NO20111718A1 - Stromningsstyringsanordning men en eller flere gjenvinnbare elementer - Google Patents

Stromningsstyringsanordning men en eller flere gjenvinnbare elementer Download PDF

Info

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
Application number
NO20111718A
Other languages
English (en)
Other versions
NO340942B1 (no
Inventor
Eddie G Bowen
Jack E Charles
Benn A Voll
Matthew Shane Clews
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 NO20111718A1 publication Critical patent/NO20111718A1/no
Publication of NO340942B1 publication Critical patent/NO340942B1/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
    • 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
    • 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
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • 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
    • E21B43/25Methods for stimulating production

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (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)
  • Accessories For Mixers (AREA)
  • Paper (AREA)
  • Manufacture, Treatment Of Glass Fibers (AREA)
  • Lubrication Details And Ventilation Of Internal Combustion Engines (AREA)
  • Cyclones (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (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.
NO20111718A 2009-07-02 2011-12-14 Apparat og fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon NO340942B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010019449A2 (en) 2008-08-14 2010-02-18 Andrew Llc 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
US8991506B2 (en) 2011-10-31 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection
US9291032B2 (en) 2011-10-31 2016-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection
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
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
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
US9415496B2 (en) 2013-11-13 2016-08-16 Varel International Ind., L.P. Double wall flow tube for percussion tool
US9404342B2 (en) 2013-11-13 2016-08-02 Varel International Ind., L.P. Top mounted choke for 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
DE112013007604T5 (de) * 2013-11-15 2016-08-18 Landmark Graphics Corporation Optimierung der Flusskontrollvorrichtungseigenschaften in einem Produktionssondenbohrloch in gekoppelten Injektor-Produktionssonden-Flüssigkeitsflutungssystemen
AU2013405170B2 (en) * 2013-11-15 2017-06-22 Landmark Graphics Corporation Optimizing flow control device properties on both producer and injector wells in coupled injector-producer liquid flooding systems
DE112013007603T5 (de) * 2013-11-15 2016-08-18 Landmark Graphics Corporation Optimierung der Eigenschaften von Strömungsregelungsvorrichtungen für kumulierte Flüssigkeitsinjektion
GB2581734B (en) * 2018-01-26 2022-07-13 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
GB2598476B (en) 2019-03-29 2023-01-25 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)

* 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
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
US4257650A (en) 1978-09-07 1981-03-24 Barber Heavy Oil Process, Inc. Method for recovering subsurface earth substances
US4434849A (en) 1978-09-07 1984-03-06 Heavy Oil Process, Inc. Method and apparatus for recovering high viscosity oils
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
EP0251881B1 (fr) 1986-06-26 1992-04-29 Institut Français du Pétrole Méthode de production assistée d'un effluent à produire contenu dans une formation géologique
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
US6112817A (en) 1997-05-06 2000-09-05 Baker Hughes Incorporated Flow control apparatus and methods
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
NO306033B1 (no) 1998-06-05 1999-09-06 Ziebel As Anordning og fremgangsmate til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrom mellom et hydrokarbonreservoar og en bronn
GB2340655B (en) 1998-08-13 2001-03-14 Schlumberger Ltd Downhole power generation
WO2000045031A1 (en) 1999-01-29 2000-08-03 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
CA2401709C (en) 2000-03-02 2009-06-23 Shell Canada Limited Wireless downhole well interval inflow and injection control
US6629564B1 (en) 2000-04-11 2003-10-07 Schlumberger Technology Corporation Downhole flow meter
EP1301686B1 (en) 2000-07-21 2005-04-13 Sinvent AS Combined liner and matrix system
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
US6622794B2 (en) 2001-01-26 2003-09-23 Baker Hughes Incorporated Sand screen with active flow control and associated method of use
GB2388136B (en) 2001-01-26 2005-05-18 E2Tech Ltd Device and method to seal boreholes
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
GB2376488B (en) 2001-06-12 2004-05-12 Schlumberger Holdings Flow control regulation method and apparatus
CA2471261A1 (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
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
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
WO2005100743A1 (en) 2004-04-12 2005-10-27 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
US7409999B2 (en) 2004-07-30 2008-08-12 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
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
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
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
CA2624180C (en) 2005-09-30 2012-03-13 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore apparatus and method for completion, production and injection
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
US7802621B2 (en) 2006-04-24 2010-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7469743B2 (en) 2006-04-24 2008-12-30 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
US8485265B2 (en) 2006-12-20 2013-07-16 Schlumberger Technology Corporation Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use
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
US7743835B2 (en) 2007-05-31 2010-06-29 Baker Hughes Incorporated Compositions containing shape-conforming materials and nanoparticles that absorb energy to heat the compositions
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

Also Published As

Publication number Publication date
GB201121949D0 (en) 2012-02-01
GB2483593A (en) 2012-03-14
NO340942B1 (no) 2017-07-24
BRPI1011921B1 (pt) 2019-10-22
CN102472091A (zh) 2012-05-23
CA2767109C (en) 2014-12-23
WO2011002615A2 (en) 2011-01-06
GB2483593B (en) 2013-12-18
MY163437A (en) 2017-09-15
CN102472091B (zh) 2015-11-25
BRPI1011921A2 (pt) 2016-04-19
CA2767109A1 (en) 2011-01-06
AU2010266638B2 (en) 2014-06-26
WO2011002615A3 (en) 2011-03-31
US20110000684A1 (en) 2011-01-06
AU2010266638A1 (en) 2011-12-22
US8893809B2 (en) 2014-11-25

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
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