NO314701B1 - Strömningsstyreanordning for struping av innströmmende fluider i en brönn - Google Patents
Strömningsstyreanordning for struping av innströmmende fluider i en brönn Download PDFInfo
- Publication number
- NO314701B1 NO314701B1 NO20011420A NO20011420A NO314701B1 NO 314701 B1 NO314701 B1 NO 314701B1 NO 20011420 A NO20011420 A NO 20011420A NO 20011420 A NO20011420 A NO 20011420A NO 314701 B1 NO314701 B1 NO 314701B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- flow
- flow control
- control device
- reservoir
- pipe
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 131
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 66
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 16
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 13
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 15
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 3
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/18—Pipes provided with plural fluid passages
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Flow Control (AREA)
Description
STRØMNINGSSTYREANORDNING FOR STRUPING AV INNSTRØMMENDE FLUIDER I EN BRØNN
Oppfinnelsens område
Den foreliggende oppfinnelse angår et strømningsstyre-anordning for å trykkstrupe fluider som strømmer radialt inn i en brønns, fortrinnsvis en petroleumsbrønns, drensrør under utvinning av nevnte fluider fra ett eller flere underjordiske reservoarer. Heretter benevnes nevnte drensrør som et produksj onsrør.
Strømningsstyreanordningen anvendes fortrinnsvis i en horisontal eller tilnærmet horisontal brønn, idet en slik brønn heretter forenklet benevnes som en horisontalbrønn. Det er særdeles fordelaktig å anvende slike strømningsstyreanord-ninger i brønner med lang horisontal utstrekning. Oppfinnelsen kan derimot like gjerne anvendes i ikke-horisontale brøn-ner.
O ppfinnelsens bakgrunn
Oppfinnelsen er utviklet for å hindre eller redusere en del problemer som kan oppstå i et hydrokarbonreservoar og dets horisontalbrønn(er) ved utvinningsrelaterte endringer i reservoarets fluider. Disse endringer fører bl.a. til fluktue-rende produksjonsrater og ujevn drenering av reservoaret. Det er særlig problemer forbundet med endringer i reservoarfluidenes viskositet som denne oppfinnelse søker å avhjelpe.
På oppstrøms side av en horisontalbrønn er produksjonsrøret anbrakt i det horisontale eller tilnærmet horisontale parti av brønnen. Dette parti benevnes heretter forenklet som et horisontalparti. Under utvinningen strømmer reservoarfluidene radialt inn gjennom produksjonsrørets åpninger eller perforeringer. Produksjonsrøret kan også være forsynt med filtre eller såkalte sandskjermer som hindrer formasjonspartikler i å strømme inn i produksjonsrøret.
Når reservoarfluidene strømmer gjennom produksjonsrørets horisontalparti, påføres de et trykktap pga. strømningsfriksjon i røret. Friksjonstrykktapet er vanligvis ulineært og sterkt tiltagende i nedstrøms retning. Følgelig er trykkforløpet i produksjonsrørets fluidstrøm ulineært og sterkt avtagende i nedstrøms retning.
Ved utvinningens påbegynnelse vil imidlertid fluidtrykket i den utenforliggende reservoarbergart ofte være relativt homo-gent, og fluidtrykket endrer seg i liten grad langsetter brønnens horisontalparti. Differensialtrykket mellom fluidtrykket i reservoarbergarten og fluidtrykket i produksjonsrø-ret vil derved være ulineært og sterkt tiltagende i nedstrøms retning. Dette fører til at den radiale innstrømningsrate per lengdeenhet av produksjonsrørets horisontalparti er vesentlig større på nedstrøms side (ved brønnens "hæl") enn på opp-strøms side (ved brønnens "tå") av horisontalpartiet. Ned-strøms reservoarsoner dreneres derved vesentlig raskere enn oppstrøms reservoarsoner, slik at reservoaret dreneres ujevnt.
Ved hydrokarbonutvinning, og spesielt ved utvinning av råolje, kan dette forhold også føre til at vann og/eller gass prematurt strømmer inn i nedstrøms posisjoner av horisontalpartiet og blander seg med det ønskede fluid i utvinnings-strømmen, såkalt koning av vann eller gass i brønnen. Dette gjelder særlig i brønner med stor horisontal brønnlengde, hvor horisontalpartiet kan være flere tusen meter langt, og hvor fluidenes friksjonstrykktap i horisontalpartiet er betydelig. Dette forhold fører til produksjonstekniske ulemper og problemer.
Ujevn utvinningsrate fra forskjellige soner av reservoaret fører også til fluidtrykkforskjeller mellom reservoarsonene. Dette kan føre til såkalt kryss- eller tverrstrømning av re-servoarf luidene, hvor formasjonsfluidene bl.a. strømmer i og langs et ringrom mellom produksjonsrørets ytterside og brøn-nens hullvegg i stedet for å strømme gjennom produksjons-røret .
Som følge av ovennevnte utvinningsrelaterte forhold og problemer, kan man anvende strømningsstyreanordninger til å trykkstrupe fluidinnstrømningen på en hensiktsmessig måte langsetter produksjonsrøret, og slik at reservoarfluidene får lik, eller tilnærmet lik, radial innstrømningsrate per lengdeenhet av brønnens horisontalparti.
Kjent teknikk
Patentpublikasjonene US 5.435.393 og US 6.112.815 omhandler strømningsstyreanordninger for trykkstruping av reservoarfluiders radiale innstrømningsrater i et produksjonsrør. Disse strømningsstyreanordninger kan eventuelt fjernstyres og være innrettet for regulerbar nedihullsstruping av de innstrømmen-de reservoarfluider. Begge strømningsstyreanordninger er innrettet til å bevirke strømningsfriksjon, og dermed et fluidtrykktap, i reservoarfluidene når disse strømmer gjennom den aktuelle strømningsstyreanordning.
US 5.435.393 beskriver et produksjonsrør bestående av flere rørseksjoner som hver for seg er forsynt med strømningsstyre-anordninger bestående av minst én innstrømningskanal hvorigjennom reservoarfluidene strømmer før de strømmer inn i produksjonsrøret. I innstrømningskanalene utsettes fluidene for strømningsfriksjon og et resulterende fluidtrykktap. En slik innstrømningskanal er anbrakt i en åpning eller et ringrom mellom produksjonsrørets ytterside og innside, eksempelvis i en fortykning eller hylse utenfor produksjonsrøret. I ett utførelseseksempel ledes reservoarfluidene først gjennom et sandfilter og deretter gjennom en innstrømningskanal av nevnte type og videre inn i brønnens produksjonsrør. Iføl-ge US 5.435.393 kan slike innstrømningskanaler bestå av langsgående og tynne rør, boringer eller spor hvorigjennom fluidene kan strømme og utsettes for nevnte strømningsfrik-sjon og fluidtrykktap. Fluidtrykktapet i hver rørseksjon kan i stor grad styres ved å innrette hver rørseksjon med et hensiktsmessig antall rør, boringer eller spor som har hensiktsmessig geometrisk utforming, eksempelvis hensiktsmessig strømningstverrsnitt og/eller lengde.
US 6.112.815 beskriver også et produksjonsrør sammensatt av
rørseksjoner som hver for seg er forsynt med strømningsstyre-anordninger. Hver slik anordning er anbrakt i en åpning eller et ringrom på produksjonsrørets ytterside. Strømningsstyrean-ordningen består av en aksialt forskyvbar hylse som er tildannet med flere aksialt løpende og skrueformede spor i sin ytterflate. Hylsesporene er anbrakt i nevnte åpning eller ringrom og støter mot en ytre, stasjonær rørhylse. Hylsesporene i den forskyvbare hylse danner derved skrueformede inn-strømningskanaler hvorigjennom formasjonsfluider kan strømme. Den forskyvbare hylse kan forskyves aksialt ved hjelp av en egnet aktuatoranordning, eksempelvis en fjernstyrt hydrau-lisk, elektrisk eller pneumatisk aktuator/motor. Derved kan
nevnte spors/innstrømningskanalers lengde reguleres, eller de kan avstenges helt. Også i denne strømningsstyreanordning utsettes reservoarfluidene for strømningsfriksjon, og derved et tilhørende fluidtrykktap, når de strømmer gjennom anordningen. Utformingen av disse skrueformede spor bevirker en vesentlig større grad av turbulens i fluidstrommen enn strøm-nings styreanordningene ifølge US 5.435.393, hvorved fluid-strømmens fluidtrykktap øker vesentlig.
Ulemper med kjent teknikk
Ovennevnte, kjente strømningsstyreanordninger er beheftet med en rekke anvendelsesbegrensninger under de brønnforhold, eksempelvis trykk, temperatur og fluidsammensetning, som til enhver tid foreligger i en produserende petroleumsbrønn, og som endrer seg i løpet av brønnens utvinningsperiode.
Fjernstyrte virkemidler som anvendes sammen med nevnte strøm-ningsstyreanordninger, og som regulerer fluidinnstrømninger via disse, omfatter ofte finmekaniske og/eller elektroniske komponenter. Komponentene kan bestå av fjernstyrte ventiler, forskyvbare klaffer, plater eller stempler, aktuatorer og mo-torer. Slike tekniske løsninger er ofte dyre og kompliserte. Dessuten feiler nevnte virkemidler ofte, eller de fungerer utilfredsstillende nede i brønnen.
Ovennevnte strømningsstyreanordninger kan også være kompliserte å tilvirke og/eller å sammenstille i et rør. Anordningene ifølge US 5.435.393 krever bl.a. anvendelse av et omfattende og kostbart maskineringsutstyr for å kunne sammenstil-les med et produksjonsrør. Anordningene ifølge US 6.112.815 skal derimot være enklere å fremstille og sammenstille med et produksjonsrør, og trykkstrupingen i disse skal også være mer pålitelig enn i anordningene ifølge US 5.435.393.
Disse strømningsstyreanordninger bevirker også et lite forutsigbart trykktap i fluidinnstrømningene når deres viskositet varierer mye i løpet av utvinningsperioden. Som nevnt, er fluidtrykktapet i disse strømningsstyreanordninger basert på strømningsfriksjon i en innstrømningskanal, og trykktapet er bl.a. proporsjonalt med fluidets viskositet ved både laminær og.turbulent strømning gjennom kanalen. Store fluktuasjoner i reservoarfluidenes viskositet fører derved til store fluktuasjoner i fluidtrykktapet, og derved i innstrømningsraten, ved strømning gjennom en slik strømningsstyreanordning. Brønnens produksjonsrate blir derved uforutsigbar og vankelig å styre.
Sistnevnte forhold har bl.a. sammenheng med at alle naturlig forekommende reservoarer, og spesielt hydrokarbonreservoar, er heterogene og fremviser tredimensjonale variasjoner i sine fysiske og/eller kjemiske egenskaper, deriblant angående deres porøsitet, permeabilitet, reservoartrykk og fluidsammensetning. Disse egenskaper og naturlige variasjoner endres under utvinningen av reservoarfluidene.
Spesielt ved utvinning av hydrokarboner endres de innstrøm-mende reservoarfluiders egenskaper gradvis, deriblant deres fluidtrykk og fluidsammensetning.Fluidene som utvinnes, kan derved bestå av både væske- og gassfaser, deriblant forskjellige væsketyper, eksempelvis vann og olje eller blandinger av disse. Pga. forskjeller i disse fluiders egenvekter, er fluidene vanligvis segregert i hydrokarbonreservoaret, som derved kan inneholde et øvre gassjikt (en gasskappe), et midtre ol-jes j ikt, og et nedre vannsjikt (såkalt formasjonsvann).Yt-terligere segregeringer basert på egenvektforskjeller kan også foreligge i de enkeltvise fluidfaser, og særlig i olje-fasen. Slike forhold gir grunnlag for store variasjoner i de produserte fluiders viskositet.
Petroleumsutvinning fører også til forflytning av grensene mellom nevnte fluidsjikt i reservoaret. Ved store kapillar-virkninger i reservoarbergartens porer, kan fluidsjiktgrense-ne også foreligge som overgangssoner i reservoaret. Over-gangssonene vil også forflytte seg i reservoaret under utvinningen. En slik overgangssone inneholder en blanding av fluider fra hver side av sonen, eksempelvis en blanding av olje og vann. Når overgangssonen forflyttes i reservoaret, endres også fluidenes innbyrdes mengdefordeling, eksempelvis olje/vann-forholdet, i de reservoarsoner eller -posisjoner som berøres av fluidbevegelsene. Forflytning av fluidsjikt-grenser eller fluidsjiktovergangssoner i reservoaret kan også føre til store variasjoner i de produserte fluiders viskositet.
Selv om reservoarfluidenes viskositet kan variere mye i løpet av utvinningsperioden, vil derimot de samme reservoarfluiders egenvektverdier vanligvis variere lite i utvinningsperioden. Dette gjelder særlig reservoarets væskefaser.
Som eksempel på dette, kan et oljereservoars formasjonsvann ha en viskositet på ca. 1 centipoise (cP), og dets råolje kan ha en viskositet på ca. 10 cP. En blanding av 50 volumprosent formasjonsvann og 50 volumprosent råolje kan derimot ha en viskositet på ca. 50 cp eller mer. Dette er vanligvis et re-sultat av at det dannes viskøse emulsjoner ved sammenblanding av olje og vann. Viskositeten i en slik olje/vann-blanding er ofte betydelig høyere enn viskositeten i blandingens enkeltvise væskekomponenter. 01jereservoarets formasjonsvann kan derimot ha en egenvekt på 1,03 (kg/dm<3>), og nevnte råolje kan ha en egenvekt i størrelsesorden 0,75-1,00 (kg/dm<3>).Blan-dingen av formasjonsvann og råolje vil derfor ha en egenvekt i størrelsesorden 0,75-1,03 (kg/dm<3>), hvilket avviker lite i forhold til egenvekten av blandingens enkeltvise væskekomponenter.
Formålet med oppfinnelsen
Oppfinnelsens primære formål er å tilveiebringe en strøm-ningsstyreanordning som reduserer eller eliminerer ovennevnte ulemper og problemer med kjente strømningsstyreanordninger. Dette gjelder særlig de utvinningsrelaterte ulemper og problemer som oppstår ved utvinning av hydrokarboner via horison-talbrønner, og som bl.a. er forbundet med fluktuasjoner i innstrømmende reservoarfluiders viskositet under utvinningen.
Det er et ytterligere formål å tilveiebringe en strømnings-styreanordning som, selv om reservoarfluidenes viskositet varierer i løpet av brønnens utvinningsperiode, forårsaker et forholdsmessig stabilt og forutsigbart trykktap i de fluider som strømmer inn i brønnens produksjonsrør via strømningssty-reanordningen. Derved vil fluidenes innstrømningsrate gjennom denne også være forholdsmessig stabil og forutsigbar.
Hvordan formålet oppnås
Formålet med oppfinnelsen oppnås ved trekk som angitt i føl-gende beskrivelse og i etterfølgende patentkrav.
Ved å anbringe minst én strømningsstyreanordning av den foreliggende type langsetter produksjonsrørets innstrømningspar-ti, kan man foreta en avpasset trykkstruping av i det minste delstrømmer av de innstrømmende reservoarfluider. Derved kan reservoarfluider fra forskjellige reservoarsoner strømme inn i brønnen med lik, eller tilnærmet lik, radial innstrømnings-rate per lengdeenhet av innstrømningspartiet, og selv om fluidenes viskositet endrer seg i utvinningsperioden. I bruks-stilling er én eller flere posisjoner langs produksjonsrørets innstrømningsparti forsynt med en strømningsstyreanordning ifølge oppfinnelsen. Ved anvendelse av flere slike strøm-ningsstyreanordninger, er hver strømningsstyreanordning anbrakt i hensiktsmessig avstand fra øvrige strømningsstyre-anordninger i produksjonsrøret.
En slik strømningsstyreanordning omfatter en strømningskanal hvorigjennom reservoarfluider kan strømme. Strømningskanalen består av et ringformet hulrom som er tildannet mellom et utvendig hus og et basisrør og et innløp i oppstrøms ende av nevnte hulrom. Det utvendige hus er innrettet som en ugjen-nomstrømbar vegg, eksempelvis som en langsgående hylse med sirkulært tverrsnitt, mens nevnte basisrør utgjør en hovedbestanddel av en rørlengde i produksjonsrøret. I sin nedstrøms ende omfatter strømningskanalen minst én gjennomgående veggåpning i basisrøret. Strømningskanalen forbinder derved ba-sisrørets innvendige løp med omgivende reservoarbergarter. Oppstrøms ende av strømningskanalen kan eventuelt være tilkoblet minst én gjennomgående åpen sandskjerm som forbinder strømningskanalen med reservoarbergartene, og som hindrer formasjonspartikler i å strømme inn i produksjonsrøret. I strømningskanalen er det anordnet minst én gjennomgående kanalåpning som er forsynt med en strømningsrestriksjon. Strømningsrestriksjonen kan være anbrakt i nevnte veggåpning i basisrøret, eller den kan være anbrakt i en kanalåpning i et ringformet krageparti av det utvendige hus. Kragepartiet rager inn i hulrommet mellom huset og basisrøret.
Det særegne ved oppfinnelsen er at hver slik kanalåpning er forsynt med en strømningsrestriksjon valgt fra følgende typer strømningsrestriksjoner: - en dyse;
- en blende i form av en slisse eller et hull; eller
- en tetningsplugg.
Ved fluidstrømning gjennom en dyse eller en blende, omsettes trykkenergi til hastighetsenergi. En dyse eller en blende er et konstruksjonselement som er utformet i den hensikt å unngå eller mest mulig redusere energitap i gjennomstrømmende fluider. Dysen eller blenden fungerer derved som et hastighetsøk-ningselement. Fluidene utløper derved med stor hastighet og kolliderer med fluider som strømmer saktere på nedstrøms side av hastighetsøkningselementet. Slike fortløpende fluidsammen-støt omsettes til et permanent energitap i form av varme. Dette energitap reduserer de strømmende fluiders trykkenergi, hvorved fluidene påføres et permanent trykktap som reduserer deres innstrømningsrate i produksjonsrøret. Energitapet oppstår derved nedstrøms av dysen eller blenden. I strømnings-styreanordningene ifølge US 5.435.393 og US 6.112.815, derimot, oppstår energitapet som strømningsfriksjon i kanaler i anordningene. Energitapet som forårsakes av den foreliggende strømningsstyreanordning, virker derved ifølge et annet rheo-logisk prinsipp enn det strømningsprinsipp som anvendes i de kjente strømningsstyreanordninger. Virkningene av de to rheo-logiske prinsipper i en strømningsstyreanordning kan derimot ha stor innflytelse på trykkstrupingen av den individuelle delstrøm som strømmer inn gjennom denne, og derved på brøn-nens produksjonsprofil under utvinningsperioden.
Energitapet som oppstår ved fluidstrømning gjennom dyser og blender, påvirkes lite av endringer i fluidenes viskositet, mens det påvirkes bl.a. av endringer i fluidenes egenvekt. Dette forhold kan utnyttes med stor fordel i forbindelse med hydrokarbonutvinning, og særlig i forbindelse med utvinning av råolje og relaterte væsker. I petroleumsreservoarer er det, som nevnt, vanligvis reservoarfluidenes viskositetsver-dier som endres mest under utvinningen, mens fluidenes egenvektverdier endres lite. Under slike forhold, vil den foreliggende strømningsstyreanordning kunne bevirke en forholdsmessig stabil og forutsigbar fluidinnstrømningsrate i løpet av brønnens utvinningsperiode. Dette skiller seg vesentlig fra ovennevnte, kjente strømningsstyreanordninger som, under tilsvarende reservoarforhold, vil bevirke en ustabil og uforutsigbar fluidinnstrømningsrate derigjennom.
Trykkstrupingen via strømningsstyreanordninger langs inn-strømningspartiet må dessuten være tilpasset de rådende forhold ved den enkeltvise anordnings innstrømningsposisjon i reservoaret. Slike forhold omfatter bl.a. brønnens utvinningsrate, fluidtrykk og fluidsammensetning i og langs produks jonsrøret og i reservoarbergarten utenfor dette. Disse forhold omfatter også strømningsstyreanordningens relative posisjon i forhold til andre strømningsstyreanordningers posisjon langs produksjonsrøret, samt reservoarbergartens styrke, porøsitet og permeabilitet ved den aktuelle innstrøm-ningsposis jon .
Det energitap som oppstår ved fluidkollisjon på nedstrøms side av strømningsrestriksjonen (dysen eller blenden), kan måles som en trykkforskjell i fluidets dynamiske trykk i strømningsrestriksjonen (posisjon 1) og i en strømningsposi-sjon umiddelbart nedstrøms av fluidets kollisjonssone (posisjon 2).
Fluidets dynamiske trykk 'p' utledet fra Bernoullis ligning er:
p = h (p<*>v<2>) ; hvor
'p' er fluidets egenvekt; og
'v' er fluidets strømningshastighet.
Nevnte energitap kan derved uttrykkes som forskjellen mellom fluidets dynamiske trykk i oppstrøms posisjon 1 og i ned-strøms posisjon 2. Fluidtrykktapet 'Api_2' uttrykkes derved på følgende måte:
Api-2 - h p ' (vi<2>- va<2>) ; hvor
'p' er fluidets egenvekt;
'Vi' er fluidets strømningshastighet i posisjon 1; og
'V2<r>er fluidets strømningshastighet i posisjon 2.
Derav følger at fluidets dynamiske trykktap 'Api_2' påvirkes
av endringer i fluidets egenvekt og/eller av endringer i fluidets strømningshastighet. Som nevnt, endres reservoarfluidenes egenvektverdier lite under utvinningen og innvirker derved lite på fluidenes energitap som forårsakes av den foreliggende strømningsstyreanordning. Derved påvirkes 'Api_2' i hovedsak av endringer i fluidets hastighet ved strømning gjennom nevnte strømningsrestriksjon. Fluidets strømningshas-
tighet i dysen eller blenden kan derimot styres ved bl.a. å velge et hensiktsmessig strømningstverrsnitt i denne. Dette strømningstverrsnitt kan eventuelt fordeles over flere slike restriksjoner i strømningsstyreanordningen, og det samlede strømningstverrsnitt i anordningen kan være likt eller ulikt fordelt på strømningsrestriksjonene i anordningen.
Ved anvendelse av flere strømningsstyreanordninger langs inn-strømningspartiet, kan hver anordning være innrettet med et samlet strømningstverrsnitt som er individuelt tilpasset, og som forårsaker det ønskede energitap, og derved den ønskede innstrømningsrate, i den delstrøm som strømmer inn via strøm-ningsstyreanordningen. Derved kan man også hensiktsmessig tilpasse og redusere det differensialtrykk som driver fluidene inn i produksjonsrøret fra den omgivende reservoarbergart. Dette er spesielt nyttig i horisontalbrønner, hvor nevnte differensialtrykk vanligvis er sterkt tiltagende i nedstrøms retning av innstrømningspartiet, og hvor behovet for å trykkstrupe reservoarfluidenes innstrømningsrate tiltar sterkt i nedstrøms retning av innstrømningspartiet. Under slike forhold, kan man derfor forsyne nedstrøms partier av produk-sjonsrøret med et hensiktsmessig antall strømningsstyreanord-ninger av foreliggende type, idet hver anordning i bruksstil-lingen er anbrakt i en hensiktsmessig posisjon langs inn-strømningspartiet og bevirker en tilpasset trykkstrupning av fluidene. I oppstrøms partier av produksjonsrøret kan reservoarfluider derimot strømme direkte inn i produksjonsrøret gjennom åpninger eller perforeringer i dette, eventuelt via én eller flere oppstrøms beliggende sandskjermer.
Dessuten kan enkeltvise eller gruppevise strømningsstyrean-ordninger være tilknyttet forskjellige produksjonssoner av det/de reservoarer som brønnen penetrerer. I produksjonsøye- med kan de forskjellige produksjonssoner være atskilt hverandre ved hjelp av trykk- og strømningsisolerende pakninger av kjent type.
Før en brønn kompletteres innhenter man ofte ytterligere in-formasjoner angående reservoarbergartenes produksjonsegenska-per og reservoarfluidenes sammensetning, trykk, temperatur og lignende. Dessuten er man i besittelse av opplysninger angående ønsket utvinningsrate og utvinningsmetode(r), reservoar-heterogenitet, lengde på brønnens innstrømningsparti, bereg-net strømningstrykktap i produksjonsrøret etc. På grunnlag av slike opplysninger kan man anslå, både fysisk og tidsmessig, et sannsynlig strømnings- og trykkforløp (strømnings- og trykkprofil) for de innstrømmende reservoarfluider. Derved kan man også anslå og bestemme det konkrete behov for strøm-ningsstyreanordninger i den aktuelle brønn. Dette omfatter bl.a. bestemmelse av antall, relativ plassering og plasse-ringstetthet, samt individuell utforming av strømningsstyre-anordningene. Slike beslutninger og individuelle tilpasninger må ofte tas innenfor en meget kort tidsfrist. For på kort tid å kunne tilpasse produksjonsrørets innstrømningsparti med en egnet trykkstrupingsprofil, må man derimot ha tilgjengelig enkle, effektive og fleksible virkemidler til å utføre dette på. Dette tilpasningsarbeide bør fortrinnsvis kunne utføres umiddelbart før produksjonsrøret installeres i brønnen. Til-pasningsarbeidet forutsetter at hver strømningsstyreanordning i produksjonsrøret hurtig og lett kan innrettes med en trykkstrupingsgrad som er tilpasset en bestemt utvinningsrate samt de brønnforhold som råder i hver anordnings tiltenkte posisjon i brønnen.
Dette problem kan løses ved at den minst ene strømningsrest-riksjon i strømningsstyreanordningen er utformet som en løs- bar, og derved utskiftbar, innsats. Innsatsen, som kan være en dyse, en blende eller en tetningsplugg, anbringes i nevnte gjennomgående åpning i anordningens strømningskanal, idet åp-ningen heretter benevnes som en innsatsåpning. Innsatsen og den tilhørende innsatsåpning er komplementært utformet. En innsatsåpning kan bestå av en boring eller utstansing gjennom nevnte basisrør eller gjennom nevnte ringformede krageparti i anordningens strømningskanal. Dessuten kan innsatsen eksempelvis, men ikke nødvendigvis, ha et utvendig sirkulært tverrsnitt. Kragepartiet kan bestå av en sirkulær stålring eller stålkrage som er anbrakt i anordningens utvendige hus. Innsatsen kan festes løsbart i sin innsatsåpning ved hjelp av kjente festeanordninger og festemåter, eksempelvis ved hjelp av gjengeforbindelser, festeringer, deriblant seegerringer, festeplater, låsehylser eller låseskruer.
En strømningskanal som er forsynt med mer enn én innsatsåpning, kan også forsynes med innsatser som er innrettet med forskjellige typer strømningsrestriksjoner av nevnte typer. Strømningskanalen kan derved forsynes med en hvilken som helst kombinasjon av dyser, blender og tetningsplugger. Dessuten kan dyser og/eller blender i strømningskanalen være innrettet med forskjellig innvendig strømningstverrsnitt. Derved kan f.eks. dyser i strømningskanalen ha forskjellig innvendig dysediameter, hvor dysenes individuelle strømningstverrsnitt til sammen utgjør strømningsstyreanordningens strømnings-tverrsnitt, og hvor det samlede strømningstverrsnitt forårsaker det ønskede fluidtrykktap i anordningen. Tetningsplugger kan dessuten anvendes til å tette innsatsåpninger hvorigjennom man ikke ønsker fluidstrømning. Basert på det samlede strømningstverrsnitt, kan derved hver strømningsstyreanord-ning i produksjonsrøret innrettes med en individuelt tilpasset trykkstrupingsgrad, slik at reservoarfluidene får lik, eller tilnærmet lik, radial innstrømningsrate per lengdeenhet av brønnens innstrømningsparti.
En strømningsstyreanordning hvis dyseinnsatser er anbrakt i gjennomgående åpninger i produksjonsrørets rørvegg, kan også være forsynt med ett eller flere dysepar. Dyseinnsatser i et dysepar bør fortrinnsvis være anbrakt diametrisk motstående hverandre i rørveggen, slik at deres utløpende fluidstråler ledes mot hverandre og kolliderer i produksjonsrørets innvendige løp. Dette forhindrer eller reduserer erosjon av produk-sjonsrørets innvendige flate.
Ved anvendelse av flere løsbare og utskiftbare innsatser i en strømningsstyreanordning, bør både innsatsene og innsatsåpningene være av ens størrelse og form, eksempelvis innsatser og tilhørende boringer av ens diameter. Ved anvendelse av flere strømningsstyreanordninger i produksjonsrøret, bør samtlige innsatser og innsatsåpninger i produksjonsrøret være av ens størrelse og form.
Innsatsåpninger i en slik strømningsstyreanordning bør dessuten være lett tilgjengelige, slik at man hurtig og lett kan anbringe, eventuelt skifte ut, innsatser i innsatsåpningene. Ifølge oppfinnelsen kan denne tilgjengelighet oppnås ved at strømningsstyreanordningens utvendige hus er innrettet på en slik måte at det skapes midlertidig adkomst til nevnte innsatsåpninger. Eksempelvis kan det utvendige hus være innrettet med minst én gjennomgående adkomstsåpning, eksempelvis en boring, som er anbrakt umiddelbart utenforliggende en korresponderende innsatsåpning i basisrørets vegg. Til dette formål kan huset være omsluttet av en løsbar dekkhylse eller dekk-plate som tildekker den minst ene adkomstsåpning, og som hurtig og lett kan fjernes fra huset. Derved kan den minst ene innsatsåpning lett avdekkes for midlertidig adkomst til denne. Mår innsåtsåpningen(e) er anbrakt i nevnte ringformede krageparti av det utvendige husrkan huset omfatte et ringromshus som løsbart omslutter kragepartiet. Ved å fjerne ringromshuset fra kragepartiet, skapes midlertidig adkomst til kragepartiets innsatsåpning(er). Derved kan en innsats hurtig og lett anbringes eller skiftes ut i en innsatsåpning i kragepartiet.
Ved å anvende slike løsbare og utskiftbare innsatser, kan produksjonsrøret optimalt tilpasses de aktuelle brønn- og reservoaropplysninger som foreligger umiddelbart før dets inn-kjøring i brønnen. I denne forbindelse kan man forsyne én eller flere innsatsåpninger i en strømningsstyreanordning med en tetningsplugg som hindrer fluidgjennomstrømning. Dette har sammenheng med at det før innkjøring av produksjonsrøret, og før nevnte brønn- og reservoaropplysninger er tilgjengelige, kan være vanskelig å fastslå det eksakte antall, relative posisjon og individuelle utforming av produksjonsrørets strøm-ningsstyreanordninger. Det kan derfor være hensiktsmessig og tidsbesparende å innrette et visst antall individuelle rør-lengder av produksjonsrøret med strømningsstyreanordninger av en standardisert utforming, og med et bestemt antall tomme innsatsåpninger av standardisert størrelse. Etter at oppda-terte brønn- og reservoaropplysninger er tilgjengelige, kan hver strømningsstyreanordning i produksjonsrøret innrettes med individuelt tilpasset trykkstrupingsgrad. Hver anordning forsynes med strømningsrestriksjoner som er valgt fra ovennevnte typer restriksjoner, og som er valgt i ønsket antall, størrelse og/eller kombinasjon av disse. For eksempel, dersom man ønsker å stanse innstrømning gjennom en slik standardisert strømningsstyreanordning, kan samtlige innsatsåpninger i denne forsynes med tetningsplugger.
Kort omtale av tegningsfigurene
Etterfølgende del av beskrivelsen viser to ikke-begrensende utførelseseksempel med tilhørende figurer av en strømnings-styreanordning ifølge oppfinnelsen. Ett bestemt henvisnings-tall refererer seg til samme detalj i alle figurer hvor de-taljen er angitt, hvor: Fig. 1 viser et delsnitt gjennom en rørlengde av et produksjonsrør, hvor rørlengden er forsynt med en strømnings-styreanordning som bl.a. omfatter dyseinnsatser anbrakt i radiale innsatsboringer i rørets vegg, idet figuren også viser snittlinjer V-V og VI-VI; Fig. 2 viser et forstørret utsnitt av detaljer ved strøm-ningsstyreanordningen ifølge Fig. 1, idet Fig. 2 også viser snittlinje V-V; Fig. 3 viser også et delsnitt gjennom en rørlengde som er forsynt med en strømningsstyreanordning som derimot omfatter dyseinnsatser anbrakt i aksiale innsatsboringer i et krageparti i et rørformet hus omkring rørlengden, idet figuren også viser snittlinjer V-V og VI-VI; Fig. 4 viser et forstørret sirkelutsnitt av detaljer ved strømningsstyreanordningen ifølge Fig. 3, idet Fig. 4 også viser snittlinje V-V; Fig. 5 viser et radialt delsnitt langs snittlinjen V-V ifølge Fig. 1 og Fig. 3, hvor delsnittet viser en forbindelseshylse mellom strømningsstyreanordningen og en sandskjerm, idet
Fig. 5 også viser snittlinje I-l; og hvor
Fig. 6 viser et delsnitt langs snittlinjen VI-VI ifølge
Fig. 1 og Fig. 3, hvor delsnittet viser detaljer ved nevnte sandskjerm, idet snittlinjen I-l også er vist i denne figur.
Beskrivelse av to utførelseseksempler av oppfinnelsen
Fig. 1 og Fig. 2 viser et første utførelseseksempel av en strømningsstyreanordning 10 ifølge oppfinnelsen, mens Fig. 3 og Fig. 4 viser et andre utførelseseksempel av en strømnings-styreanordning 12 ifølge oppfinnelsen. Fig. 5 og Fig. 6 viser konstruktive trekk som er felles for begge utførelsesformer.
Begge strømningsstyreanordninger 10, 12 er tilordnet en rør-lengde 14 som er sammenkoplet med andre, ikke viste rørleng-der 14 som til sammen utgjør et produksjonsrør i en brønn. Rørlengden 14 består av et basisrør 16 som er gjenget i hver ende og kan sammenkoples med andre rørlengder 14 via en rør-kopling 18. I disse utførelseseksempler er basisrøret 16 forsynt med en sandskjerm 20 beliggende oppstrøms av strømnings-styreanordningen 10, 12. I sitt ene endeparti er sandskjermen 20 festet til basisrøret 16 ved hjelp av en indre endehylse
22, idet denne er forsynt med en innvendig pakningsring 23, og ved hjelp av en omsluttende og ytre endehylse 24. I det andre endeparti, ved strømningsstyreanordningen 10, 12, er sandskjermen 20 og en forbindelseshylse 26 fast forbundet med hverandre ved hjelp av en ytre endehylse 28. Sandskjermen 20 er forsynt med flere avstandslister 30 som er festet med innbyrdes ekvidistant vinkelavstand omkring basisrøret 16, og som løper i røret 16 sin aksiale retning, jf. Fig. 6. Utenpå avstandslistene 30 er det viklet på sammenhengende og tett-sittende trådviklinger 32, slik at reservoarfluider kan strømme inn gjennom små spalteåpninger mellom trådviklingene 32. Mellom trådviklingene 32 og røret 16 og avstandslistene
30 foreligger det derved flere aksiale strømningskanaler 34 hvorigjennom reservoarfluidene kan strømme frem til og gjennom forbindelseshylsen 26. Også forbindelseshylsen 26 er utformet med aksiale, men halvsirkelformede, strømningskanaler 36 som er fordelt ekvidistant omkring forbindelseshylsen 26, jf. Fig. 5. Gjennom disse kanaler 36 kan fluidene strømme videre inn i strømningsstyreanordningen 10, 12. Det påpekes for øvrig at hver enkelt aksial strømningskanal 34, 36 er utformet med et relativt stort strømningstverrsnitt, slik at strømningsfriksjonen og fluidtrykktapet gjennom disse blir minimalt i forhold til det nedstrøms energitap som bevirkes av strømningsrestriksjoner i strømningsstyreanordningen 10, 12.
I det første utførelseseksempel av oppfinnelsen, jf. Fig. 1 og Fig. 2, strømmer reservoarfluidene videre inn i et ringrom 38 i strømningsstyreanordningen 10. Ringrommet 38 består av det hulrom som fremstår mellom basisrøret 16 og et omgivende og rørformet hus 40 med sirkulært tverrsnitt. Huset 40 sitt oppstrøms endeparti omslutter forbindelseshylsen 26. Huset 40 sitt nedstrøms endeparti omslutter røret 16 og er forsynt med en innvendig pakningsring 41. Et parti av røret 16 som er i direkte kontakt med ringrommet 38, er forsynt med flere gjennomgående og gjengete innsatsboringer 42 av ens boringsdiameter. Et tilsvarende antall utvendig gjengete og gjennomgående åpne dyseinnsatser 44 er løsbart anbrakt i innsatsboringene
42. Samtlige dyseinnsatser 44 kan ha lik innvendig dysediameter, eller de kan ha forskjellige dysediametre. Alle fluider som strømmer inn gjennom sandskjermen 20, vil ledes frem til og gjennom dyseinnsatsene 44, hvoretter fluidene utsettes for et energitap og et tilhørende trykktap. Deretter strømmer fluidene inn i basisrøret 16 og videre i dets innvendige løp 46. Dersom man ikke ønsker fluidstrømning gjennom én eller flere innsatsboringer 42 i strømningsstyreanordningen 10, kan den/de aktuelle innsatsboringer 42 forsynes med en ikke vist, gjenget tetningsplugginnsats. For hurtig å kunne anbringe eller skifte ut dyseinnsatser 44 og/eller tetningsplugginnsatser i nevnte innsatsboringer 42, er huset 40 forsynt med gjennomgående adkomstboringer 48 korresponderende i antall og posisjon med innsatsboringene 42. Gjennom adkomstboringene 48, og ved hjelp av et egnet verktøy, kan man sette inn eller ta ut dyseinnsatser 44 og/eller tetningsplugginnsatser. I
dette utførelseseksempel er adkomstboringene 48 vist forseg-let fra sine ytre omgivelser ved hjelp av en dekkhylse 50 som er anbrakt løsbart, og fortrinnsvis trykktettende, utenpå det rørformede hus 40 ved hjelp av en gjengeforbindelse 51. Deretter kan rørlengden 14 sammenkoples med andre rør 14 til et produks j onsrør.
I det andre utførelseseksempel av oppfinnelsen, jf. Fig. 3 og
Fig. 4, strømmer reservoarfluidene fra nevnte forbindelseshylse 26 og nedstrøms videre inn i et første ringrom 52 i strømningsstyreanordningen 12. Ringrommet 52 består av det hulrom som fremstår mellom basisrøret 16 og et omgivende og rørformet hus 54 med sirkulært tverrsnitt, idet ringrommet 52 er en integrert del av huset 54. Huset 54 sitt oppstrøms endeparti omslutter forbindelseshylsen 26. Huset 54 sitt ned-strøms endeparti er utformet som et ringformet krageparti 56 som omslutter røret 16, og som rager inn i nevnte hulrom, idet kragepartiet 56 i dette utførelseseksempel er forsynt med en innvendig pakningsring 58. Langs sin omkrets er krage-.partiet 56 dessuten forsynt med flere aksialt gjennomgående og gjengete innsatsboringer 60 av ens boringsdiameter. Et tilsvarende antall gjengete og gjennomgående åpne dyseinnsatser 62 er løsbart anbrakt i innsatsboringene 60. I likhet med strømningsstyreanordningen 10, kan man anbringe dyseinnsatser 62 av forskjellig innvendig dysediameter i innsatsboringene
60. Én eller flere innsatsboringer 60 kan også forsynes med hver sin ikke viste og gjengete tetningsplugginnsats. Innvendig er kragepartiet 56 forsynt med forlengelsesboringer 64 som forbinder innsatsboringene 60 med ringrommet 52. Umiddelbart utenfor innsatsboringene 60 er kragepartiet 56 dessuten utformet med et ytre omkretsparti 66 som er forsenket i forhold til den resterende del av kragepartiet 56 sin omkrets-flate. Et oppstrøms endeparti av et ringromshus 68 er anbrakt løsbart, og fortrinnsvis trykktettende, omkring nevnte omkretsparti 66, mens ringromshuset 68 sitt nedstrøms endeparti omslutter røret 16. I dette utførelseseksempel er ringromshuset 68 sitt nedstrøms endeparti forsynt med en innvendig pakningsring 70. Mellom røret 16 og ringromshuset 68 fremstår
derved et andre ringrom 72. Reservoarfluider strømmer gjennom dyseinnsatsene 62 og inn i det andre ringrom 72. Deretter strømmer de gjennom flere aksiale slisseåpninger 74 i røret 16 og videre gjennom basisrøret 16 sitt innvendige løp 46. Også i dette utførelseseksempel utsettes reservoarfluidene for et energitap og et tilhørende trykktap på nedstrøms side av dyseinnsatsene 62. For øvrig kan ringromshuset 68 løses og midlertidig fjernes fra omkretspartiet 66 ved hjelp av en gjengeforbindelse 76. Derved skapes adkomstveier frem til innsatsboringene 60, slik at man kan sette inn eller ta ut dyseinnsatser 62 og/eller tetningsplugginnsatser.
Claims (13)
1. Strømningsstyreanordning (10, 12) for en brønn som penetrerer minst ett underjordisk reservoar, og som er forsynt med et produksjonsrør omfattende et innstrømningsparti hvorigjennom fluider fra det minst ene reservoar utvinnes, hvor produksjonsrøret i én eller flere posisjoner langs innstrømningspartiet er tilordnet en strømningssty-reanordning (10, 12) som omfatter en strømningskanal hvorigjennom reservoarfluider kan strømme, og hvor strøm-ningskanalen består av et ringformet hulrom (38, 52, 64, 72) tildannet mellom et utvendig hus (40, 54, 68) og et basisrør (16) og et innløp (26, 36) i den ene ende av hulrommet (38, 52, 64, 72), idet huset (40, 54, 68) er innrettet som en ugjennomstrømbar vegg, mens basisrøret (16) utgjør en hovedbestanddel av en rørlengde (14) av produksjonsrøret, og hvor strømningskanalen i sin ned-strøms ende omfatter minst én gjennomgående veggåpning i basisrøret (16), idet strømningskanalen derved forbinder basisrøret (16) sitt innvendige løp (46) med det minst ene reservoar, og hvor det i nevnte strømningskanal er anordnet minst én gjennomgående kanalåpning (42, 60) som er forsynt med en strømningsrestriksjon,karakterisert vedat hver kanalåpning (42, 60) er forsynt med en strømningsrestriksjon valgt fra følgende typer strømningsrestriksjoner: - en dyse; - en blende i form av en slisse eller et hull; eller - en tetningsplugg.
2. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 1,karakterisert vedat strømningskanalen i sin oppstrøms ende er tilkoblet minst én gjennomgående åpen sandskjerm (20) som forbinder strømningskanalen med det minst ene reservoar.
3. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat nevnte strømningsrest-riks jon er anbrakt i en gjennomgående kanalåpning (60) i et ringformet krageparti (56) av det utvendige hus (54, 68), og at kragepartiet (56) rager inn i hulrommet (52, 64, 72) mellom huset (54, 68) og basisrøret (16).
4. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 1, 2 eller 3,karakterisert vedat den minst ene strømningsrestriksjon er utformet som en løsbar og utskiftbar innsats (44, 62).
5. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 4,karakterisert vedat en strømningskanal som er forsynt med mer enn én kanalåpning (42, 60), er forsynt med innsatser (44, 62) som er innrettet med forskjellige typer strømningsrestriksjoner av nevnte typer.
6. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 4 eller 5,karakterisert vedat anordningen (10, 12), når denne omfatter flere løsbare og utskiftbare innsatser (44, 62), er forsynt med innsatser (44, 62) av ens utvendig størrelse og form.
7. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 4, 5 eller 6,karakterisert vedat den minst ene innsats (44, 62) er utvendig sirkulær.
8. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge ett av kravene 1-3,karakterisert vedat anordningen (10, 12), når denne omfatter flere kanalåpninger (42, 60), er utformet med kanalåpninger (42, 60) av ens størrelse og form.
9. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge ett eller flere av de foregående krav,karakterisert vedat hver gjennomgående kanalåpning (42, 60) er en innsatsboring.
10. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 1, 2 eller 3,karakterisert vedat det samlede strøm-ningstverrsnitt i en anordning (10, 12) som er forsynt med flere strømningsrestriksjoner, er likt eller ulikt fordelt på strømningsrestriksjonene.
11. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 1 og 9,karakterisert vedat det utvendige hus (40) er innrettet med minst én gjennomgående adkomstsboring (48) som er anbrakt umiddelbart utenforliggende en korresponderende innsatsboring (42) i basisrøret (16) sin vegg.
12. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 11,karakterisert vedat det utvendige hus (40) er omsluttet av en løsbar dekkhylse (50) som tildekker den minst ene adkomstsboring, hvorved den minst ene innsatsboring (42) kan avdekkes for adkomst til denne.
13. Strømningsstyreanordning (10, 12) ifølge krav 3 og 9,karakterisert vedat det utvendige hus (54) omfatter et ringromshus (68) som løsbart omslutter krage partiet (56), hvorved ringromshuset (68) kan fjernes fra kragepartiet (56) for adkomst til den minst ene innsatsboring (60) i kragepartiet (56).
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20011420A NO314701B3 (no) | 2001-03-20 | 2001-03-20 | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
US10/472,727 US7419002B2 (en) | 2001-03-20 | 2002-03-15 | Flow control device for choking inflowing fluids in a well |
GB0324351A GB2392187B (en) | 2001-03-20 | 2002-03-15 | A well device for throttle regulation of inflowing fluids |
PCT/NO2002/000105 WO2002075110A1 (en) | 2001-03-20 | 2002-03-15 | A well device for throttle regulation of inflowing fluids |
US12/125,761 US7559375B2 (en) | 2001-03-20 | 2008-05-22 | Flow control device for choking inflowing fluids in a well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20011420A NO314701B3 (no) | 2001-03-20 | 2001-03-20 | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20011420D0 NO20011420D0 (no) | 2001-03-20 |
NO20011420L NO20011420L (no) | 2002-09-23 |
NO314701B1 true NO314701B1 (no) | 2003-05-05 |
NO314701B3 NO314701B3 (no) | 2007-10-08 |
Family
ID=19912280
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20011420A NO314701B3 (no) | 2001-03-20 | 2001-03-20 | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7419002B2 (no) |
GB (1) | GB2392187B (no) |
NO (1) | NO314701B3 (no) |
WO (1) | WO2002075110A1 (no) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7383886B2 (en) | 2003-06-25 | 2008-06-10 | Reslink As | Device and a method for selective control of fluid flow between a well and surrounding rocks |
US9279309B2 (en) | 2011-01-10 | 2016-03-08 | Statoil Petroleum As | Valve arrangement for a production pipe |
Families Citing this family (167)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
DE60116435D1 (de) * | 2001-12-13 | 2006-03-30 | Schlumberger Holdings | Verfahren und Vorrichtung zum Ausrüsten eines Bohrloches |
NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
NO319620B1 (no) * | 2003-02-17 | 2005-09-05 | Rune Freyer | Anordning og fremgangsmåte for valgbart å kunne stenge av et parti av en brønn |
NO321438B1 (no) | 2004-02-20 | 2006-05-08 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og anordning ved en aktuator |
NO325434B1 (no) * | 2004-05-25 | 2008-05-05 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk |
WO2006015277A1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7673678B2 (en) | 2004-12-21 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control device with a permeable membrane |
CA2494391C (en) | 2005-01-26 | 2010-06-29 | Nexen, Inc. | Methods of improving heavy oil production |
CN100354499C (zh) * | 2005-09-29 | 2007-12-12 | 中国海洋石油总公司 | 油井用自动切换三通循环接头 |
US7543641B2 (en) | 2006-03-29 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling wellbore pressure during gravel packing operations |
BRPI0709898B1 (pt) * | 2006-04-03 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Associated system with hydrocarbon production, and, method |
US7708068B2 (en) | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
US8453746B2 (en) * | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7469743B2 (en) * | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7802621B2 (en) | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7857050B2 (en) | 2006-05-26 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control using a tortuous path |
UA94109C2 (ru) * | 2006-07-07 | 2011-04-11 | СТАТОЙЛЬХЮДРО АЭсА | Способ управления потоком и самоуправляемый клапан или устройство управления потоком |
GB0615042D0 (en) * | 2006-07-29 | 2006-09-06 | Boyle Colin | Flow restrictor coupling |
US20080041582A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Geirmund Saetre | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20080041588A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Richards William M | Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls |
US20080041580A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
US8196668B2 (en) | 2006-12-18 | 2012-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a well |
US8025072B2 (en) | 2006-12-21 | 2011-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Developing a flow control system for a well |
US7832473B2 (en) | 2007-01-15 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the flow of fluid between a downhole formation and a base pipe |
AU2007346700B2 (en) | 2007-02-06 | 2013-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
US20080283238A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
NO326258B1 (no) * | 2007-05-23 | 2008-10-27 | Ior Technology As | Ventil for et produksjonsror, og produksjonsror med samme |
US20080314588A1 (en) * | 2007-06-20 | 2008-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling erosion of components during well treatment |
US7789145B2 (en) | 2007-06-20 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
US20090000787A1 (en) * | 2007-06-27 | 2009-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
CA2692996C (en) * | 2007-08-17 | 2016-01-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches |
US9004155B2 (en) * | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
US8720571B2 (en) | 2007-09-25 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
US7775284B2 (en) | 2007-09-28 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US8312931B2 (en) | 2007-10-12 | 2012-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device |
US7942206B2 (en) * | 2007-10-12 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | In-flow control device utilizing a water sensitive media |
US20090101329A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System |
US7775271B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7775277B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7793714B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US8069921B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production |
US7789139B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US8544548B2 (en) * | 2007-10-19 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids |
US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7784543B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US20090101354A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids |
US20090101344A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device |
US7753128B2 (en) * | 2007-11-21 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for well production |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
US7597150B2 (en) | 2008-02-01 | 2009-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using cavitations to actuate a valve |
CA2628368C (en) * | 2008-02-20 | 2015-04-28 | Packers Plus Energy Services Inc. | Cut release sub and method |
US7891432B2 (en) * | 2008-02-26 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for setting one or more packers in a well bore |
US8839849B2 (en) | 2008-03-18 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis |
US7921920B1 (en) | 2008-03-21 | 2011-04-12 | Ian Kurt Rosen | Anti-coning well intake |
US7992637B2 (en) * | 2008-04-02 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Reverse flow in-flow control device |
US8931570B2 (en) | 2008-05-08 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive in-flow control device for subterranean wellbores |
US8555958B2 (en) * | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
US7789152B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US7857061B2 (en) | 2008-05-20 | 2010-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control in a well bore |
US8631877B2 (en) * | 2008-06-06 | 2014-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for inflow control |
US20100000727A1 (en) * | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for inflow control |
US8286704B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing conveyed combined inflow and outflow control devices |
US20100200247A1 (en) * | 2009-02-06 | 2010-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Controlling Fluid Injection in a Well |
US8132624B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8151881B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US20100300674A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8056627B2 (en) * | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US20100300675A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8893809B2 (en) * | 2009-07-02 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
US8550166B2 (en) | 2009-07-21 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting in-flow control device |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US9016371B2 (en) | 2009-09-04 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore |
US8230935B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly with flow control capability |
US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
US8371370B2 (en) * | 2009-12-09 | 2013-02-12 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for isolating and completing multi-zone frac packs |
US8291976B2 (en) | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
WO2011081947A2 (en) * | 2009-12-14 | 2011-07-07 | Chevron U.S.A. Inc. | System, method and assembly for steam distribution along a wellbore |
US8469105B2 (en) * | 2009-12-22 | 2013-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore |
US8469107B2 (en) * | 2009-12-22 | 2013-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore |
CN102108850B (zh) * | 2009-12-28 | 2015-09-16 | 思达斯易能源技术(集团)有限公司 | 含有径向插入径向限流式节流器的均衡筛管 |
US8783355B2 (en) | 2010-02-22 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Virtual flowmeter for a well |
US8191627B2 (en) * | 2010-03-30 | 2012-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubular embedded nozzle assembly for controlling the flow rate of fluids downhole |
US8316952B2 (en) * | 2010-04-13 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling flow through a sand screen |
US8256522B2 (en) | 2010-04-15 | 2012-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
US8356669B2 (en) * | 2010-09-01 | 2013-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole adjustable inflow control device for use in a subterranean well |
US8910716B2 (en) | 2010-12-16 | 2014-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling fluid flow from a formation |
US20120168181A1 (en) * | 2010-12-29 | 2012-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Conformable inflow control device and method |
US8403052B2 (en) | 2011-03-11 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability |
MX352073B (es) | 2011-04-08 | 2017-11-08 | Halliburton Energy Services Inc | Método y aparato para controlar un flujo de fluido en una válvula autónoma que utiliza un interruptor adhesivo. |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8485225B2 (en) * | 2011-06-29 | 2013-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability |
US20140076555A1 (en) * | 2012-05-15 | 2014-03-20 | Nexen Energy Ulc | Method and system of optimized steam-assisted gravity drainage with oxygen ("sagdoxo") for oil recovery |
US8689892B2 (en) | 2011-08-09 | 2014-04-08 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore pressure control device |
WO2013022446A1 (en) * | 2011-08-10 | 2013-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Externally adjustable inflow control device |
US8602110B2 (en) | 2011-08-10 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Externally adjustable inflow control device |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8833466B2 (en) | 2011-09-16 | 2014-09-16 | Saudi Arabian Oil Company | Self-controlled inflow control device |
US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US20130081800A1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-04-04 | Edvin Eimstad Riisem | Screen assembly and methods of use |
US9187987B2 (en) | 2011-10-12 | 2015-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling flow through a sand screen |
EP2748417B1 (en) | 2011-10-31 | 2016-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection |
BR112014008537A2 (pt) | 2011-10-31 | 2017-04-18 | Halliburton Energy Services Inc | aparelho para controlar de maneira autônoma o escoamento de fluido em um poço subterrâneo, e, método para controlar escoamento de fluido em um poço subterrâneo |
US9097104B2 (en) | 2011-11-09 | 2015-08-04 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Erosion resistant flow nozzle for downhole tool |
AU2011382623B2 (en) * | 2011-12-06 | 2015-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional downhole fluid flow control system and method |
US8925633B2 (en) | 2012-01-13 | 2015-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Inflow control device with adjustable orifice and production string having the same |
GB2499260B (en) * | 2012-02-13 | 2017-09-06 | Weatherford Tech Holdings Llc | Device and method for use in controlling fluid flow |
RU2490435C1 (ru) * | 2012-02-14 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Адаптивная дроссельно-ограничительная камера фильтра системы оканчивания скважины |
GB2499596A (en) * | 2012-02-21 | 2013-08-28 | Tendeka Bv | Downhole flow control |
WO2013124744A2 (en) | 2012-02-22 | 2013-08-29 | Conocophillips Canada Resources Corp. | Sagd steam trap control |
US9033039B2 (en) | 2012-02-22 | 2015-05-19 | Conocophillips Canada Resources Corp. | Producer snorkel or injector toe-dip to accelerate communication between SAGD producer and injector |
US8657016B2 (en) * | 2012-02-29 | 2014-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable flow control device |
US9038741B2 (en) * | 2012-04-10 | 2015-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable flow control device |
EP2859180B1 (en) | 2012-04-19 | 2018-06-27 | H.P. Well Screen Holding B.V. | Pipe for extracting reservoir fluids present in an underground reservoir and method of locally increasing the thickness of such a pipe |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9273537B2 (en) * | 2012-07-16 | 2016-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for sand and inflow control |
WO2014021899A1 (en) * | 2012-08-03 | 2014-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for remote zonal stimulation with fluid loss device |
WO2014025338A1 (en) | 2012-08-07 | 2014-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mechanically adjustable flow control assembly |
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 |
US9759038B2 (en) * | 2013-02-08 | 2017-09-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole tool and method |
CA2900131A1 (en) * | 2013-02-08 | 2014-08-14 | Petrowell Limited | Downhole tool and method |
US9677383B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-06-13 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Erosion ports for shunt tubes |
SG11201506532UA (en) | 2013-04-05 | 2015-10-29 | Halliburton Energy Services Inc | Controlling flow in a wellbore |
US9027637B2 (en) | 2013-04-10 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having an adjustable inflow control device |
GB2531409B (en) * | 2013-04-10 | 2020-03-18 | Halliburton Energy Services Inc | Flow control screen assembly having an adjustable inflow control device |
CA2918791A1 (en) | 2013-07-25 | 2015-01-29 | Schlumberger Canada Limited | Sand control system and methodology |
WO2015065404A1 (en) * | 2013-10-31 | 2015-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore systems configured for insertion of flow control devices and methods for use thereof |
WO2015069295A1 (en) * | 2013-11-11 | 2015-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Internal adjustments to autonomous inflow control devices |
AU2013405213B2 (en) * | 2013-11-14 | 2016-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow rings for regulating flow in autonomous inflow control device assemblies |
US10202829B2 (en) * | 2013-11-27 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Inflow control device having elongated slots for bridging off during fluid loss control |
WO2015094173A1 (en) * | 2013-12-17 | 2015-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Internal adjustments to autonomous inflow control devices |
CN105089581B (zh) * | 2014-05-14 | 2018-08-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种大管径气井井下流量控制装置及工艺方法 |
US10233726B2 (en) * | 2014-08-22 | 2019-03-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Pressure differential device with constant pressure drop |
US10900338B2 (en) | 2014-10-29 | 2021-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for dispersing fluid flow from high speed jet |
CN104358550B (zh) * | 2014-11-12 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种大直径节流器的卡定机构 |
EP3265640B1 (en) * | 2015-03-03 | 2020-04-22 | Schlumberger Canada Limited | Wellbore tubular and method |
US10538998B2 (en) | 2015-04-07 | 2020-01-21 | Schlumerger Technology Corporation | System and method for controlling fluid flow in a downhole completion |
GB2538517A (en) * | 2015-05-19 | 2016-11-23 | I2I Pipelines Ltd | Improved pipe pig |
US9976385B2 (en) * | 2015-06-16 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Velocity switch for inflow control devices and methods for using same |
US10871057B2 (en) | 2015-06-30 | 2020-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control device for a well |
US10920545B2 (en) | 2016-06-09 | 2021-02-16 | Conocophillips Company | Flow control devices in SW-SAGD |
WO2018194560A1 (en) * | 2017-04-18 | 2018-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure actuated inflow control device |
CA3066824C (en) * | 2017-06-22 | 2022-08-16 | Starse Energy And Technology (Group) Co., Ltd. | Composite water-controlling and flow-limiting device and screen pipe thereof |
US10830359B2 (en) | 2017-07-31 | 2020-11-10 | Cameron International Corporation | Needle tip and seat for a choke valve |
US11274528B2 (en) * | 2017-08-30 | 2022-03-15 | Rgl Reservoir Management Inc. | Flow control nozzle and apparatus comprising a flow control nozzle |
US11519250B2 (en) | 2018-05-10 | 2022-12-06 | Variperm Energy Services Inc. | Nozzle for steam injection |
US11536115B2 (en) | 2018-07-07 | 2022-12-27 | Variperm Energy Services Inc. | Flow control nozzle and system |
CN112543840A (zh) | 2018-08-10 | 2021-03-23 | Rgl 油藏管理公司 | 用于蒸汽注入和蒸汽阻止的喷嘴 |
US10494902B1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-12-03 | Turbo Drill Industries, Inc. | Downhole tool with externally adjustable internal flow area |
CA3126964C (en) | 2019-02-24 | 2024-01-23 | Rgl Reservoir Management Inc. | Nozzle for water choking |
NO20211203A1 (en) * | 2019-04-16 | 2021-10-07 | Nexgen Oil Tools Inc | Dissolvable plugs used in downhole completion systems |
WO2021009731A1 (en) * | 2019-07-13 | 2021-01-21 | Padmini Vna Mechatronics Pvt. Ltd. | Improved rubber sealed plunger assembly |
US11371623B2 (en) | 2019-09-18 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Mechanisms and methods for closure of a flow control device |
US11525336B2 (en) | 2020-01-24 | 2022-12-13 | Variperm Energy Services Inc. | Production nozzle for solvent-assisted recovery |
CA3181767C (en) * | 2021-01-19 | 2024-04-30 | Xiaoqi Wang | Apparatuses, systems, and methods for fluid inflow control |
USD1028653S1 (en) * | 2021-01-26 | 2024-05-28 | Gordon Peckover | Anti coning fixture |
Family Cites Families (39)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3837363A (en) * | 1972-12-20 | 1974-09-24 | P Meronek | Flow control device |
US4640355A (en) * | 1985-03-26 | 1987-02-03 | Chevron Research Company | Limited entry method for multiple zone, compressible fluid injection |
GB8625290D0 (en) * | 1986-10-22 | 1986-11-26 | Wood Group Drilling & Prod | Monitoring apparatus |
US4921044A (en) * | 1987-03-09 | 1990-05-01 | Otis Engineering Corporation | Well injection systems |
US4782896A (en) * | 1987-05-28 | 1988-11-08 | Atlantic Richfield Company | Retrievable fluid flow control nozzle system for wells |
FR2668795B1 (fr) * | 1990-11-02 | 1993-01-08 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour favoriser la production d'effluents d'une zone de production. |
GB9025230D0 (en) * | 1990-11-20 | 1991-01-02 | Framo Dev Ltd | Well completion system |
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 |
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 |
US5730223A (en) * | 1996-01-24 | 1998-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an adjustable flow rate and associated methods of completing a subterranean well |
GB2320731B (en) * | 1996-04-01 | 2000-10-25 | Baker Hughes Inc | Downhole flow control devices |
US5896928A (en) * | 1996-07-01 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device for use in producing wells |
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 |
CA2236944C (en) * | 1997-05-06 | 2005-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Flow control apparatus and methods |
GB9715001D0 (en) * | 1997-07-17 | 1997-09-24 | Specialised Petroleum Serv Ltd | A downhole tool |
US5881809A (en) * | 1997-09-05 | 1999-03-16 | United States Filter Corporation | Well casing assembly with erosion protection for inner screen |
CA2219513C (en) * | 1997-11-18 | 2003-06-10 | Russell Bacon | Steam distribution and production of hydrocarbons in a horizontal well |
US6722440B2 (en) * | 1998-08-21 | 2004-04-20 | Bj Services Company | Multi-zone completion strings and methods for multi-zone completions |
AU3219000A (en) * | 1999-01-29 | 2000-08-18 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling production |
US6343651B1 (en) * | 1999-10-18 | 2002-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling fluid flow with sand control |
CA2292278C (en) * | 1999-12-10 | 2005-06-21 | Laurie Venning | A method of achieving a preferential flow distribution in a horizontal well bore |
FR2815073B1 (fr) * | 2000-10-09 | 2002-12-06 | Johnson Filtration Systems | Elements de drain ayant une crepine consitituee de tiges creuses pour collecter notamment des hydrocarbures |
US6371210B1 (en) * | 2000-10-10 | 2002-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
GB2371319B (en) * | 2001-01-23 | 2003-08-13 | Schlumberger Holdings | Completion Assemblies |
US6622794B2 (en) * | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
NO314701B3 (no) | 2001-03-20 | 2007-10-08 | Reslink As | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
US6644412B2 (en) * | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
NO313895B1 (no) * | 2001-05-08 | 2002-12-16 | Freyer Rune | Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn |
GB2390383B (en) * | 2001-06-12 | 2005-03-16 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation methods |
BR0212358A (pt) | 2001-09-07 | 2004-07-27 | Shell Int Research | Conjunto de tela de poço ajustável, e, poço de produção de fluido de hidrocarboneto |
US6857475B2 (en) * | 2001-10-09 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for flow control gravel pack |
US6899176B2 (en) * | 2002-01-25 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US7055598B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
FR2845617B1 (fr) * | 2002-10-09 | 2006-04-28 | Inst Francais Du Petrole | Crepine a perte de charge controlee |
CA2520141C (en) * | 2003-03-28 | 2011-10-04 | Shell Canada Limited | Surface flow controlled valve and screen |
US6994170B2 (en) * | 2003-05-29 | 2006-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control screen assembly having fluid flow control capabilities and method for use of same |
NO318189B1 (no) * | 2003-06-25 | 2005-02-14 | Reslink As | Anordning og fremgangsmate for selektiv styring av fluidstromning mellom en bronn og omkringliggende bergarter |
US7290606B2 (en) * | 2004-07-30 | 2007-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inflow control device with passive shut-off feature |
WO2006015277A1 (en) | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
-
2001
- 2001-03-20 NO NO20011420A patent/NO314701B3/no not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-03-15 US US10/472,727 patent/US7419002B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-03-15 GB GB0324351A patent/GB2392187B/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-03-15 WO PCT/NO2002/000105 patent/WO2002075110A1/en not_active Application Discontinuation
-
2008
- 2008-05-22 US US12/125,761 patent/US7559375B2/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7383886B2 (en) | 2003-06-25 | 2008-06-10 | Reslink As | Device and a method for selective control of fluid flow between a well and surrounding rocks |
US9279309B2 (en) | 2011-01-10 | 2016-03-08 | Statoil Petroleum As | Valve arrangement for a production pipe |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2002075110A1 (en) | 2002-09-26 |
US7419002B2 (en) | 2008-09-02 |
NO20011420L (no) | 2002-09-23 |
GB0324351D0 (en) | 2003-11-19 |
US7559375B2 (en) | 2009-07-14 |
NO314701B3 (no) | 2007-10-08 |
NO20011420D0 (no) | 2001-03-20 |
GB2392187B (en) | 2005-06-01 |
GB2392187A (en) | 2004-02-25 |
US20080217001A1 (en) | 2008-09-11 |
US20060118296A1 (en) | 2006-06-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO314701B1 (no) | Strömningsstyreanordning for struping av innströmmende fluider i en brönn | |
EP1390603B1 (en) | Arrangement for and method of restricting the inflow of formation water to a well | |
CA2978350C (en) | Dual type inflow control devices | |
NO341118B1 (no) | Apparatur og fremgangsmåte for kontroll av en strømning av et fluid inn i et borehullrør i et borehull | |
EP2536917B1 (en) | Valve system | |
NO321874B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for styring av fluidstrom med sandkontroll | |
AU2009232495A1 (en) | System and method for recompletion of old wells | |
US20150337626A1 (en) | Adjustable autonomous inflow control devices | |
NO339673B1 (no) | Strømningsstyrt nedihullsverktøy | |
NO20120235A1 (no) | Stromningsmengdeavhengig stromningsstyringsanordning | |
NO332086B1 (no) | Bronnhodeinstallasjon og fremgangsmate ved injisering av fluid og borkaks til ringrommet av en bronn | |
US10156123B2 (en) | Inflow control device adjusted by rotation of a cover sleeve | |
RU2539486C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием | |
NO20160662A1 (en) | Flow rings for regulating flow in autonomous inflow control device assemblies | |
NO340047B1 (no) | Fremgangsmåte, ventil og ventilsystem for komplettering, stimulering og senere restimulering av brønner for hydrokarbonproduksjon | |
US9494013B2 (en) | Configurable and expandable fluid metering system | |
RU2618710C2 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины | |
RU2713820C1 (ru) | Селектор притока нефти и воды в горизонтальных скважинах | |
CN117280108A (zh) | 流量控制系统 | |
NO333111B1 (no) | System og fremgangsmate for handtering av en gruppe ventiler | |
NO314203B1 (no) | Anordning for innströmningsregulering i et produksjonsrör for produksjon avolje eller gass fra et olje- og/eller gassreservoar |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
LC4 | Limitation of patent rights - b3 (par. 39b patent act) | ||
MK1K | Patent expired |