NO310697B1 - System for innföring av et injeksjonsfluid i en hydrokarbonfluidström - Google Patents
System for innföring av et injeksjonsfluid i en hydrokarbonfluidström Download PDFInfo
- Publication number
- NO310697B1 NO310697B1 NO19963413A NO963413A NO310697B1 NO 310697 B1 NO310697 B1 NO 310697B1 NO 19963413 A NO19963413 A NO 19963413A NO 963413 A NO963413 A NO 963413A NO 310697 B1 NO310697 B1 NO 310697B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- valve
- valve body
- fluid
- production pipe
- wellbore
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 48
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims description 13
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 24
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009429 electrical wiring Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- 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
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
- E21B43/123—Gas lift valves
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Magnetically Actuated Valves (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Nozzles (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår et system for innføring av et injeksjonsfluid i en hydrokarbonfluidstrøm, ifølge kravinnledningen.
GB 2 250 320 beskriver et system for å innføre injeksjonsfluid i en hydrokarbonfluidstrøm som flyter gjennom et brønnhull utformet i en jordformasjon, hvor systemet omfatter et produksjonsrør for å transportere hydrokarbonfluidstrømmen gjennom brønnhullet til jordoverflaten, hvor røret er utstyrt med minst ett ventilkammer som passer for å motta et ventillegeme, hvor ventillegemet omfatter en ventil som kan styres via en elektrisk krets forbundet med kontrollutstyr på overflaten, for å bevege ventilen mellom en åpen posisjon hvor ventilen danner fluidforbindelse mellom strømmen og fluidinjeksjonskanalen som strekker seg i brønnhullet, og en lukket stilling hvor ventilen hindrer fluidforbindelse mellom strømmen og fluidinjeksjonskanalen.
Andre systemer av ovennevnte type er beskrevet i US 4 852 648, GB 2 264 136 og US 5 008 664.
Ventillegemet er elektrisk forbundet med kontrollutstyr på overflaten via en ledning som er festet på ventillegemet. Når vedlikeholdsarbeid på ventilen er nødvendig, eller i tilfelle en feil på ventil, må produksjonsrøret fjernes fra brønnhullet for å hente opp ventillegemet fra brønnhullet. En slik prosedyre er kostbar, siden å fjerne produksjonsrøret fra brønnhullet er en tidkrevende prosedyre under hvilken produksjonen av hydrokarbonfluid fra brønnhullet må avsluttes.
Det er et mål for den foreliggende oppfinnelse å frembringe et brønnhullsystem som overvinner problemene med det kjente brønnhullsystem. Dette oppnås med systemet ifølge foreliggende oppfinnelse slik det er definert med de i kravene anførte trekk.
Ifølge oppfinnelsen er det frembrakt et system for å innføre injeksjonsfluid i en hydrokarbonfluidstrøm som flyter gjennom et brønnhull utformet i en jordformasjon, hvor systemet omfatter et produksjonsrør for å transportere hydrokarbonfluidstrømmen gjennom brønnhullet til jordoverflaten, hvor røret er utstyrt med minst ett ventilkammer som passer for å motta et opphentbart ventillegeme, hvor ventillegemet omfatter en ventil som kan styres via en elektrisk krets forbundet med kontrollutstyret på overflaten, for å bevege ventilen mellom en åpen stilling hvor ventilen danner fluidforbindelse mellom strømmen av fluid og en fluidinjeksjonskanal som strekker seg inn i brønnhollet, og en lukket stilling hvor ventilen hindrer fluidforbindelse mellom strømmen og fluidinjeksjonskanalen, hvor den elektriske krets omfatter en induktiv kopler omfattende en primærspole anordnet ved produksjonsrøret og en sekundærspole anordnet ved ventillegemet og hvor ventillegemet har en føleranordning for å registrere en fysisk parameter i hydrokarbonfluidstrømmen, idet føleranordningen er elektrisk koplet til overflateutstyret via den induktive kopling.
Ved anvendelse av den induktive kopler oppnår man at en pålitelig elektrisk forbindelse er oppnådd mellom den elektriske krets og ventillegemet, hvilken kopling tillater ventillegemet å bli plassert i ventilkammeret og å bli opphentet fra dette uten å fjerne produksjonsrøret fra brønnhullet.
GB 2 264 136 beskriver en tilbaketrekkbar gassløfteventil som aktiveres av en solenoid og som har en turbinstrømningsmåler og andre følere som har separate kabler for overføring av signaler til overflaten.
Ventillegemet er passende plassert i ventilkammeret og opphentbart derfra ved hjelp av en anordningen for plassering og opphenting som kan forbindes med ventillegemet og som strekker seg til jordoverflaten, hvor anordningen for plassering opphenting for eksempel er en vaier.
Ventilkammeret er med fordel innrettet til å tillate at ventillegemet blir plassert i det og opphentet fra det ved hjelp av den nevnte anordning for plassering og opphenting via det indre av produksjonsrøret.
En føleranordning er passende anordnet ved ventillegemet for å måle en fysisk parameter ved hydrokarbonfluidstrømmen som flyter gjennom produksjonsrøret, hvor
føleranordningen er elektrisk forbundet med kontrollutstyret på overflaten via den induktive kopler.
Strømningsmengden for hydrokarbonfluid i produksjonsrøret kan økes ved å injisere en løftegass i produksjonsrøret for å redusere vekten av fluidsøylen i røret. For en slik anvendelse danner ventilen en passende gassløfteventil, og fluidkanalen danner
en gassløftekanal for å levere gass under trykk til hydrokarbonfluidstrømmen via ) gassløfteventilen.
Optimal styring av løftegassinjeksjonen i produksjonsrøret kan oppnås hvis føleranordningen omfatter en trykkføler for å måle et trykk i hydrokarbonfluidstrømmen, hvor trykkføleren er elektrisk forbundet med kontrollutstyret på overflaten via den induktive kopler, og kontrollutstyret på overflaten styrer bevegelsen av gassløfteventilen mellom en åpen posisjon og en lukket posisjon som respons på trykksignaler som overføres av trykkføleren til overflateutstyret.
For å beskytte den induktive kopler mot skade på grunn av aggressive og skrapende brønnfluida, er minst en av spolene dekket med en beskyttende hylster av rustfritt stål, fortrinnsvis rustfritt stål 316. Det passer at begge spolene er dekket med et slikt beskyttende hylster.
Når injeksjon av fluid i produksjonsrøret er nødvendig ved forskjellige dybder, er produksjonsrøret fortrinnsvis utstyrt med et antall av ventilkamrene plassert ved forskjellige dybder og ved valgte gjensidige mellomrom, hvor hvert ventilkammer er forbundet med et tilsvarende ventillegeme og induktiv kopler. Med en slik anordning vil primærspolene i de induktive kopiere forbli elektrisk forbundet med den elektriske krets, uavhengig av fjerning av ett eller flere ventillegemer fra borehullet, slik at den elektriske kretsen forblir intakt for styring av ventillegemer som fremdeles er på plass i tilsvarende ventilkamre.
Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere i eksempler, og under henvisning til tegningene, hvor figur 1 viser skjematisk et tverrsnitt av et brønnhull for produksjon av hydrokarbonfluid ved bruk av systemet ifølge oppfinnelsen.
Brønnhullet vist på figur 1 er utstyrt med et foringsrør av stål 1, sementert til den omliggende jordformasjon 3, og et produksjonsrør 5 som strekker seg i lengderetningen gjennom foringsrøret 1 mellom en produksjonssone (ikke vist) i jordfor-masjonen og et brønnhode (ikke vist) for å transportere hydrokarbonfluid gjennom det indre 9 av produksjonsrøret 5 til overflaten. Et mellomrom 10 mellom foringsrøret 1 og produksjonsrøret 5 danner en kanal 10 for å transportere løftegass i nedadgående retning gjennom brønnhullet. Produksjonsrøret 5 omfatter en sidelommespindel 11 av kjent type, hvor spindelen 11 har et gassløfteventilkammer som danner en sidelomme 13 anordnet ved siden av det indre 9. Et rørformet element 15 er fast plassert inne i sidelommen 13, hvor det rørformede element 15 har en ytre diameter som er lik den indre diameter av sidelommen 13. Det rørformede element 15 og produksjonsrøret 5 er hver utstyrt med en åpning, hvor de to åpningene er på linje og danner et løftegassinnløp 17.
Et sylinderformet ventillegeme 19 med en ytre diameter som er litt mindre enn den indre diameter av det rørformede element 15 er opphentbart plassert inne i det rørformede element 15. Det sylinderformede ventillegeme 19 kan beveges i lengderetningen gjennom det rørformede element 15 og derfra kan det overføres til det indre 9, eller vise versa. Det sylindriske ventillegeme 19 blir holdt på plass inne i det rørfonnede element 15 ved en plasseringsanordning (ikke vist) på en slik måte at en innvendig utboring 23 i ventillegemet 19 danner en fluidforbindelse mellom løftegassinnløpet 17 og det indre 9 av produksjonsrøret 5. En tallerkenventil 25 er anordnet ved utboringen 23, hvilken ventil 25 i en åpen posisjon tillater fluidkommunikasjon, og i en lukket posisjon hindrer slik fluidkommunikasjon. Ventilen 25 er elektrisk styrt ved elektrisk utstyr på overflaten (ikke vist) via en ledning (ikke vist) festet på den ytre overflate av produksjonsrøret 5, og en induktiv kopler 27 omfattende en primærspole 29 inkludert i det rørformede element 15 og en sekundærspole 31 festet på ventillegemet 19. Sekundærspolen 31 strekker seg rundt lengdeaksen til ventillegemet 19, og primærspolen 29 strekker seg konsentrisk rundt sekundærspolen 31. Begge spolene 29, 31 er plassert i et plan som er tilnærmet perpendikulært med lengdeaksen til ventillegemet 19. Metallkjernen for den induktive kopler 29 er dannet av deler av produksjonsrøret 5, det rørformede element 15 og ventillegemet 19 gjennom hvilken en magnetisk flux strømmer når den induktive kopler er i drift. Ventillegemet 19 er videre utstyrt med en trykkføler 33 som passer for å måle trykket i produksjonsrøret 5, hvilken trykkføler er elektrisk forbundet med det elektriske utstyr på overflaten via den induktive kopler 27 og den elektriske ledning som er festet på produksjonsrøret 5. Den øvre del 35 av ventillegemet 19 er formet til å tillate at et vaierverktøy er koplet til delen 35 for å bevege ventillegemet 19 gjennom produksjonsrøret 5 ved hjelp av vaieren når vaierverktøyet er forbundet med den øvre del 35 av ventillegemet 19. For å tette det sylindriske ventillegemet 19 fra det rørformede element 15, er det anordnet pakninger 37 rundt det sylindriske ventillegemet 19 nær den nedre ende av dette, og pakninger 39 er anordnet rundt det sylindriske ventillegeme 19 nær den øvre ende, slik at løftegassinnløpet 19 er forseglet fra hullet 9 når ventilen 25 er i lukket tilstand.
Under normal drift av systemet på figur 1 er et vaieroperert låseverktøy (ikke vist) plassert inne i sidelommespindelen 11, og senere blir ventillegemet 19 senket gjennom det indre 9 av produksjonsrøret 5 ved hjelp av en vaier og et vaierverktøy med hvilket den øvre del 35 av legemet 19 er forbundet. Ved ankomst av ventillegemet 19 i sidelommespindelen 11 vil låseverktøyet føre ventillegemet 19 inn i det rørformede element 15 som er plassert i sidelommen 13, til ventillegemet 19 er på plass og holdt på plass av en posisjoneringsanordning. I denne posisjonen for ventillegemet 19, er hullet 23 og løftegassinnløpet på linje, og primærspolen 29 ligger rundt sekundærspolen 31. Når løftegass er nødvendig i det indre 9 av produksjonsrøret 5 for å stimulere flyten av hydrokarbonfluid gjennom det, blir ventilen 25 elektrisk åpnet ved elektrisk kraft som overføres fra overflateutstyret gjennom ledningen og den induktive kopler 27.
Løftegass under trykk som finnes i kanalen 10 flyter da via innløpet 17 og hullet 23 inn i det indre 9 av produksjonsrøret 5. Ventilen 25 kan deretter stenges ved å svitsje av kraften eller ved å overføre et passende elektrisk signal via lederen og den induktive kopler 27 til ventillegemet 19. Når trykkmålinger i produksjonsrøret 5 er nødvendige, blir trykksignaler sendt fra trykkføleren 33 via den induktive kopler 27 og lederen til det elektriske utstyr på overflaten. Når vedlikehold av ventillegemet 19 er nødvendig, blir et passende opphentingsverktøy senket ved hjelp av en vaier gjennom det indre 9 av produksjonsrøret 5 og forbundet med ventillegemet 19. Deretter kan ventillegemet 19 trekkes opp til overflaten ved hjelp av vaieren.
Selv om dimensjonene for de forskjellige komponenter av systemet ifølge oppfinnelsen kan velges i henhold til operasjonskravene, er implementering av systemet ifølge oppfinnelsen spesielt attraktivt hvis sidelommespindelen er av en konvensjonell type hvor gassløfteventilkammeret danner en sidelomme med nominell innvendige diameter på 38,1 mm. Den ytre diameter av primærspolen er valgt slik at det rørformede element passer tett inn i sidelommen, og den indre diameter av primærspolen er passende valgt til å være mellom 23 og 27 mm, fortrinnsvis 25,4 mm. Sekundærspolen har en ytre diameter valgt slik at spolen passer inne i primærspolen, hvor den ytre diameter av sekundærspolen for eksempel er mellom 22 og 26 mm, og fortrinnsvis valgt slik at sekundærspolen passer i et standard 25,4 mm vaierverktøy. Den indre diameteY av sekundærspolen er passende mellom 13 og 17 mm, fortrinnsvis 15,2 mm, slik at det er tilstrekkelig rom inne i det sylindriske legeme for elektriske ledninger og utboringen. Den totale lengde av den induktive kopler kan for eksempel velges mellom 80 og 120 mm, fortrinnsvis 101,6 mm som er lite sammenliknet med den totale lengde av 457 mm for et typisk 1 tomme vaierverktøy.
Materialene i den induktive kopler og beslektede komponenter må motstå borehullets trykk og temperaturer, og den relative magnetiske permeabilitet for kjernematerialet bør være tilstrekkelig høy, fortrinnsvis høyere enn 50, til å overføre tilstrekkelig effekt gjennom den induktive kopler. Et passende materiale for det rørformede element i hvilket primærspolen er inkludert, har en relativ magnetiske permeabilitet på mellom 60 og 100, fortrinnsvis L80 rustfritt stål med en relativ permeabilitet på omkring 80 og et passende materiale for det sylindriske legeme har en relativ magnetisk permeabilitet på mellom 500 og 700, fortrinnsvis rustfritt stål 410 som har en relativ magnetisk permeabilitet på omkring 600. Man har funnet at optimal effektoverføring ved den induktive kopler oppnås hvis de elektriske motstandstap i viklingene hvis spolen og de magnetiske flukttap i kjernen er nær like. Derfor, for en utgangsspenning mellom 5 og 15 V og en impedans på omkring 8 Q, kan optimal virkningsgrad oppnås ved å velge antall av viklinger i sekundærspolen mellom 250 og 350, fortrinnsvis mellom 290 og 310, for eksempel 300. Antallet viklinger i primærspolen er hovedsakelig bestemt av kravene til tapene i den elektriske ledning og den tillatte maksimumsspenning ved overflateutstyret.
Drift av ventilen i det sylindriske ventillegeme krever en passende effekt på mellom 8 og 12 W, for eksempel 10 W. På grunn av dette lave effektkrav, kan virkningsgraden av den induktive kopler være forholdsvis lav, for eksempel mellom 15 og 25 %. Utgangsspenningen for den induktive kopler er passende mellom 5 og 15 V, slik at for en impedans på omkring 10 Q vil utgangsstrømmen være mellom 0,5 og 2,4 A.
En induktiv kopler der begge spolene hadde 300 viklinger ble testet for å bestemme virkningsgraden av kopleren som en funksjon av belastningsmotstand og frekvens for 5 V inngangsspenning. Man fant at virkningsgraden økte som en funksjon av frekvensen opp til 2 kHz, hvor en bemerkelsesverdig høy virkningsgrad på 60 % ble nådd. Økningen i virkningsgrad med frekvens er på grunn av det faktum at de magnetiske tap i kjernen avtar ved økende frekvens. Den belastning ved hvilken maksimum virkningsgrad er nådd øker også med frekvens, hvilket begrenser effektoverføringen for frekvenser over 2 kHz. Høyere frekvenser, opp til 20 kHz, kan brukes for dataoverføring. I et luftmiljø over 15 W effekt overført ved 500 Hz, hvilket er tilstrekkelig for de fleste aktivatorer. Siden varmeoverføringen er bedre i et væskemiljø enn i luftmiljø, er høyere maksimumseffektoverføring mulig for anvendelser nede i et borehull.
Claims (14)
1. System for innføring av injeksjonsfluid i en hydrokarbonfluidstrøm som strømmer gjennom et brønnhull utformet i en jordformasjon, omfattende et produksjonsrør (5) for å transportere hydrokarbonfluidstrømmen gjennom brønnhullet til jordoverflaten, hvor røret (5) har minst ett ventilkammer (13) som er innrettet til å motta et opphentbart ventillegeme (19), hvor ventillegemet (19) omfatter en ventil (25) som kan styres via en elektrisk krets forbundet med utstyr på overflaten for å bevege ventilen mellom en åpen stilling hvor ventilen gir fluidforbindelse mellom strømmen og en fluidinjeksjonskanal (10) som forløper i brønnhullet, og en lukket stilling hvor ventilen hindrer fluidforbindelse mellom strømmen og fluidinjeksjonskanalen (10), karakterisert ved at den elektriske krets omfatter en induktiv kopler (27) som omfatter en primærspole (29) anordnet ved produksjonsrøret (5) og en sekundærspole (31) anordnet ved ventillegemet (19), og at ventillegemet (19) har føleranordninger (33) for å registrere en fysisk parameter i hydrokarbonlfuidstrømmen, idet føleranordningen (33) er elektrisk koplet til overflateutstyret via den induktive kopler (27).
2. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at ventillegemet (19) kan
plasseres i ventilkammeret (13) og opphentes fra dette ved hjelp av en posisjonerings- og opphentingsanordning, som kan koples til ventillegemet og som strekker seg<k> til jordoverflaten.
3. System ifølge krav 2, karakterisert ved at posisjonerings- og opphentingsanordningen er en vaier.
4. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at ventilkammeret (13) er innrettet til å tillatte ventillegemet (19) å plasseres i dette og opphentes fra dette av posisjonerings- og opphentingsanordningen via det indre av produksjonsrøret (5).
5. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at sekundærspolen (31) strekker seg rundt ventillegemets (19) lengdeakse, og at primærspolen (29) strekker seg konsentrisk rundt sekundærspolen.
6. System ifølge krav 5, karakterisert ved at spolene (29, 31) er plassert i et plan tilnærmet perpendikulært til ventillegemets lengdeakse.
7. System ifølge krav 5 eller 6, karakterisert ved at ventillegemet (19) kan forskyves i ventilkammeret (13) i en retning langs lengdeaksen for å plassere ventilen i ventilkammeret (13) og å hente opp ventilen derfra.
8. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at kammeret (13) danner et rom som er omgitt av et rørformet element fast plassert inne i en sidelomme (13) av en sidelommespindel (11) som danner en del av produksjonsrøret (5), hvor primærspolen (29) befinner seg i det rørformede element.
9. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at ventilkammeret (13) har fluidforbindelse med fluidkanalen via en åpning utformet i produksjonsrørets (5) vegg.
10. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at fluidkanalen danner et ringformet rom (10) mellom produksjonsrøret og et foringsrør (1) i borehullet.
11. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at produksjonsrøret (5) har flere ventilkamre plassert ved forskjellige dybder langs produksjonsrøret og ved valgte gjensidige mellomrom.
12. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at ventilen (25) danner en gassløfteventil og fluidkanalen (10) danner en gassløftekanal for å tilføre løftegass under trykk til hydrokarbonfluidstrømmen via gassløfteventilen (25).
13. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at føleranordningen (33) omfatter en trykkføler for å måle et trykk i hydrokarbonfluidstrømmen, og at utstyret på overflaten omfatter et styresystem som styrer åpning og stenging av gassløfteventilen (25) som respons på trykksignaler overført fra trykkføleren (33) til utstyret på overflaten.
14. System ifølge foregående krav, karakterisert ved at minst en av spolene (29, 31) er dekket med et beskyttelsehylster av rustfritt stål.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP94200448 | 1994-02-18 | ||
PCT/EP1995/000623 WO1995022682A1 (en) | 1994-02-18 | 1995-02-16 | Gas lift system with retrievable gas lift valve |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO963413L NO963413L (no) | 1996-08-15 |
NO310697B1 true NO310697B1 (no) | 2001-08-13 |
Family
ID=8216661
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19963413A NO310697B1 (no) | 1994-02-18 | 1996-08-15 | System for innföring av et injeksjonsfluid i en hydrokarbonfluidström |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5535828A (no) |
EP (1) | EP0745176B1 (no) |
DE (1) | DE69502274T2 (no) |
MY (1) | MY114154A (no) |
NO (1) | NO310697B1 (no) |
RU (1) | RU2130112C1 (no) |
SG (1) | SG76442A1 (no) |
WO (1) | WO1995022682A1 (no) |
Families Citing this family (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5896924A (en) * | 1997-03-06 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled gas lift system |
US6041864A (en) * | 1997-12-12 | 2000-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well isolation system |
AU1734699A (en) * | 1998-02-23 | 1999-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Non-intrusive insert tool control |
US6286596B1 (en) | 1999-06-18 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-regulating lift fluid injection tool and method for use of same |
US6394181B2 (en) | 1999-06-18 | 2002-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-regulating lift fluid injection tool and method for use of same |
CO5290317A1 (es) | 1999-07-02 | 2003-06-27 | Shell Int Research | Metodo de desplegar un sistema de transduccion de fluido accionado electricamente en un pozo |
US7259688B2 (en) * | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
US6433991B1 (en) | 2000-02-02 | 2002-08-13 | Schlumberger Technology Corp. | Controlling activation of devices |
US7222676B2 (en) * | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
BR0100140B1 (pt) * | 2001-01-23 | 2010-10-19 | válvula de bombeio pneumático com venturi de corpo central. | |
MY134072A (en) * | 2001-02-19 | 2007-11-30 | Shell Int Research | Method for controlling fluid into an oil and/or gas production well |
US6768700B2 (en) | 2001-02-22 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communications in a wellbore |
US7322410B2 (en) * | 2001-03-02 | 2008-01-29 | Shell Oil Company | Controllable production well packer |
US6932581B2 (en) | 2003-03-21 | 2005-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Gas lift valve |
US7640993B2 (en) * | 2003-07-04 | 2010-01-05 | Artificial Lift Company Limited Lion Works | Method of deploying and powering an electrically driven in a well |
CN1934333B (zh) * | 2004-03-22 | 2010-05-05 | 国际壳牌研究有限公司 | 向油井的生产油管内注入提升用气体的方法以及用于该方法的气举流量控制装置 |
US8528395B2 (en) * | 2004-07-05 | 2013-09-10 | Shell Oil Company | Monitoring fluid pressure in a well and retrievable pressure sensor assembly for use in the method |
US7373972B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-05-20 | Murat Ocalan | Piloting actuator valve for subterranean flow control |
US8689883B2 (en) * | 2006-02-22 | 2014-04-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Adjustable venturi valve |
US7775275B2 (en) * | 2006-06-23 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a string having an electric pump and an inductive coupler |
US7832486B2 (en) * | 2007-08-15 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Flapper gas lift valve |
US8037940B2 (en) * | 2007-09-07 | 2011-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method of completing a well using a retrievable inflow control device |
US8322417B2 (en) * | 2008-03-14 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Temperature triggered actuator for subterranean control systems |
US7950590B2 (en) * | 2008-03-14 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Temperature triggered actuator |
US7967074B2 (en) * | 2008-07-29 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Electric wireline insert safety valve |
US8397822B2 (en) | 2009-03-27 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Multiphase conductor shoe for use with electrical submersible pump |
EP2333235A1 (en) | 2009-12-03 | 2011-06-15 | Welltec A/S | Inflow control in a production casing |
WO2011067372A1 (en) * | 2009-12-03 | 2011-06-09 | Welltec A/S | Downhole artificial lifting system |
US20130062050A1 (en) | 2010-05-18 | 2013-03-14 | Philip Head | Mating unit enabling the deployment of a modular electrically driven device in a well |
CA2815180A1 (en) * | 2010-11-11 | 2012-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Milling well casing using electromagnetic pulse |
US8813839B2 (en) | 2011-03-04 | 2014-08-26 | Artificial Lift Company | Method of deploying and powering an electrically driven device in a well |
EP2495389B1 (de) * | 2011-03-04 | 2014-05-07 | BAUER Maschinen GmbH | Bohrgestänge |
US20150008003A1 (en) * | 2013-07-02 | 2015-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Selective plugging element and method of selectively plugging a channel therewith |
US9435180B2 (en) | 2013-10-24 | 2016-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Annular gas lift valve |
GB201522999D0 (en) | 2015-12-27 | 2016-02-10 | Coreteq Ltd | The deployment of a modular electrically driven device in a well |
CN111512017B (zh) | 2017-09-15 | 2023-06-13 | 因特里加斯Csm服务有限公司 | 低压气举式人工举升系统及方法 |
WO2019147268A1 (en) * | 2018-01-26 | 2019-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable well assemblies and devices |
BR102018016996B1 (pt) * | 2018-08-20 | 2021-07-27 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Sistema de elevação pneumática de produção de hidrocarbonetos |
US20200408327A1 (en) * | 2019-06-26 | 2020-12-31 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Subsurface valve |
NO348009B1 (en) * | 2020-01-31 | 2024-06-17 | Petroleum Technology Co As | A downhole control arrangement, a valve arrangement, a side pocket mandrel, and method for operating a downhole valve arrangement |
IT202000004585A1 (it) | 2020-03-04 | 2021-09-04 | Nuovo Pignone Tecnologie Srl | Turbina e pala perfezionate per la protezione della radice dai gas caldi del percorso del flusso. |
Family Cites Families (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3665955A (en) * | 1970-07-20 | 1972-05-30 | George Eugene Conner Sr | Self-contained valve control system |
US3654949A (en) * | 1971-01-18 | 1972-04-11 | Mcmurry Oil Tools Inc | Gas lift valve |
US4035103A (en) * | 1975-04-28 | 1977-07-12 | Mcmurry Oil Tools, Inc. | Gas lift mandrel valve mechanism |
US3994339A (en) * | 1976-02-26 | 1976-11-30 | Teledyne, Inc. | Side pocket mandrel |
US4191248A (en) * | 1978-01-03 | 1980-03-04 | Huebsch Donald L | Tandem solenoid-controlled safety cut-off valve for a fluid well |
US4846269A (en) * | 1984-09-24 | 1989-07-11 | Otis Engineering Corporation | Apparatus for monitoring a parameter in a well |
US4580761A (en) * | 1984-09-27 | 1986-04-08 | Chevron Research Company | Electric valve device having a rotatable core |
US4667736A (en) * | 1985-05-24 | 1987-05-26 | Otis Engineering Corporation | Surface controlled subsurface safety valve |
US4682656A (en) * | 1986-06-20 | 1987-07-28 | Otis Engineering Corporation | Completion apparatus and method for gas lift production |
US4806928A (en) * | 1987-07-16 | 1989-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface |
US4852648A (en) * | 1987-12-04 | 1989-08-01 | Ava International Corporation | Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead |
US4886114A (en) * | 1988-03-18 | 1989-12-12 | Otis Engineering Corporation | Electric surface controlled subsurface valve system |
US4981173A (en) * | 1988-03-18 | 1991-01-01 | Otis Engineering Corporation | Electric surface controlled subsurface valve system |
US5070595A (en) * | 1988-03-18 | 1991-12-10 | Otis Engineering Corporation | Method for manufacturing electrIc surface controlled subsurface valve system |
FR2640415B1 (fr) * | 1988-12-13 | 1994-02-25 | Schlumberger Prospection Electr | Connecteur a accouplement inductif destine a equiper les installations de surface d'un puits |
US4971160A (en) * | 1989-12-20 | 1990-11-20 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating and testing apparatus including a microprocessor implemented control system responsive to an output from an inductive coupler or other input stimulus |
US5050675A (en) * | 1989-12-20 | 1991-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating and testing apparatus including a microprocessor implemented control system responsive to an output from an inductive coupler or other input stimulus |
US5172717A (en) * | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
US5008664A (en) * | 1990-01-23 | 1991-04-16 | Quantum Solutions, Inc. | Apparatus for inductively coupling signals between a downhole sensor and the surface |
US5236047A (en) * | 1991-10-07 | 1993-08-17 | Camco International Inc. | Electrically operated well completion apparatus and method |
US5176220A (en) * | 1991-10-25 | 1993-01-05 | Ava International, Inc. | Subsurface tubing safety valve |
US5425425A (en) * | 1994-04-29 | 1995-06-20 | Cardinal Services, Inc. | Method and apparatus for removing gas lift valves from side pocket mandrels |
-
1995
- 1995-02-10 MY MYPI95000310A patent/MY114154A/en unknown
- 1995-02-16 WO PCT/EP1995/000623 patent/WO1995022682A1/en active IP Right Grant
- 1995-02-16 EP EP95909758A patent/EP0745176B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-02-16 SG SG1995000380A patent/SG76442A1/en unknown
- 1995-02-16 DE DE69502274T patent/DE69502274T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1995-02-16 RU RU96118479A patent/RU2130112C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1995-02-17 US US08/394,530 patent/US5535828A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-08-15 NO NO19963413A patent/NO310697B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE69502274D1 (de) | 1998-06-04 |
NO963413L (no) | 1996-08-15 |
DE69502274T2 (de) | 1998-09-24 |
EP0745176A1 (en) | 1996-12-04 |
US5535828A (en) | 1996-07-16 |
SG76442A1 (en) | 2000-11-21 |
WO1995022682A1 (en) | 1995-08-24 |
RU2130112C1 (ru) | 1999-05-10 |
MY114154A (en) | 2002-08-30 |
EP0745176B1 (en) | 1998-04-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO310697B1 (no) | System for innföring av et injeksjonsfluid i en hydrokarbonfluidström | |
RU2260676C2 (ru) | Система гидравлического привода, нефтяная скважина и способ управления скважинным устройством | |
EP1451445B1 (en) | A device and a method for electrical coupling | |
US6662875B2 (en) | Induction choke for power distribution in piping structure | |
AU702134B2 (en) | Downhole data transmission | |
DK170997B1 (da) | Apparat til elektromagnetisk at koble energi- og datasignaler mellem borehulsapparatur og overfladen | |
US7055592B2 (en) | Toroidal choke inductor for wireless communication and control | |
US7170424B2 (en) | Oil well casting electrical power pick-off points | |
AU765859B2 (en) | Choke inductor for wireless communication and control in a well | |
US20010035288A1 (en) | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment | |
RU96118479A (ru) | Система для введения нагнетательной текучей среды в поток углеводородной жидкости | |
AU2001247280B2 (en) | Oilwell casing electrical power pick-off points | |
NO317527B1 (no) | Bronnisoleringssystem | |
CN109790747A (zh) | 井下完井系统 | |
AU2001247280A1 (en) | Oilwell casing electrical power pick-off points | |
NO324145B1 (no) | System og fremgangsmate for a regulere en pakning i en produksjonsbronn | |
US9297253B2 (en) | Inductive connection | |
NO322599B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for bronntelemetri ved bruk av toroid-induksjonsspole som serieimpedans til rorbaret overforingsstrom | |
RU2273727C2 (ru) | Нефтяная скважина и способ работы ствола нефтяной скважины | |
CA2183458C (en) | Gas lift system with retrievable gas lift valve | |
BR112019019894B1 (pt) | Instalação de poço, método para fornecer energia para uma ferramenta fundo de poço e aparelho de fornecimento de energia de fundo de poço |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |