018-01-08 2018-07-03 北京合力奇点科技有限公司 可开关调流控水装置及其控水完井采油管柱
CN109538173B (zh) * 2018-09-28 2023-04-07 中曼石油天然气集团股份有限公司 一种具有油水自动分流功能的流入控制装置
US11091967B2 (en) 2019-05-23 2021-08-17 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Steam and inflow control for SAGD wells

Family Cites Families (181)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1649524A (en) 1927-11-15 Oil ahd water sepakatos for oil wells
US1362552A (en) 1919-05-19 1920-12-14 Charles T Alexander Automatic mechanism for raising liquid
US1915867A (en) 1931-05-01 1933-06-27 Edward R Penick Choker
US1984741A (en) 1933-03-28 1934-12-18 Thomas W Harrington Float operated valve for oil wells
US2089477A (en) 1934-03-19 1937-08-10 Southwestern Flow Valve Corp Well flowing device
US2119563A (en) 1937-03-02 1938-06-07 George M Wells Method of and means for flowing oil wells
US2214064A (en) 1939-09-08 1940-09-10 Stanolind Oil & Gas Co Oil production
US2257523A (en) 1941-01-14 1941-09-30 B L Sherrod Well control device
US2412841A (en) 1944-03-14 1946-12-17 Earl G Spangler Air and water separator for removing air or water mixed with hydrocarbons, comprising a cartridge containing a wadding of wooden shavings
US2942541A (en) 1953-11-05 1960-06-28 Knapp Monarch Co Instant coffee maker with thermostatically controlled hopper therefor
US2762437A (en) 1955-01-18 1956-09-11 Egan Apparatus for separating fluids having different specific gravities
US2814947A (en) 1955-07-21 1957-12-03 Union Oil Co Indicating and plugging apparatus for oil wells
US2945541A (en) 1955-10-17 1960-07-19 Union Oil Co Well packer
US2810352A (en) 1956-01-16 1957-10-22 Eugene D Tumlison Oil and gas separator for wells
US2942668A (en) 1957-11-19 1960-06-28 Union Oil Co Well plugging, packing, and/or testing tool
US3326291A (en) 1964-11-12 1967-06-20 Zandmer Solis Myron Duct-forming devices
US3419089A (en) 1966-05-20 1968-12-31 Dresser Ind Tracer bullet, self-sealing
US3385367A (en) 1966-12-07 1968-05-28 Kollsman Paul Sealing device for perforated well casing
US3451477A (en) 1967-06-30 1969-06-24 Kork Kelley Method and apparatus for effecting gas control in oil wells
DE1814191A1 (de) 1968-12-12 1970-06-25 Babcock & Wilcox Ag Drossel fuer Waermeaustauscher
US3675714A (en) 1970-10-13 1972-07-11 George L Thompson Retrievable density control valve
US3739845A (en) 1971-03-26 1973-06-19 Sun Oil Co Wellbore safety valve
US3791444A (en) 1973-01-29 1974-02-12 W Hickey Liquid gas separator
US3876471A (en) 1973-09-12 1975-04-08 Sun Oil Co Delaware Borehole electrolytic power supply
US3918523A (en) 1974-07-11 1975-11-11 Ivan L Stuber Method and means for implanting casing
US3951338A (en) 1974-07-15 1976-04-20 Standard Oil Company (Indiana) Heat-sensitive subsurface safety valve
US3975651A (en) 1975-03-27 1976-08-17 Norman David Griffiths Method and means of generating electrical energy
US4066128A (en) 1975-07-14 1978-01-03 Otis Engineering Corporation Well flow control apparatus and method
US4153757A (en) 1976-03-01 1979-05-08 Clark Iii William T Method and apparatus for generating electricity
US4186100A (en) 1976-12-13 1980-01-29 Mott Lambert H Inertial filter of the porous metal type
US4187909A (en) 1977-11-16 1980-02-12 Exxon Production Research Company Method and apparatus for placing buoyant ball sealers
US4180132A (en) 1978-06-29 1979-12-25 Otis Engineering Corporation Service seal unit for well packer
US4434849A (en) 1978-09-07 1984-03-06 Heavy Oil Process, Inc. Method and apparatus for recovering high viscosity oils
US4257650A (en) 1978-09-07 1981-03-24 Barber Heavy Oil Process, Inc. Method for recovering subsurface earth substances
US4173255A (en) 1978-10-05 1979-11-06 Kramer Richard W Low well yield control system and method
ZA785708B (en) 1978-10-09 1979-09-26 H Larsen Float
US4248302A (en) 1979-04-26 1981-02-03 Otis Engineering Corporation Method and apparatus for recovering viscous petroleum from tar sand
US4287952A (en) 1980-05-20 1981-09-08 Exxon Production Research Company Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers
US4497714A (en) 1981-03-06 1985-02-05 Stant Inc. Fuel-water separator
US4415205A (en) 1981-07-10 1983-11-15 Rehm William A Triple branch completion with separate drilling and completion templates
YU192181A (en) 1981-08-06 1983-10-31 Bozidar Kojicic Two-wall filter with perforated couplings
US4491186A (en) 1982-11-16 1985-01-01 Smith International, Inc. Automatic drilling process and apparatus
US4552218A (en) 1983-09-26 1985-11-12 Baker Oil Tools, Inc. Unloading injection control valve
US4614303A (en) 1984-06-28 1986-09-30 Moseley Jr Charles D Water saving shower head
US5439966A (en) 1984-07-12 1995-08-08 National Research Development Corporation Polyethylene oxide temperature - or fluid-sensitive shape memory device
US4572295A (en) 1984-08-13 1986-02-25 Exotek, Inc. Method of selective reduction of the water permeability of subterranean formations
SU1335677A1 (ru) 1985-08-09 1987-09-07 М.Д..Валеев, Р.А.Зайнашев, А.М.Валеев и А.Ш.Сыртланов Устройство дл периодического раздельного отбора углеводородной и вод ной фаз
DE3778593D1 (de) 1986-06-26 1992-06-04 Inst Francais Du Petrole Gewinnungsverfahren fuer eine in einer geologischen formation enthaltene zu produzierende fluessigkeit.
US4856590A (en) 1986-11-28 1989-08-15 Mike Caillier Process for washing through filter media in a production zone with a pre-packed screen and coil tubing
GB8629574D0 (en) 1986-12-10 1987-01-21 Sherritt Gordon Mines Ltd Filtering media
US4782896A (en) 1987-05-28 1988-11-08 Atlantic Richfield Company Retrievable fluid flow control nozzle system for wells
US4917183A (en) 1988-10-05 1990-04-17 Baker Hughes Incorporated Gravel pack screen having retention mesh support and fluid permeable particulate solids
US4944349A (en) 1989-02-27 1990-07-31 Von Gonten Jr William D Combination downhole tubing circulating valve and fluid unloader and method
US4974674A (en) 1989-03-21 1990-12-04 Westinghouse Electric Corp. Extraction system with a pump having an elastic rebound inner tube
US4998585A (en) 1989-11-14 1991-03-12 Qed Environmental Systems, Inc. Floating layer recovery apparatus
US5004049A (en) 1990-01-25 1991-04-02 Otis Engineering Corporation Low profile dual screen prepack
US5333684A (en) 1990-02-16 1994-08-02 James C. Walter Downhole gas separator
US5132903A (en) 1990-06-19 1992-07-21 Halliburton Logging Services, Inc. Dielectric measuring apparatus for determining oil and water mixtures in a well borehole
US5156811A (en) 1990-11-07 1992-10-20 Continental Laboratory Products, Inc. Pipette device
CA2034444C (en) 1991-01-17 1995-10-10 Gregg Peterson Method and apparatus for the determination of formation fluid flow rates and reservoir deliverability
GB9127535D0 (en) 1991-12-31 1992-02-19 Stirling Design Int The control of"u"tubing in the flow of cement in oil well casings
US5586213A (en) 1992-02-05 1996-12-17 Iit Research Institute Ionic contact media for electrodes and soil in conduction heating
US5377750A (en) 1992-07-29 1995-01-03 Halliburton Company Sand screen completion
TW201341B (en) 1992-08-07 1993-03-01 Raychem Corp Low thermal expansion seals
ES2179829T3 (es) 1992-09-18 2003-02-01 Yamanouchi Pharma Co Ltd Preparacion de hidrogel de liberacion prolongada.
NO306127B1 (no) 1992-09-18 1999-09-20 Norsk Hydro As Fremgangsmate og produksjonsror for produksjon av olje eller gass fra et olje- eller gassreservoar
US5339895A (en) 1993-03-22 1994-08-23 Halliburton Company Sintered spherical plastic bead prepack screen aggregate
US5431346A (en) 1993-07-20 1995-07-11 Sinaisky; Nickoli Nozzle including a venturi tube creating external cavitation collapse for atomization
US5381864A (en) 1993-11-12 1995-01-17 Halliburton Company Well treating methods using particulate blends
US5435395A (en) 1994-03-22 1995-07-25 Halliburton Company Method for running downhole tools and devices with coiled tubing
US6692766B1 (en) 1994-06-15 2004-02-17 Yissum Research Development Company Of The Hebrew University Of Jerusalem Controlled release oral drug delivery system
US5982801A (en) 1994-07-14 1999-11-09 Quantum Sonic Corp., Inc Momentum transfer apparatus
US5609204A (en) 1995-01-05 1997-03-11 Osca, Inc. Isolation system and gravel pack assembly
US5839508A (en) 1995-02-09 1998-11-24 Baker Hughes Incorporated Downhole apparatus for generating electrical power in a well
US5597042A (en) 1995-02-09 1997-01-28 Baker Hughes Incorporated Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5551513A (en) 1995-05-12 1996-09-03 Texaco Inc. Prepacked screen
NO954352D0 (no) 1995-10-30 1995-10-30 Norsk Hydro As Anordning for innströmningsregulering i et produksjonsrör for produksjon av olje eller gass fra et olje- og/eller gassreservoar
US5896928A (en) 1996-07-01 1999-04-27 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device for use in producing wells
FR2750732B1 (fr) 1996-07-08 1998-10-30 Elf Aquitaine Procede et installation de pompage d'un effluent petrolier
US5829522A (en) 1996-07-18 1998-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen having increased erosion and collapse resistance
US6068015A (en) 1996-08-15 2000-05-30 Camco International Inc. Sidepocket mandrel with orienting feature
US5803179A (en) 1996-12-31 1998-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Screened well drainage pipe structure with sealed, variable length labyrinth inlet flow control apparatus
US5831156A (en) 1997-03-12 1998-11-03 Mullins; Albert Augustus Downhole system for well control and operation
EG21490A (en) 1997-04-09 2001-11-28 Shell Inernationale Res Mij B Downhole monitoring method and device
NO305259B1 (no) 1997-04-23 1999-04-26 Shore Tec As FremgangsmÕte og apparat til bruk ved produksjonstest av en forventet permeabel formasjon
NO320593B1 (no) 1997-05-06 2005-12-27 Baker Hughes Inc System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon
US5881809A (en) 1997-09-05 1999-03-16 United States Filter Corporation Well casing assembly with erosion protection for inner screen
US6283208B1 (en) 1997-09-05 2001-09-04 Schlumberger Technology Corp. Orienting tool and method
US6073656A (en) 1997-11-24 2000-06-13 Dayco Products, Inc. Energy attenuation device for a conduit conveying liquid under pressure, system incorporating same, and method of attenuating energy in a conduit
US6119780A (en) 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
GB2341405B (en) 1998-02-25 2002-09-11 Specialised Petroleum Serv Ltd Circulation tool
US6253861B1 (en) 1998-02-25 2001-07-03 Specialised Petroleum Services Limited Circulation tool
NO982609A (no) 1998-06-05 1999-09-06 Triangle Equipment As Anordning og fremgangsmåte til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrøm mellom et hydrokarbonreservoar og en brønn
ATE319772T1 (de) 1998-07-22 2006-03-15 Hexion Specialty Chemicals Inc Stützmittelverbund, verbundstoff- filtrationsmedium und verfahren zu deren herstellung und verwendung
GB2340655B (en) 1998-08-13 2001-03-14 Schlumberger Ltd Downhole power generation
US6228812B1 (en) 1998-12-10 2001-05-08 Bj Services Company Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability
US6505682B2 (en) * 1999-01-29 2003-01-14 Schlumberger Technology Corporation Controlling production
FR2790510B1 (fr) 1999-03-05 2001-04-20 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif de controle de debit en fond de puits, a commande decouplee
US6281319B1 (en) 1999-04-12 2001-08-28 Surgidev Corporation Water plasticized high refractive index polymer for ophthalmic applications
US6367547B1 (en) 1999-04-16 2002-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole separator for use in a subterranean well and method
US6679324B2 (en) 1999-04-29 2004-01-20 Shell Oil Company Downhole device for controlling fluid flow in a well
WO2001003658A1 (en) 1999-07-07 2001-01-18 Isp Investments Inc. Crosslinked cationic microgels, process for making same and hair care compositions therewith
AU6494300A (en) 1999-08-17 2001-03-13 Porex Technologies Corporation Self-sealing materials and devices comprising same
BR9904294B1 (pt) 1999-09-22 2012-12-11 processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas.
GB9923092D0 (en) 1999-09-30 1999-12-01 Solinst Canada Ltd System for introducing granular material into a borehole
ATE277272T1 (de) 1999-12-29 2004-10-15 Tr Oil Services Ltd Verfahren zur änderung der permeabilität von einer unterirdischen kohlenwasserstoff enthaltenden formation
US6581681B1 (en) 2000-06-21 2003-06-24 Weatherford/Lamb, Inc. Bridge plug for use in a wellbore
CA2416645C (en) 2000-07-21 2010-05-04 Sinvent As Combined liner and matrix system
US6789621B2 (en) 2000-08-03 2004-09-14 Schlumberger Technology Corporation Intelligent well system and method
US6817416B2 (en) 2000-08-17 2004-11-16 Abb Offshore Systems Limited Flow control device
US6372678B1 (en) 2000-09-28 2002-04-16 Fairmount Minerals, Ltd Proppant composition for gas and oil well fracturing
US6371210B1 (en) 2000-10-10 2002-04-16 Weatherford/Lamb, Inc. Flow control apparatus for use in a wellbore
GB2388136B (en) 2001-01-26 2005-05-18 E2Tech Ltd Device and method to seal boreholes
US6622794B2 (en) 2001-01-26 2003-09-23 Baker Hughes Incorporated Sand screen with active flow control and associated method of use
NO314701B3 (no) 2001-03-20 2007-10-08 Reslink As Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn
NO313895B1 (no) 2001-05-08 2002-12-16 Freyer Rune Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn
US6699611B2 (en) 2001-05-29 2004-03-02 Motorola, Inc. Fuel cell having a thermo-responsive polymer incorporated therein
GB2376488B (en) 2001-06-12 2004-05-12 Schlumberger Holdings Flow control regulation method and apparatus
WO2003052238A1 (en) 2001-12-18 2003-06-26 Sand Control, Inc. A drilling method for maintaining productivity while eliminating perforating and gravel packing
US6789628B2 (en) 2002-06-04 2004-09-14 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for controlling flow and access in multilateral completions
CN1385594A (zh) 2002-06-21 2002-12-18 刘建航 井下智能堵水阀
AU2002332621A1 (en) 2002-08-22 2004-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Shape memory actuated valve
US7055598B2 (en) 2002-08-26 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device and method for use of same
NO318165B1 (no) 2002-08-26 2005-02-14 Reslink As Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng
US6951252B2 (en) 2002-09-24 2005-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Surface controlled subsurface lateral branch safety valve
US6840321B2 (en) 2002-09-24 2005-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Multilateral injection/production/storage completion system
US6863126B2 (en) 2002-09-24 2005-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Alternate path multilayer production/injection
US6938698B2 (en) 2002-11-18 2005-09-06 Baker Hughes Incorporated Shear activated inflation fluid system for inflatable packers
US6857476B2 (en) 2003-01-15 2005-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same
US7400262B2 (en) 2003-06-13 2008-07-15 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network
US7207386B2 (en) 2003-06-20 2007-04-24 Bj Services Company Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production
US6976542B2 (en) 2003-10-03 2005-12-20 Baker Hughes Incorporated Mud flow back valve
US7258166B2 (en) * 2003-12-10 2007-08-21 Absolute Energy Ltd. Wellbore screen
US20050171248A1 (en) 2004-02-02 2005-08-04 Yanmei Li Hydrogel for use in downhole seal applications
US20050178705A1 (en) 2004-02-13 2005-08-18 Broyles Norman S. Water treatment cartridge shutoff
US7159656B2 (en) 2004-02-18 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections
US6966373B2 (en) 2004-02-27 2005-11-22 Ashmin Lc Inflatable sealing assembly and method for sealing off an inside of a flow carrier
US20050199298A1 (en) 2004-03-10 2005-09-15 Fisher Controls International, Llc Contiguously formed valve cage with a multidirectional fluid path
GB2455001B (en) * 2004-04-12 2009-07-08 Baker Hughes Inc Completion with telescoping perforation & fracturing tool
US20050241835A1 (en) 2004-05-03 2005-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Self-activating downhole tool
WO2006015277A1 (en) 2004-07-30 2006-02-09 Baker Hughes Incorporated Downhole inflow control device with shut-off feature
US7290606B2 (en) 2004-07-30 2007-11-06 Baker Hughes Incorporated Inflow control device with passive shut-off feature
US7322412B2 (en) 2004-08-30 2008-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
US20060048936A1 (en) 2004-09-07 2006-03-09 Fripp Michael L Shape memory alloy for erosion control of downhole tools
US7011076B1 (en) 2004-09-24 2006-03-14 Siemens Vdo Automotive Inc. Bipolar valve having permanent magnet
US20060086498A1 (en) 2004-10-21 2006-04-27 Schlumberger Technology Corporation Harvesting Vibration for Downhole Power Generation
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US20060133089A1 (en) 2004-12-16 2006-06-22 3M Innovative Properties Company Inspection light assembly
CA2530969C (en) * 2004-12-21 2010-05-18 Schlumberger Canada Limited Water shut off method and apparatus
US7673678B2 (en) 2004-12-21 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Flow control device with a permeable membrane
WO2006083914A2 (en) 2005-02-02 2006-08-10 Total Separation Solutions, Llc In situ filter construction
US8011438B2 (en) 2005-02-23 2011-09-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole flow control with selective permeability
US7413022B2 (en) 2005-06-01 2008-08-19 Baker Hughes Incorporated Expandable flow control device
US20060273876A1 (en) 2005-06-02 2006-12-07 Pachla Timothy E Over-temperature protection devices, applications and circuits
US20070012444A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 John Horgan Apparatus and method for reducing water production from a hydrocarbon producing well
BRPI0504019B1 (pt) 2005-08-04 2017-05-09 Petroleo Brasileiro S A - Petrobras processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade
US7451815B2 (en) 2005-08-22 2008-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc
US7407007B2 (en) 2005-08-26 2008-08-05 Schlumberger Technology Corporation System and method for isolating flow in a shunt tube
EA014072B1 (ru) 2005-09-30 2010-08-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Скважинное устройство и способ завершения скважины, добычи и нагнетания
US7708068B2 (en) 2006-04-20 2010-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing screen with inflow control device and bypass
US8453746B2 (en) 2006-04-20 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools with actuators utilizing swellable materials
US7469743B2 (en) 2006-04-24 2008-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7802621B2 (en) 2006-04-24 2010-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7857050B2 (en) 2006-05-26 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation Flow control using a tortuous path
US20080041581A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 William Mark Richards Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US20080041582A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 Geirmund Saetre Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US7640989B2 (en) 2006-08-31 2010-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically operated well tools
US7699101B2 (en) 2006-12-07 2010-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Well system having galvanic time release plug
US7909088B2 (en) 2006-12-20 2011-03-22 Baker Huges Incorporated Material sensitive downhole flow control device
US8485265B2 (en) 2006-12-20 2013-07-16 Schlumberger Technology Corporation Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use
US8291979B2 (en) 2007-03-27 2012-10-23 Schlumberger Technology Corporation Controlling flows in a well
US7828067B2 (en) 2007-03-30 2010-11-09 Weatherford/Lamb, Inc. Inflow control device
US20080283238A1 (en) 2007-05-16 2008-11-20 William Mark Richards Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US7832490B2 (en) 2007-05-31 2010-11-16 Baker Hughes Incorporated Compositions containing shape-conforming materials and nanoparticles to enhance elastic modulus
US7789145B2 (en) 2007-06-20 2010-09-07 Schlumberger Technology Corporation Inflow control device
US7913714B2 (en) 2007-08-30 2011-03-29 Perlick Corporation Check valve and shut-off reset device for liquid delivery systems
US8312931B2 (en) * 2007-10-12 2012-11-20 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device
US8096351B2 (en) * 2007-10-19 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
US8069921B2 (en) 2007-10-19 2011-12-06 Baker Hughes Incorporated Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US7971651B2 (en) 2007-11-02 2011-07-05 Chevron U.S.A. Inc. Shape memory alloy actuation
US7918275B2 (en) 2007-11-27 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve

Also Published As

Publication number Publication date
MX2011001597A (es) 2011-03-29
GB2476182A (en) 2011-06-15
US7942206B2 (en) 2011-05-17
BRPI0917404A2 (pt) 2015-12-01
US20090095484A1 (en) 2009-04-16
WO2010019737A2 (en) 2010-02-18
CA2732888A1 (en) 2010-02-18
AU2009281921A1 (en) 2010-02-18
GB201102592D0 (en) 2011-03-30
CN102159790A (zh) 2011-08-17
EA201100333A1 (ru) 2011-10-31
WO2010019737A3 (en) 2010-05-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20110181A1 (no) Innstromningsstyringsanordning som anvender et vannfolsomt middel
NO20120071A1 (no) Apparat og fremgangsmate for a styre vanninnstromning i bronnboringer
US8069921B2 (en) Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US7918272B2 (en) Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
CA2701883C (en) Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
US8893809B2 (en) Flow control device with one or more retrievable elements and related methods
US20090008092A1 (en) Wellbore Method and Apparatus For Sand And Inflow Control During Well Operations
US20090120647A1 (en) Flow restriction apparatus and methods
US20130048301A1 (en) Downhole Fluid Flow Control System and Method having Dynamic Response to Local Well Conditions
US11466538B2 (en) Inflow control device and method for completing a wellbore
NO344416B1 (no) Fluidreguleringsapparatur og fremgangsmåter for produksjons- og injeksjonsbrønner
US8550166B2 (en) Self-adjusting in-flow control device
US20200095851A1 (en) Inflow Control Device, and Method for Completing a Wellbore to Decrease Water Inflow

Legal Events

Date Code Title Description
FC2A Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application