NO20111718A1 - Stromningsstyringsanordning men en eller flere gjenvinnbare elementer - Google Patents
Stromningsstyringsanordning men en eller flere gjenvinnbare elementer Download PDFInfo
- Publication number
- NO20111718A1 NO20111718A1 NO20111718A NO20111718A NO20111718A1 NO 20111718 A1 NO20111718 A1 NO 20111718A1 NO 20111718 A NO20111718 A NO 20111718A NO 20111718 A NO20111718 A NO 20111718A NO 20111718 A1 NO20111718 A1 NO 20111718A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- flow
- fluid
- flow control
- formation
- control device
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 115
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 62
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 39
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 6
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 65
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 50
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Lubrication Details And Ventilation Of Internal Combustion Engines (AREA)
- Manufacture, Treatment Of Glass Fibers (AREA)
- Paper (AREA)
- Accessories For Mixers (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Cyclones (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Området for oppfinnelsen
[0001]Oppfinnelsen angår generelt systemer og fremgangsmåter for selektiv styring av fluidstrømning mellom et brønnboringsrør slik som en produksjonsstreng og en underjordisk formasjon.
2. Beskrivelse av relatert teknikk
[0002]Hydrokarboner slik som olje og gass er gjenvunnet fra en underjordisk formasjon ved å benytte en brønnboring boret inn i formasjonen. Slike brønner er typisk komplettert ved å plassere et foringsrør langs brønnboringslengden og å perforere foringsrøret tilstøtende hver slik produksjonssone for å utvinne formasjonsfluidene (slik som hydrokarboner) inn i brønnboringen. Fluid fra hver produksjonssone som går inn i brønnboringen er trukket inn i et rør som går til overflaten. Det er ønskelig å ha vesentlig jevn drenering langs produksjonssonen. Ujevn drenering kan resultere i uønskede forhold slik som en invasiv gasskonus eller vannkonus. I tilfellet av en oljeproduserende brønn kan for eksempel en gasskonus forårsake innstrømning av gass inn i brønnen som betydelig kan redusere oljeproduksjonen. På samme måte kan en vannkonus forårsake en innstrømning av vann inn i den oljeproduserende strømning som reduserer mengden og kvaliteten av den produserte olje. Følgelig er det ønskelig å tilveiebringe styrt drenering over en produksjonssone og/eller evnen til selektiv å stenge av eller redusere innstrømning innen produksjonssoner som erfarer en uønskelig innstrømning av vann og/eller gass. I tillegg kan det være ønskelig å injisere et fluid inn i formasjonen for å øke produksjonsmengdene eller dreneringsmønstre.
[0003]Den foreliggende oppfinnelse adresserer disse og andre behov innen den kjente teknikk.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0004]I aspekter tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse et apparat for å styre
en strømning av et fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. I én utførelse innbefatter apparatet en partikkelstyringsanordning posisjonert utvendig av brønn-boringsrøret; og et gjenvinnbart strømningsstyringselement utformet for å styre en
strømningsparameter av en fluid som strømmer mellom partikkelstyringsanordningen og en boring av brønnboringsrøret.
[0005]I videre aspekter tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse fremgangsmåter for å styre en strømning av fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte posisjonering av en strømnings-styringsanordning og en partikkelstyringsanordning i en brønnboring som krysser underoverflateformasjonen; justering av en strømningskarakteristikk til strømnings-styringsanordningen i brønnboringen ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen; transportering av et fluid inn i brønnboringen via et brønnborings-rør; og injisering av fluider inn i partikkelstyringsanordningen ved å benytte
strømningsstyringselementet.
[0006]I enda et annet aspekt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å styre en strømning av fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte injisering av et første fluid inn i formasjonen ved å benytte en strømningsstyringsanordning; justering av i det minste én strømningskarakteristikk til strømningsstyringsanordningen i brønn-boringen ved å benytte en setteanordning transportert inn i brønnen; og injisering av et andre fluid inn i formasjonen ved å benytte strømningsstyringsanordningen.
[0007]Det skal forstås at eksempler på de mer viktige trekk i oppfinnelsen har blitt oppsummert bredt for at detaljert beskrivelse av denne som følger bedre skal forstås, og for at bidragene til teknikken skal forstås. Det er selvfølgelig ytterligere trekk med oppfinnelsen som vil beskrives heretter og som vil forme gjenstanden for kravene vedføyd hertil.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0008]Fordelene og ytterligere aspekter med oppfinnelsen vil lett forstås av de som er normalt faglært på området da det samme vil bedre forstås med referanse til den følgende detaljerte beskrivelse når betraktet i forbindelse med de vedføyde tegningene i hvilke like referansenummer angir like eller lignende elementer ut gjennom de flere figurer til tegningen og hvori: Figur 1 er et skjematisk elevasjonsriss av en eksemplifiserende multisone-brønnboring og produksjonssammenstilling som innbefatter et innstrømningsstyringssystem i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 2 er et skjematisk elevasjonsriss av en eksemplifiserende åpenhulls produksjonssammenstilling som innbefatter et innstrømningsstyringssystem i henhold til én utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 3 er et skjematisk tverrsnittsriss av en eksemplifiserende produksjonsstyringsanordning laget i henhold til én utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 4 er et skjematisk elevasjonsriss av eksemplifiserende produksjonsstyringsanordninger laget i henhold til én utførelse av den foreliggende oppfinnelse som er benyttet i to eller flere brønner.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0009]Den foreliggende oppfinnelse angår anordninger og fremgangsmåter for å styre en strømning av fluid i en brønn. Den foreliggende oppfinnelse er mottakelig for utførelser med forskjellige former. Det er vist i tegningene, og vil heretter beskrives i detalj, spesifikke utførelser av den foreliggende oppfinnelse med den forståelse at den foreliggende oppfinnelse 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]Med referanse initielt til fig. 1, er det der vist en eksemplifiserende brønn-boring 10 som har blitt 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 metallforingsrør, som er kjent innen fagområdet, og et antall av perforeringer 18 penetrerer og strekker seg inn i formasjoner 14,16 slik at produksjonsfluider kan strømme fra formasjonene 14, 16 inn i brønnboringen 10. Brønnboringen 10 håret avviket, eller vesentlig horisontalt ben 19. Brønnboringen 10 haren senfase produksjonssammenstilling, generelt indikert ved 20, anbrakt deri ved en rørstreng 22 som strekker seg nedover fra et brønnhode 24 ved overflaten 26 til brønnboringen 10. Produksjonssammenstilling 20 danner en innvendig aksial strømningsboring 28 langs en lengde. Et ringrom 30 er dannet mellom produksjonssammenstilling 20 og brønnboringsforingsrøret. Produksjonssammenstilling 20 har et avviket, generelt horisontalt parti 32 som strekker seg langs det avvikede ben 19 til brønnboringen 10. Produksjonsanordningen 34 er posisjonert ved valgte punkter langs produksjonssammenstillingen 20. Valgfritt er hver produksjonsanordning 34 isolert innen brønnboringen 10 ved et par av paknings-anordninger 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.
[0011]Hver produksjonsanordning 34 fremviser en produksjonsstyringsanordning 38 som er benyttet for å styre én eller flere aspekter av en strømning av én eller flere fluider inn i produksjonssammenstillingen 20. Som benyttet heri inkluderer betegnelsen "fluid" eller "fluider" væsker, gasser, hydrokarboner, multifase fluider, blandinger av to eller flere fluider, vann, saltoppløsning, konstruerte fluider slik som boreslam, fluider injisert fra overflaten slik som vann, og naturlig oppstående fluider slik som olje og gass. I tillegg skal referanser til vann betraktes til også å innbefatte vannbaserte fluider; f.eks. saltoppløsning eller saltvann. I henhold til utførelser av den foreliggende oppfinnelse kan produksjonsstyringsanordningen 38 har et antall av alternative konstruksjoner som sikrer selektiv operasjon og styrt fluidstrømning derigjennom.
[0012]Figur 2 illustrerer et eksemplifiserende åpenhulls brønnboringsarrangement 11 hvori produksjonsanordningene til den foreliggende oppfinnelse kan benyttes. Konstruksjon og operasjon av åpenhulls brønnboringene 11 er lik mer i det fleste henseende til brønnboringen 10 beskrevet tidligere. Brønnboringsarrangementet 11 har imidlertid et uforet borehull som er direkte åpen til formasjonene 14, 16. Produksjonsfluider strømmer derfor direkte fra formasjonene 14,16, og inn i ringrommet 30 som er dannet mellom produksjonssammenstilling 21 og veggen til brønnboringen 11. Det er ingen perforeringer, og åpenhullspakninger 36 kan benyttes for å isolere produksjonsstyringsanordningene 38. Egenskapen til produksjonsstyringsanordningen er slik at fluidstrømningen er rettet fra formasjonen 16 direkte til den nærmeste produksjonsanordning 34, og således resulterer i en balansert strømning. I noen tilfeller kan kanskje pakninger utelates fra åpenhullskompletteringen.
[0013]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 produksjonsstreng, eller "innstrømning" og/eller styringen av strømning fra produksjonsstrengen inn i reservoaret, eller "injeksjon". Styreanordningene 100 kan fordeles langs en seksjon av en produksjonsbrønn for å tilveiebringe fluid-styring og/eller injeksjon ved flere steder. Eksemplifiserende produksjonsstyringsanordninger er omtalt heri nedenfor.
[0014]I én utførelse innbefatter produksjonsstyringsanordningen 100 en partikkelstyringsanordning 110 for å redusere mengden og størrelse av partikler medbrakt i fluidene og en strømningsstyringsanordning 120 som styrer én eller flere strømningsparametere eller karakteristikker relatert til fluidstrømning mellom et ringrom 50 og en strømningsboring 52 til produksjonsstrengen 20. Eksemplifiserende strømningsparametere eller karakteristikker innbefatter, men er ikke begrenset til strømningsstyring, strømningsmengde, trykkdifferensial, grad av laminær strømning eller turbulent strømning, etc. Partikkelstyringsanordningen 110 kan innbefatte en membran som er fluidpermeabel men impermeabel for partikkelmateriale. Illustrative anordninger kan innbefatte, men er ikke begrenset til, en trådforbindelse, sintrerte kuler, sandfiltre og tilhørende gruspakker, etc. I ett arrangement kan en trådduk 112 være viklet rundt et ikke-perforert basisrør 114.
[0015]I utførelser er strømningsstyringsanordningen 120 posisjonert aksialt tilstøtende partikkelstyringsanordningen 100 og kan innbefatte et hus 122 utformet for å motta et strømningsstyringselement 124. Huset 122 kan være formet som rørdel med en radialt forskjøvet lomme 126 som er formet for å motta strømnings-begrensningselementet 124. Lommen 126 kan være et indre rom som tilveiebringer en bane for fluidkommunikasjon mellom ringrommet 50 til brønnboringen 10 og strømningsboringen 52 til produksjonssammenstilling 20.1 ett arrangement kan huset 122 innbefatte et skjørtparti 128 som fører fluid mellom lommen 126 og partikkelstyringsanordningen 110. For eksempel kan skjørtpartiet 128 være en ring eller hylse som former en ringformet strømningsbane 132 rundt basisrøret 114.1 ett arrangement kan fluidet strømme vesentlig aksialt gjennom partikkelstyringsanordningen 112, strømningsbanen 132 og strømningsstyringsanordningen 124.
[0016]I utførelser kan strømningsbegrensningselementet 124 være en anordning utformet for å tilveiebringe en spesifisert lokal strømningsmengde (hastighet) under én eller flere gitte forhold (f.eks. strømningsmengde, fluidviskositet, etc). For injeksjonsoperasjoner kan strømningsstyringselementet 124 tilveiebringe en spesifisert lokal fluidinjeksjonsmengde, eller et område av injeksjonsmengder, for et gitt trykkdifferensial eller overflateinjeksjonsfluidpumpemengde. Strømnings-styringselementet 124 kan være formet for å innføres inn i og gjenvinnes fra lommen 126 in situ, dvs. etter at produksjonsstyringsanordningen 100 har blitt posisjonert i brønnboringen. Med in situ menes det et sted i brønnboringen. Innføring og/eller uttrekking av strømningsstyringselementet 124 kan utføres ved et setteverktøy 140, som generelt kan refereres til som "kickover"-verktøy. En passende bærer 142, slik som vaierledning eller kveilet rør, kan benyttes for å transportere sette verktøy et 140 langs strømningsboringen 52.
[0017]Eksemplifiserende strømningsbegrensningselementer 124 kan innbefatte, men er ikke begrenset til, ventiler, strupeventiler, dyseplater, anordninger som benytter bukne strømningsbaner, etc. Strømningsbegrensningselementet 124 kan være fjernbart. Strømningsbegrensningselementet 124 kan således innbefatte et flertall av ombyttbare eller modulære elementer. For eksempel kan et første modulelement fullstendig blokkere strømning, et andre element kan delvis blokkere strømning, et tredje element kan tillate full strømning. Full strømning kan også oppnås ved enkelt å fjerne strømningsbegrensningselementet 124. Således kan visse utførelser tilveiebringe en variabel strømningsmengde; dvs. en strømningsmengde som kan variere fra null til maksimal strømning og enhver mellomliggende strømningsmengde. I noen utførelser forblir strømningsbegrens-ningselementet 124 på plass i strømningsstyringsanordningen 120 og innbefatter et flertall av forskjellige strømningsbaner, hver av hvilke tilveiebringer en forskjellig strømningskarakteristikk. For eksempel kan strømningsbegrensningselementet 124 være en skive med et flertall av forskjellige dimensjonerte dyser. Skiven kan roteres for å innrette en spesifikk dyse med en strømningsbane.
[0018]Illustrative sidelommespindler, setteverktøy, og tilhørende strømnings-styringselementer er beskrevet i US-patenter nr. 3891032, 3741299; 4031955, som herved er innlemmet med referanse for alle formål.
[0019]Det skal forstås at strømningsstyringsanordningen 120 er mottakelig for en varietet av konfigurasjoner, av hvilke bruken av en radialt forskjøvet lomme 126 er et ikke-begrensende eksempel. Foreksempel kan strømningsstyringselement 124 være posisjonert innen strømningsboringen 52. Dessuten kan strømningsstyrings-anordningen 120 være integral med produksjonssammenstillingen 20 eller en
modulær eller komplett komponent.
[0020]Med generell referanse til fig. 1-3, kan reservoarene 14 og 16 i én utplasseringsmodus værekarakterisertvia passende testing og kjente reservoar-konstruksjonsteknikker for å beregne eller etablere ønskelig fluidfluks eller dreneringsmønstre. Det ønskede mønsteret(ene) kan oppnås ved passende å justere strømningsstyringsanordningene 120 for å generere et spesifisert trykkfall. Trykkfallet kan være det samme eller forskjellig for hver av strømningsstyrings-anordninger 120 posisjonert langs produksjonssammenstillingen 20. Før innføring i brønnboringen 10, kan formasjonsevalueringsinformasjon, slik som formasjons-trykk, temperatur, fluidsammensetning, brønnboringsgeometri og lignende, benyttes for å beregne et ønsket trykkfall for hver strømningsstyringsanordning 140. Strømningsstyringselementene 123 for hver anordning kan være valgt basert på slike beregninger og underliggende analyser.
[0021]Under en produksjonsoperasjonsmodus, strømmer fluid fra formasjonen 14, 16 inn i partikkelstyringsanordningen 110 og så aksialt gjennom skjørtpartiet 128 inn i strømningsstyringsanordningen 120. Ettersom fluidet strømmer gjennom lommen 126, genererer strømningsstyringselementet 124 et trykkfall som resulterer i en reduksjon av hastigheten til det strømmende fluid. Det vil forstås at fluidstrømningen er generelt innrettet med langaksen 152 til strømningsboringen. Det vil si at vesentlig fluidstrømning lateralt til den langsgående akse av strømningsboringen skjer kun oppstrøms eller nedstrøms av strømningsstyrings-elementet 124. Således oppstår ikke lateral fluidstrømning ved stedet av det genererte trykkfall i fluidet.
[0022] I en injeksjonsoperasjonsmodus, er en spesiell seksjon eller sted i en formasjon valgt eller utpekt for å infiseres eller behandles med fluid. Injeksjons-modusen kan innbefatte å velge ut en forhåndsbestemt distanse for penetrasjon av fluidet inn i formasjonen. Under operasjon er fluidet pumpet gjennom produksjonssammenstilling 20 og over produksjonsstyringsanordningen 100. Ettersom fluidet strømmer gjennom strømningsstyringselementene 122, er et trykkfall generert som resulterer i en reduksjon av strømningshastigheten av fluidet som strømmer gjennom partikkelstyringsanordningen 110 og inn i ringrommet 50 (fig.
3). Igjen er fluidstrømning generelt innrettet med aksen til strømningsboringen eller basisrøret. Fluidet kan være tilstrekkelig trykksatt for å penetrere formasjonen. For eksempel kan fluidet være trykksatt til et trykk som er høyere enn et poretrykk i formasjonen for å strømme inn i formasjonen en forhåndsbestemt eller ønsket distanse. Fluidet kan også være trykksatt til et trykk som er høyere enn et
frakturtrykk til formasjonen for å generere frakturering i formasjonen for å forbedre eller øke formasjonspermeabilitet. Fluidet injisert i formasjonen kan således utføre ethvert antall av funksjoner. For eksempel kan fluid være et fraktureringsfluid som øker permeabiliteten til formasjonen ved å innføre fraktur i formasjonen. Fluider kan også innbefatte proppemidler som holder fraktur eller tunneler åpne for fluid-strømning. Fluidene kan også justere én eller flere materialer eller kjemiske egenskaper til formasjonen og/eller fluidene i formasjonen. Fluidene kan også innføre varmeenergi (f.eks. damp) for å øke mobiliteten av fluider i formasjonen eller danne vannfronter som skyver eller på annen måte bevirker hydrokarbon-avsetninger å migrere eller bevege seg på en ønsket måte. Fluidene kan være vesentlig en væske, vesentlig en gass, eller en blanding. Med vesentlig er det ment mer enn omkring femti prosent i volum.
[0023] Injeksjonsmodusene kan utnyttes i mange varianter. I én variant, kan en produksjonsstyringsanordning 100 være benyttet for både å drenere fluid fra en formasjon og å injisere fluid inn i en formasjon. Således kan for eksempel produksjonsstrengen 22 i fig. 1 benyttes for både injeksjon og produksjon. Nå med referanse til fig. 4, kan to eller flere brønner benyttes for produksjon av hydrokarboner. En første brønn 160 kan benyttes for å produsere fluider fra en formasjon 162 via et flertall av produksjonsanordninger 164 og en andre brønn 166 kan benyttes for å injisere fluider inn i formasjonen 162 via én eller flere produksjonsanordninger 168. For eksempel kan et fluid slik som vann eller saltoppløsning injiseres via produksjonsanordningene 168 for å forme en vannfront 170 som øker produksjonen fra den første brønn 160.
[0024] Det skal forstås at produksjon og injeksjonsmodusene kun er illustrative og den foreliggende oppfinnelse er ikke begrenset til noen spesiell operasjonsmodus.
[0025]Mange metodelærer kan anvendes ved installasjon av produksjonsstyringsanordningene 100 i brønnen. I én utførelse kan reservoarmodeller, historiske modeller, og/eller annen informasjon benyttes for å beregne eller etablere ønskede injeksjonsmengder for én eller flere produksjonsstyringsanordninger 100. Illustrative injeksjonsregimer for én eller flere injeksjonsanordninger 100 kan innbefatte en minimums injeksjonsmengde, en enhetlig injeksjonsmengde, injeksjonsmengder som varierer i henhold til det fysiske sted (f.eks. en "hel" av brønnen, en "tå" eller avslutningsende av brønnen, etc), etc I ett arrangement er strømningsstyringselementet 124 til hver strømningsstyringsanordning 120 installert ved overflaten og produksjonsstrengen er deretter installert i brønnen.
[0026]I andre arrangementer er de lokale injeksjonsmengder langs produksjonsstrengen utformet etter at rørstrengen 22 er installert i brønnen. Denne konfigurasjon kan styres av personell ved overflaten. For eksempel kan et "dummy" strømningsstyringselement som blokkerer strømning over en lomme 126 være installert i én eller flere av produksjonsstyringsanordningene 100. Etter at produksjonsstrengen 20 er satt i brønnboringen, kan personell transportere setteverktøyet 140 inn i brønnboringen for å gjenvinne "dummy" strømnings-styringselementet og installere et operasjonsstrømningsstyringselement som tilveiebringer en spesifisert injeksjonsoppførsel. I arrangementer, kan brønntester utføres før eller etter at "dummy" strømningsstyringselementet er fjernet for å velge et strømningsstyringselement med de passende strømningskarakteristikker.
[0027]I enda andre arrangementer kan de lokale injeksjonsmengder langs rørstrengen 22 rekonfigureres etter at rørstrengen 22 er installert i brønnen. For eksempel kan forandringer i lokale reservoarparameter eller forhold nødvendig-gjøre en forandring i en injeksjonsmengde for én eller flere produksjonsstyringsanordninger 100.1 slike situasjoner kan setteverktøyet 140 transporteres inn i brønnboringen for å gjenvinne en operasjonsoppførsel (opptreden) og deretter installere et annet strømningsstyringselement som tilveiebringer en annen injeksjonsopptreden. Det nylig installerte strømningsstyringselement kan være et "dummy" strømningsstyringselement. Konfigurasjonsprosessen kan således initieres eller på annen måte styres fra overflaten.
[0028]Fra det som er omtalt ovenfor vil det forstås at det som har blitt beskrevet innbefatter delvis et apparat for å styre en strømning av et fluid mellom et brønn-boringsrør og en formasjon. I én utførelse innbefatter apparatet en partikkelstyringsanordning posisjonert utvendig av brønnboringsrøret; og et gjenvinnbart strømningsstyringselement som styrer en strømningsparameter av et fluid som strømmer mellom partikkelstyringsanordningen og en boring til brønnboringsrøret. Et hus med et indre rom kan motta strømningsstyringselementet. Det innvendige rom kan forme en strømningsbane som er innrettet med en langsgående akse til brønnboringsrøret. I visse implementasjoner kan strømningsstyringselementet strømme hovedsakelig en væske.
[0029]Fra det som er omtalt ovenfor vil det forstås at det som har blitt beskrevet også innbefatter en delvis fremgangsmåte for styring av en strøm av et fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte posisjonering av en strømningsstyringsanordning og en partikkelstyringsanordning i en brønnboring som krysser underoverflateformasjonen; justering av en strømningskarakteristikk til strømningsstyringsanordningen i brønnboringen ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen; transportering av fluid inn i brønnboringen via et brønnboringsrør; og injisering av fluider inn i partikkelstyringsanordningen ved å benytte strømningsstyringselementet. I et arrangement kan fremgangsmåten innbefatte trykksetting av fluider slik at fluidet penetrerer en forhåndsbestemt distanse inn i en formasjon. Fluidet kan også være hovedsakelig en væske. Ett illustrerende fluid kan være en fraktureringsvæske konstruert for å forandre en permeabilitet til formasjonen.
[0030] I implementasjoner kan fremgangsmåten innbefatte generering av en vannfront i formasjonen ved å benytte fluidet. Fremgangsmåten kan videre innbefatte styring av den i det minst ene strømningskarakteristikk ved å benytte et strømningsstyringselement forbundet med strømningsstyringsanordningen; og å erstatte strømningsstyringselementet for å justere den i det minste ene strømningskarakteristikk. I tillegg kan fremgangsmåten innbefatte: gjenvinning av strømningsstyringselementet; installering av et andre strømningsstyringselement i brønnboringen, det andre strømningsstyringselement har i det minste en strømningskarakteristikk som er forskjellig fra det gjenvundede strømnings-styringselement.; og injisering av et fluid inn i formasjonen ved å benytte det andre strømningsstyringselement. I arrangementer kan fremgangsmåten innbefatte strømning av et reservoarfluid gjennom strømningsstyringselementet. I andre arrangementer kan fremgangsmåten innbefatte posisjonering av et flertall av strømningsstyringsanordninger og tilhørende partikkelstyringsanordninger i brønnboringen; og utjevning av en fluks av produserte fluider langs i det minste et parti av brønnboringen ved å justere en strømningskarakteristikk til i det minste én strømningsstyringsanordning til flertallet strømningsstyringsanordninger ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen.
[0031]Fra det som er omtalt ovenfor vil det forstås at det som har blitt beskrevet videre innbefatter delvis en fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte injisering av et første fluid inn i formasjonen ved å benytte en strømningsstyrings-anordning; justering av i det minste én strømningskarakteristikk til strømnings-styringsanordning in situ ved å benytte en setteanordning transportert inn i brønnen; og injisering av et andre fluid inn i formasjonen ved å benytte strøm-ningsstyringsanordningen. I utførelser kan fremgangsmåten innbefatte strømning av et reservoarfluid gjennom strømningsstyringselementet. Fremgangsmåten kan også innbefatte økning av en permeabilitet til formasjonen ved å benytte i det minste en av: (i) det første fluid, og (ii) det andre fluid. Fremgangsmåten kan også innbefatte generering av en vannfront i formasjonen ved å benytte fluid og/eller utjevning av en fluks til produserte fluider langs i det minste et parti av brønn-boringen ved å justere den i det minste ene strømningskarakteristikk.
[0032]Det skal forstås at fig. 1 og 2 er ment å kun være illustrative for produk-sjonssystemene hvor lærene til den foreliggende oppfinnelse kan anvendes. For eksempel kan brønnboringer 10, 11 i visse produksjonssystemer benytte kun et foringsrør eller foring for å transportere produksjonsfluider til overflaten. Lærene i foreliggende oppfinnelse kan anvendes for å styre strømningen inn i disse og andre brønnboringsrør.
[0033]For klarhets 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 "ventil" benyttet i deres bredeste betydning og er ikke begrenset til noen spesiell type eller konfigurasjon. Den foregående beskrivelse er rettet mot spesielle utførelser av foreliggende oppfinnelse for illustrasjon og forklarings-formål. Det vil imidlertid være åpenbart for de som er faglært på området at mange modifikasjoner og forandringer av de ovenfor omtalte utførelser er mulige uten å avvike fra omfanget av oppfinnelsen.
Claims (18)
1. Apparat for å styre en strømning av et fluid mellom et brønnboringsrør og en formasjon,
karakterisert vedat det omfatter: en partikkelstyringsanordning posisjonert utvendig av brønnboringsrøret; og et gjenvinnbart strømningsstyringselement konfigurert for å styre en strømningsparameter til et fluid som strømmer mellom partikkelstyringsanordningen og en boring til brønnboringsrøret.
2. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat det videre omfatter et hus posisjonert langs brønnboringsrøret, huset har et innvendig rom konfigurert for å motta strømnings-styringselementet.
3. Apparat ifølge krav 2,
karakterisert vedat det indre rom danner en strømningsbane som er innrettet med en langsgående akse til brønnboringsrøret.
4. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat strømningsstyringselementet er konfigurert for strømning av hovedsakelig en væske.
5. Fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom et brønn-boringsrør og en formasjon,
karakterisert vedat den omfatter: posisjonering av en strømningsstyringsanordning og en partikkelstyringsanordning i en brønnboring som krysser underoverflateformasjonen; justering av en strømningskarakteristikk til strømningsstyringsanordningen posisjonert i brønnboringen ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen; transportering av et fluid inn i brønnboringen via et brønnboringsrør; og injisering av fluider inn i partikkelstyringsanordningen ved å benytte strømningsstyringselementet.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat fluidet trykksettes slik at fluidet penetrerer en forhåndsbestemt distanse inn i en formasjon.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat fluidet er hovedsakelig en væske.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat fluidet innbefatter en fraktureringsvæske konstruert for å forandre en permeabilitet til formasjonen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat den videre omfatter generering av en vannfront inn i formasjonen ved å benytte fluidet.
10 .Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat den videre omfatter styring av den i det minste ene strømningskarakteristikk ved å benytte et strømningsstyringselement assosiert med strømningsstyringsanordningen; og utskifting av strømnings-styringselementet for å justere den i det minste ene strømningskarakteristikk.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,
karakterisert vedat utskiftingen omfatter: gjenvinning av strømnings-styringselementet; installering av et andre strømningsstyringselement i brønn-boringen, det andre strømningsstyringselement har i det minste en strømnings-karakteristikk som er forskjellig fra det gjenvunnede strømningsstyringselement; og injisering av et fluid inn i formasjonen ved å benytte det andre strømnings-styringselement.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat den videre omfatter strømning av et reservoarfluid gjennom strømningsstyringselementet.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat den videre omfatter posisjonering av et flertall av strømningsstyringsanordninger og assosierte partikkelstyringsanordninger i brønnboringen; og utjevning av en fluks av produserte fluider langs i det minste et parti av brønnboringen ved å justere en strømningskarakteristikk til i det minste én strømningsstyringsanordning til flertallet av strømningsstyringsanordninger ved å benytte et setteverktøy transportert inn i brønnboringen.
14. Fremgangsmåte for styring av en strømning av fluid mellom et brønn-boringsrør og en formasjon,
karakterisert vedat den omfatter: injisering av et første fluid inn i formasjonen ved å benytte en strømnings-styringsanordning posisjonert i brønnboringen; justering av i det minste én strømningskarakteristikk til strømningsstyrings-anordningen posisjonert i brønnboringen ved å benytte en setteanordning transport inn i brønnen; og injisering av et andre fluid inn i formasjonen ved å benytte strømnings-styringsanordningen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,
karakterisert vedat den videre omfatter strømning av et reservoarfluid gjennom strømningsstyringselementet.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 14,
karakterisert vedat den videre omfater økning av en permeabilitet til formasjonen ved å benytte i det minste én av: (i) det første fluid, og (ii) det andre fluid.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 14,
karakterisert vedat den videre omfatter generering av en vannfront i formasjonen ved å benytte fluidet.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 14,
karakterisert vedat den videre omfatter ujevning av en fluks til produserte fluider langs i det minste et parti av brønnboringen ved å justere den i det minste ene strømningskarakteristikk.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/497,377 US8893809B2 (en) | 2009-07-02 | 2009-07-02 | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
PCT/US2010/039045 WO2011002615A2 (en) | 2009-07-02 | 2010-06-17 | Flow control device with one or more retrievable elements |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20111718A1 true NO20111718A1 (no) | 2012-01-06 |
NO340942B1 NO340942B1 (no) | 2017-07-24 |
Family
ID=43411669
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20111718A NO340942B1 (no) | 2009-07-02 | 2011-12-14 | Apparat og fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8893809B2 (no) |
CN (1) | CN102472091B (no) |
AU (1) | AU2010266638B2 (no) |
BR (1) | BRPI1011921B1 (no) |
CA (1) | CA2767109C (no) |
GB (1) | GB2483593B (no) |
MY (1) | MY163437A (no) |
NO (1) | NO340942B1 (no) |
WO (1) | WO2011002615A2 (no) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8620243B2 (en) | 2008-08-14 | 2013-12-31 | Anite Finland Oy | System and method for an intelligent radio frequency receiver |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
MY167551A (en) | 2011-10-31 | 2018-09-14 | Halliburton Energy Services Inc | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection |
EP2773842A4 (en) | 2011-10-31 | 2015-08-19 | Halliburton Energy Services Inc | AUTONOMOUS FLOW REGULATION DEVICE COMPRISING A PLATE FORMING VALVE FOR SELECTING FLUID IN WELL BOTTOM |
US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
US9328558B2 (en) | 2013-11-13 | 2016-05-03 | Varel International Ind., L.P. | Coating of the piston for a rotating percussion system in downhole drilling |
US9404342B2 (en) | 2013-11-13 | 2016-08-02 | Varel International Ind., L.P. | Top mounted choke for percussion tool |
US9415496B2 (en) | 2013-11-13 | 2016-08-16 | Varel International Ind., L.P. | Double wall flow tube for percussion tool |
US9562392B2 (en) | 2013-11-13 | 2017-02-07 | Varel International Ind., L.P. | Field removable choke for mounting in the piston of a rotary percussion tool |
US10526880B2 (en) * | 2013-11-15 | 2020-01-07 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing flow control device properties on injector wells in liquid flooding systems |
WO2015073034A1 (en) * | 2013-11-15 | 2015-05-21 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing flow control device properties on both producer and injector wells in coupled injector-producer liquid flooding systems |
CN105765160A (zh) * | 2013-11-15 | 2016-07-13 | 兰德马克绘图国际公司 | 优化用于累积液体注入的流量控制装置特性 |
CN105899755A (zh) * | 2013-11-15 | 2016-08-24 | 界标制图有限公司 | 在耦接式注入器-生产器调驱液系统中优化生产井上的流量控制设备特性 |
AU2018405194B2 (en) | 2018-01-26 | 2023-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable well assemblies and devices |
WO2020028994A1 (en) * | 2018-08-10 | 2020-02-13 | Rgl Reservoir Management Inc. | Nozzle for steam injection and steam choking |
KR102291032B1 (ko) | 2019-02-21 | 2021-08-20 | 계양전기 주식회사 | 전동 공구 및 이의 제어 방법 |
US11286767B2 (en) | 2019-03-29 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Accessible wellbore devices |
US20230399914A1 (en) * | 2022-06-09 | 2023-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically coupled inflow control device |
US11851961B1 (en) | 2022-06-09 | 2023-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically coupled subsurface choke |
Family Cites Families (153)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1649524A (en) | 1927-11-15 | Oil ahd water sepakatos for oil wells | ||
US1362552A (en) | 1919-05-19 | 1920-12-14 | Charles T Alexander | Automatic mechanism for raising liquid |
US1915867A (en) * | 1931-05-01 | 1933-06-27 | Edward R Penick | Choker |
US1984741A (en) | 1933-03-28 | 1934-12-18 | Thomas W Harrington | Float operated valve for oil wells |
US2089477A (en) * | 1934-03-19 | 1937-08-10 | Southwestern Flow Valve Corp | Well flowing device |
US2119563A (en) * | 1937-03-02 | 1938-06-07 | George M Wells | Method of and means for flowing oil wells |
US2214064A (en) * | 1939-09-08 | 1940-09-10 | Stanolind Oil & Gas Co | Oil production |
US2257523A (en) * | 1941-01-14 | 1941-09-30 | B L Sherrod | Well control device |
US2412841A (en) | 1944-03-14 | 1946-12-17 | Earl G Spangler | Air and water separator for removing air or water mixed with hydrocarbons, comprising a cartridge containing a wadding of wooden shavings |
US2942541A (en) * | 1953-11-05 | 1960-06-28 | Knapp Monarch Co | Instant coffee maker with thermostatically controlled hopper therefor |
US2762437A (en) * | 1955-01-18 | 1956-09-11 | Egan | Apparatus for separating fluids having different specific gravities |
US2814947A (en) | 1955-07-21 | 1957-12-03 | Union Oil Co | Indicating and plugging apparatus for oil wells |
US2810352A (en) | 1956-01-16 | 1957-10-22 | Eugene D Tumlison | Oil and gas separator for wells |
US2942668A (en) * | 1957-11-19 | 1960-06-28 | Union Oil Co | Well plugging, packing, and/or testing tool |
US3040814A (en) * | 1959-07-08 | 1962-06-26 | Camco Inc | Well tool apparatus |
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 |
US4294313A (en) | 1973-08-01 | 1981-10-13 | Otis Engineering Corporation | Kickover tool |
US3876471A (en) * | 1973-09-12 | 1975-04-08 | Sun Oil Co Delaware | Borehole electrolytic power supply |
US3918523A (en) | 1974-07-11 | 1975-11-11 | Ivan L Stuber | Method and means for implanting casing |
US3951338A (en) * | 1974-07-15 | 1976-04-20 | Standard Oil Company (Indiana) | Heat-sensitive subsurface safety valve |
US3975651A (en) * | 1975-03-27 | 1976-08-17 | Norman David Griffiths | Method and means of generating electrical energy |
US4066128A (en) | 1975-07-14 | 1978-01-03 | Otis Engineering Corporation | Well flow control apparatus and method |
US4153757A (en) * | 1976-03-01 | 1979-05-08 | Clark Iii William T | Method and apparatus for generating electricity |
US4187909A (en) * | 1977-11-16 | 1980-02-12 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for placing buoyant ball sealers |
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 |
YU192181A (en) * | 1981-08-06 | 1983-10-31 | Bozidar Kojicic | Two-wall filter with perforated couplings |
JPS5989383A (ja) | 1982-11-11 | 1984-05-23 | Hisao Motomura | 膨潤性止水材 |
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 |
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. |
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 |
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 |
TW201341B (en) | 1992-08-07 | 1993-03-01 | Raychem Corp | Low thermal expansion seals |
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 |
US5431346A (en) * | 1993-07-20 | 1995-07-11 | Sinaisky; Nickoli | Nozzle including a venturi tube creating external cavitation collapse for atomization |
US5435395A (en) * | 1994-03-22 | 1995-07-25 | Halliburton Company | Method for running downhole tools and devices with coiled tubing |
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 |
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 |
US5706891A (en) * | 1996-01-25 | 1998-01-13 | Enterra Petroleum Equipment Group, Inc. | Gravel pack mandrel system for water-flood operations |
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 |
GB2340655B (en) * | 1998-08-13 | 2001-03-14 | Schlumberger Ltd | Downhole power generation |
AU3219000A (en) * | 1999-01-29 | 2000-08-18 | 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 |
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 |
US6286596B1 (en) | 1999-06-18 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-regulating lift fluid injection tool and method for use of same |
GB9923092D0 (en) * | 1999-09-30 | 1999-12-01 | Solinst Canada Ltd | System for introducing granular material into a borehole |
WO2001065063A1 (en) | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
US6629564B1 (en) | 2000-04-11 | 2003-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole flow meter |
DE60110081D1 (de) * | 2000-07-21 | 2005-05-19 | Sinvent As Trondheim | Kombinierte verrohrung und sandfilter |
US6817416B2 (en) | 2000-08-17 | 2004-11-16 | Abb Offshore Systems Limited | Flow control device |
US6371210B1 (en) * | 2000-10-10 | 2002-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
WO2002059452A1 (en) | 2001-01-26 | 2002-08-01 | E2 Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
US6622794B2 (en) | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
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 |
GB2390383B (en) | 2001-06-12 | 2005-03-16 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation methods |
US20060108114A1 (en) * | 2001-12-18 | 2006-05-25 | Johnson Michael H | 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 |
WO2004018833A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shape memory actuated valve |
NO318165B1 (no) * | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
US6951252B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface controlled subsurface lateral branch safety valve |
US6863126B2 (en) * | 2002-09-24 | 2005-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternate path multilayer production/injection |
US6840321B2 (en) * | 2002-09-24 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral injection/production/storage completion system |
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 |
NO318189B1 (no) | 2003-06-25 | 2005-02-14 | Reslink As | Anordning og fremgangsmate for selektiv styring av fluidstromning mellom en bronn og omkringliggende bergarter |
US6976542B2 (en) | 2003-10-03 | 2005-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Mud flow back valve |
US7258166B2 (en) * | 2003-12-10 | 2007-08-21 | Absolute Energy Ltd. | Wellbore screen |
US20050178705A1 (en) * | 2004-02-13 | 2005-08-18 | Broyles Norman S. | Water treatment cartridge shutoff |
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 |
CA2593418C (en) * | 2004-04-12 | 2013-06-18 | Baker Hughes Incorporated | Completion with telescoping perforation & fracturing tool |
US20050241835A1 (en) | 2004-05-03 | 2005-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-activating downhole tool |
US7290606B2 (en) * | 2004-07-30 | 2007-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inflow control device with passive shut-off feature |
WO2006015277A1 (en) | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7658051B2 (en) * | 2004-08-04 | 2010-02-09 | Georgia Foam, Inc. | Reinforced sidings |
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 |
US7673678B2 (en) * | 2004-12-21 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control device with a permeable membrane |
NO331536B1 (no) * | 2004-12-21 | 2012-01-23 | Schlumberger Technology Bv | Fremgangsmate for a danne en regulerende strom av bronnhullfluider i et bronnhull anvendt i produksjon av hydrokarboner, og ventil for anvendelse i et undergrunns bronnhull |
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 |
US8453746B2 (en) | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7708068B2 (en) | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
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 |
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 |
US20080149351A1 (en) * | 2006-12-20 | 2008-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Temporary containments for swellable and inflatable packer elements |
US7909088B2 (en) * | 2006-12-20 | 2011-03-22 | Baker Huges Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
US8291979B2 (en) | 2007-03-27 | 2012-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling flows in a well |
US7828067B2 (en) | 2007-03-30 | 2010-11-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Inflow control device |
US20080283238A1 (en) | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
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 |
US8037940B2 (en) * | 2007-09-07 | 2011-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method of completing a well using a retrievable inflow control device |
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 |
-
2009
- 2009-07-02 US US12/497,377 patent/US8893809B2/en active Active
-
2010
- 2010-06-17 MY MYPI2011006380A patent/MY163437A/en unknown
- 2010-06-17 BR BRPI1011921A patent/BRPI1011921B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-06-17 CN CN201080029172.1A patent/CN102472091B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-17 WO PCT/US2010/039045 patent/WO2011002615A2/en active Application Filing
- 2010-06-17 GB GB1121949.0A patent/GB2483593B/en active Active
- 2010-06-17 AU AU2010266638A patent/AU2010266638B2/en not_active Ceased
- 2010-06-17 CA CA2767109A patent/CA2767109C/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-12-14 NO NO20111718A patent/NO340942B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO340942B1 (no) | 2017-07-24 |
AU2010266638B2 (en) | 2014-06-26 |
US8893809B2 (en) | 2014-11-25 |
AU2010266638A1 (en) | 2011-12-22 |
CN102472091B (zh) | 2015-11-25 |
US20110000684A1 (en) | 2011-01-06 |
BRPI1011921A2 (pt) | 2016-04-19 |
WO2011002615A3 (en) | 2011-03-31 |
MY163437A (en) | 2017-09-15 |
CA2767109C (en) | 2014-12-23 |
CN102472091A (zh) | 2012-05-23 |
GB2483593B (en) | 2013-12-18 |
CA2767109A1 (en) | 2011-01-06 |
GB201121949D0 (en) | 2012-02-01 |
GB2483593A (en) | 2012-03-14 |
BRPI1011921B1 (pt) | 2019-10-22 |
WO2011002615A2 (en) | 2011-01-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20111718A1 (no) | Stromningsstyringsanordning men en eller flere gjenvinnbare elementer | |
EP2414621B1 (en) | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production | |
EP2766565B1 (en) | Fluid filtering device for a wellbore and method for completing a wellbore | |
US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
AU2008312545A1 (en) | Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production | |
NO335792B1 (no) | Fremgangsmåte for behandling av en brønn som strekker seg fra et brønnhode og inn i en underjordisk formasjon | |
CA2757950C (en) | Ported packer | |
NO20110181A1 (no) | Innstromningsstyringsanordning som anvender et vannfolsomt middel | |
EP2007968A2 (en) | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations | |
NO344416B1 (no) | Fluidreguleringsapparatur og fremgangsmåter for produksjons- og injeksjonsbrønner | |
MX2012005650A (es) | Empacador de agujero abierto para empacamiento de grava de ruta alterna y metodo para completar una perforacion de pozo de agujero abierto. | |
GB2512122A (en) | Increasing hydrocarbon recovery from reservoirs | |
Jin et al. | Performance analysis of wells with downhole water loop installation for water coning control | |
US20120205127A1 (en) | Selective displacement of water in pressure communication with a hydrocarbon reservoir | |
NO342071B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for å komplettere en brønn | |
NO339673B1 (no) | Strømningsstyrt nedihullsverktøy | |
US20120061093A1 (en) | Multiple in-flow control devices and methods for using same | |
Suranto et al. | Smart completion design in cyclic steam stimulation process: an alternative for accelerating heavy oil recovery | |
CN110344801B (zh) | 用于可燃冰开采的压裂作业方法、开采方法和开采系统 | |
CN101514621B (zh) | 多区域中的无钻机的防砂 | |
RU2681758C1 (ru) | Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти | |
CA2937710C (en) | Vertical staging with horizontal production in heavy oil extraction | |
AU2017343449B2 (en) | Wellbore completion apparatus and methods utilizing expandable inverted seals | |
Wee et al. | Intelligent Completion Technology Enables Selective Injection and Production in Mature Field Offshore South China Sea | |
CA2937710A1 (en) | Vertical staging with horizontal production in heavy oil extraction |