NO320593B1 - System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon - Google Patents

System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon Download PDF

Info

Publication number
NO320593B1
NO320593B1 NO19982054A NO982054A NO320593B1 NO 320593 B1 NO320593 B1 NO 320593B1 NO 19982054 A NO19982054 A NO 19982054A NO 982054 A NO982054 A NO 982054A NO 320593 B1 NO320593 B1 NO 320593B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
flow
fluid
formation
fluid flow
production
Prior art date
Application number
NO19982054A
Other languages
English (en)
Other versions
NO982054L (no
NO982054D0 (no
Inventor
John W Harrell
Michael H Johnson
Benn A Voll
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO982054D0 publication Critical patent/NO982054D0/no
Publication of NO982054L publication Critical patent/NO982054L/no
Publication of NO320593B1 publication Critical patent/NO320593B1/no

Links

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
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/08—Screens or liners
    • 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

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Flow Control (AREA)

Description

Denne oppfinnelsen angår generelt produksjon av hydrokarboner fra brønnboringer som er utformet i undergrunnsformasjoner, og nærmere bestemt et system og en fremgangsmåte for regulering og/eller utlikning av produksjon fra forskjellige soner av en brønnboring for optimering av produksjonen fra de tilknyttede reservoarer.
For å produsere hydrokarboner fra jordformasjoner, bores brønnboringer inn i reservoarer. Slike brønnboringer kompletteres og perforeres ved en eller flere soner, for utvinning av hydrokarboner fra reservoaret. Horisontale brønn-boringer blir nå ofte utformet i en formasjon for øket produksjon og for å oppnå på aggregatet større mengder av hydrokarboner fra slike reservoarer.
I brønnboringen, mellom formasjonen og et rør (produksjonsrør), blir det vanligvis plassert sandsiler av forskjellige konstruksjoner og oppslissede forleng-ningsrør som transporterer formasjonsfluid til overflaten for å hindre inntrengning av sand og andre faste partikler i røret. Siler av forskjellige størrelser og utfor-minger blir vanligvis brukt som sandkontrollanordninger. I kjente siler vil typisk erodere betydelig over tid.
EP A1 588.421 beskriver et system for produksjon av hydrokarboner i en brønn, omfattende flere fluidstrømningsanordninger med en strømningsledning som minsker trykk mellom innløp for fluidet og utløp til produksjonsrøret, en strømningsreguleringsanordning og en styreenhet for å styre reguleringsanordningen. Lignende systemer er vist i WO A1 92/08875 og WO A1 96/24747.
For store fluidstrømningsrater fra en produksjonssone kan blant annet for-årsake for stort trykkfall mellom formasjonen og brønnboring-foringsrøret, forholdsvis hurtig erosjon av innstrømningsanordninger, vann- eller gasskoning, ut-graving, etc. For å unngå slike problemer blir derfor fluidstrømning fra hver produksjonssone styrt eller regulert. Flere strømningsstyreanordninger er blitt benyttet for regulering eller styring av produksjon av formasjonsfluider. En nyere anordning fører formasjonsfluidet gjennom en spiral rundt en rørdel for å minske trykkfallet før fluidet får strømme inn i røret. Spiralen gir en buktet bane som kan plugges på ett eller flere steder for å justere fluid-strømmen fra formasjonen til røret. Selv om den er effektiv, må denne anordning settes ved overflaten forut for dens installering. US-patentsøknad nr. 08/673,483, med samme søker som i foreliggende søk-nad, viser en elektrisk manøvrerbar glidehylse for styring av fluidstrøm gjennom en buktet bane. Denne glidehylse kan manøvreres fra overflaten. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en volumstrøm-reguleringsanordning som kan åpnes, lukkes eller innstilles ved hvilken som helst mellom-volumstrøm fra overflaten. Den omfatter også flere flu id baner, som hver kan reguleres uavhengig for regulering av formasjonsfluidstrømning inn i røret.
I vertikale brønnboringer blir flere soner produsert samtidig. I horisontale brønnboringer kan brønnboringen være perforert ved flere soner, men blir typisk produsert fra en sone av gangen. Dette skyldes at de tidligere kjente metoder ikke er konstruert til å utlikne strømning fra reservoaret gjennom hele brønnboringen. Videre prøver de kjente metoder å regulere trykkfall og ikke fluidet som strømmer fra hver av sonene samtidig.
Foreliggende oppfinnelse tar sikte på å avhjelpe de ovenfor omtalte ulem-per ved kjent teknikk på området, og dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved et system og en fremgangsmåte som angitt i de etterfølgende, henholdsvis krav 1 og 11. Fordelaktige utføringsformer av oppfinnelsen er angitt i de øvrige, etterfølgen-de krav. Ifølge oppfinnelsen utlignes således fluidstrømning fra flere produserende soner i en horisontal brønnboring. Hver produksjonssone kan reguleres uavhengig fra overflaten eller nede i borehullet. Denne oppfinnelsen tilveiebringer også et alternativt system hvor fluidstrømning fra flere soner innstilles ved overflaten basert på reservoar-modellering og feltsimuleringer.
Ifølge en fortrukket fremgangsmåte, blir et antall innbyrdes atskilte strøm-ningsstyreanordninger plassert langs lengden av den horisontale brønnboring. Fortrinnsvis suges fluider fra forskjellige soner på en måte som vil tømme reservoaret jevnt langs hele brønnboringens lengde. For å oppnå jevn tømming, blir hver strømningsstyreanordning innledningsvis innstilt ved en rate som bestemmes fra opprinnelige reservoar-simuleringer eller -modeller. Tømmeraten, vann, olje og gassinnhold, trykk, temperatur og andre ønskede parametere bestemmes over et tidsrom. Denne data anvendes til å oppdatere den opprinnelige reservoarmodell, som i sin tur anvendes til å justere strømningsraten fra en eller flere soner for derved å utligne strømningsraten fra reservoaret.
Ifølge en alternativ fremgangsmåte, blir produksjonssoner definert og strømningsinnstilling for hver sone fiksert ved overflaten forut for installering av strømningsstyreanordningene. Et slikt system er forholdsvis billig, men vil bare delvis utlikne produksjonen fra reservoaret, da det vil være basert på a priori reservoarkunnskap.
En foretrukket utføringsform av oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere i tilknytning til de medfølgende tegninger, hvor like elementer er gitt like henvisningstall, og hvor: Fig. 1 viser en horisontal brønnboring med et antall innbyrdes atskilte strømningsstyreanordninger for produksjon av hydrokarboner fra et reservoar ifølge en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse. Fig. 2A viser et skjematisk partialriss av en strømningsstyreanordning for bruk i systemet vist i fig. 1. Fig. 2B viser et utskåret partialriss av en sandkontrollseksjon for bruk med strømningsstyreanordningen ifølge fig. 2A. Fig. 3 viser styreanordninger og visse følere for bruk med strømningsstyre-anordningen ifølge fig. 2A. Fig. 4 viser en hypotetisk graf som viser strømningsraten fra forskjellige soner av en horisontal brønnboring ifølge en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse. Fig. 5 viser et forhold mellom trykkforskjellen og strømningsraten tilknyttet forskjellige produksjonssoner i en brønnboring. Fig. 6 viser et scenario i forbindelse med virkningen av å justere strøm-ningsraten fra en produksjonssone på produksjonen av hydrokarboner og vann fra en slik sone. Fig. 7 viser en alternativ fremgangsmåte for utlikning av produksjon fra et reservoar ved hjelp av en horisontal brønnboring til fremgangsmåten ifølge systemet ifølge fig. 1. Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et system 10 for produksjon av hydrokarboner fra en brønnboring ifølge en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse. Fig. 1 viser en brønnboring 14 med et øvre foringsrør 12 som er utformet i en jordformasjon 11 ifølge hvilken som helst kjent metode. Et antall fluidstrøm-ningsanordninger eller fluidstrømningsanordninger 20a-n er anbrakt med innbyrdes avstand i den horisontale del 14a av brønnboringen 14. Med henblikk på denne beskrivelse, er en strømningsstyreanordning generelt betegnet med tallet 20. Konstruksjonen og virkemåten til en ny strømningsstyreanordning for bruk som
strømningsstyreanordningene 20 er nedenfor beskrevet i forbindelse med fig. 2A-B. Med henblikk på denne oppfinnelse kan imidlertid hvilken som helst egnet strømningsstyreanordning også benyttes. Avstanden mellom strømningsstyrean-ordningene 20 bestemmes basert på reservoarets 11 karakteristika, som nærmere beskrevet nedenfor.
Hver strømningsstyreanordning 20a-n omfatter en strømningsventil og en styreenhet. Hver av anordningene 20a-n er vist å inneholde strømningsregule-ringsanordninger så som ventiler, ventiler 24a-n og styreenheter 26a-n. Med henblikk på denne oppfinnelse er en strømningsstyreanordning generelt betegnet med tallet 24 og en styreenhet er generelt betegnet med tallet 26. Også med henblikk på denne oppfinnelse, skal styreventilene 24 anses å innbefatte hvilke som helst anordning som benyttes for å styre fluidstrømmen fra reservoaret 11 inn i brønnboringen 14 og styreenheter 26 skal anses å innbefatte hvilke som helst krets eller anordning som styrer strømningsventilene 24.
Når brønnboringen er i produksjonsfase, strømmer fluid 40 fra formasjonen 11 inn r kanaler 22a-22n ved hver strømningsstyreanordning, som vist ved pilen 22a' -22n'. Strømningsraten gjennom hvilken som helst strømningsstyreanordning
20 vil avhenge av innstillingen av dens tilhørende strømningsstyreventil 24.
I illustrasjonsøyemed er strømningsratene tilknyttet strømningsstyreanordningene 20a-20n betegnet med henholdsvis Qi-Qn svarende til produksjonssoner ZrZn i formasjonen 11.
Idet det fremdeles vises til fig. 1, kan hver strømningsstyreanordning 20a-20n eller sone Z-\- Zn ha hvilket som helst antall anordninger og følere for bestemmelse av valgt formasjon og brønnboringsparametere. Hvert av elementer 30a-30n representerer slike anordninger og følere svarende til strømningsstyrean-ordninger 20a-20n eller soner ZrZn. Slike anordninger og følere er generelt betegnet med tallet 30. Anordninger og følere 30 omfatter fortrinnsvis temperaturfø-lere, trykkfølere, trykkforskjell-følere for angivelse av trykkfallet mellom valgte steder svarende til produksjonssonene Zi-Zn, strømningsrate-anordninger, og anordninger for bestemmelse av bestanddelene (olje, gass og vann) av formasjonsfluidet 40. Pakninger 34 kan være selektivt plassert i brønnboringen 14 og hindre gjennomstrømning av fluidene gjennom ringrommet 39 mellom tilstøtende seksjoner.
Styreenhetene 26a-26n styrer manøvreringen av deres tilhørende strøm-ningsstyreventiler 24a-24n. Hver styreenhet 26 omfatter fortrinnsvis programmer-vareanordninger, så som mikroprosessorer, minneanordninger og andre kretser for styring av manøvreringen av strømningsstyreanordningene 20 og for kommu-nisering med andre følere og anordninger 30. Styreenhetene 26 kan også være innrettet til å motta signaler og data fra anordningene og følerne 30 og behandle slik informasjon for å bestemme brønn-forholdene og parametere av interesse. Styreenhetene 26 kan være programmert til å manøvrere sine tilsvarende strøm-ningsstyreanordninger 20 basert på lagrede programmer eller styresignaler som avgis fra en ekstern enhet. De har fortrinnsvis toveis-kommunikasjon med et overflate-styresystem 50. Overflate-styresystemet 50 er fortrinnsvis et datamaskin-basert system og er koplet til en fremviser og monitor og andre perifere, generelt betegnet med tallet 54, som kan innbefatte en skriver, alarmer, satelittkommuni-kasjons-enheter, etc.
Forut for boring av en brønnboring, så som brønnboringen 14, utføres seismiske undersøkelser for å kartlegge overflate-formasjonene, så som formasjonen 11. Dersom andre brønnboringer er blitt boret i det samme feltet, vil det foreligge brønndata for feltet 11. All slik informasjon blir fortrinnsvis benyttet til å simulere tilstanden til reservoaret 11 som omgir brønnforingen 14. Reservoar-simuleringen eller -modellen, blir så benyttet til å bestemme stedet for hver strøm-ningsstyreanordning 20 i brønnboringen 14 og de innledende strømningsrater Qr Qn. Strømningsstyreanordningene 20a-20n blir fortrinnsvis innstilt ved overflaten, for produksjon av formasjonsfluider gjennom disse ved slike innledende strøm-ningsrater. Strømningsstyreanordningene 20a-20n blir så installert ved sine valgte steder i brønnboringen 14 ved hjelp av hvilke som helst kjent metode.
Produksjonen fra hver strømningsstyreanordning 20 oppnår en viss, innledende likevekt. Dataene fra anordningene 30a-30n blir behandlet for å bestemme fluid-bestanddelene, trykkfallene, og hvilke som helst andre, ønskede parametere. Basert på resultatene av de beregnede parametere, oppdateres den innledende eller opprinnelige reservoarmodell. Den oppdaterte modell blir så benyttet til å bestemme de ønskede strømningsrater for hver av sonene ZrZn som hovedsakelig vil utlikne produksjonen fra reservoaret 11. Strømningsraten gjennom hver av strømningsstyreanordningene 20a-20n blir så uavhengig justert for jevn tøm-ming av reservoaret. Dersom f.eks. en spesiell sone begynner å produsere vann ved mer enn en forutbestemt verdi, aktiveres strømningsstyreanordningen tilknyttet slik sone, for å minske produksjonen fra denne sonen. Fluidproduksjonen fra hvilken som heist sone som for det meste produserer vann, kan stenges helt av. Denne metode gjør det mulig å manipulere produksjonen fra reservoaret, for å utvinne den største mengden hydrokarboner fra et gitt reservoar. Typisk minsker strømningsraten fra hver produksjonssone overtid. Systemet ifølge foreliggende oppfinnelse gjør det mulig uavhengig og på avstand å justere strømmen av fluider fra hver av produksjonssonene, uten å anstrenge produksjonen.
Styreenhetene 26a-26n kan kommunisere med hverandre og styre fluid-strømmen gjennom sine tilhørende strømningsstyreanordninger for å optimere produksjonen fra brønnboringen 14. Instruksjonene for styring av strømmen kan være programmert i brønnminne (ikke vist) tilknyttet hver slik styreenhet eller i overflate-styreenheten 50. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer således et fluid-strømningsstyresystem 10, hvor strømningsraten tilknyttet et antall produserende soner Zi-Zn uavhengig kan justeres, uten å kreve fysisk inngrep, så som en omstil-lingsanordning, eller kreve gjenvinning av strømningsstyreanordningen eller kreve avstengning av produksjonen.
Overflate-styreenheten 50 kan være programmert til å vise hvilken som helst ønsket informasjon på skjermenheten 52, innbefattende posisjonen til hver strømningsstyreventil 24a-24n, strømningsraten fra hver av produksjonssonene Z-i-Zn, olje/vann-innhold eller olje- og gassinnhold, trykk- og temperatur i hver
av produksjonssonene Zi-Z„, og trykkfall over hver strømningsstyreanordning 20a-20n.
Idet det fremdeles henvises til fig. 1, inneholder systemet 10 som ovenfor nevnt, forskjellige følere som er fordelt langs brønnboringen 14, som gir informasjon om strømningsrate, olje-, vann- og gassinnhold, trykk og temperatur i hver
sone Zi-Zn. Denne informasjon muliggjør bestemmelse av virkningen av hver produksjonssone Zi-Zn på reservoaret 11 og gir tidlige varsler om potensielle problemer med brønnboringen 14 og reservoaret 11. Informasjonen blir også benyttet til å bestemme når utbedringsarbeid skal utføres, hvilket kan omfatte renseopera-sjonerog injeksjonsoperasjoner. Systemet 10 brukes til å bestemme stedet for og graden av injeksjonsoperasjonene og til å overvåke injeksjonsoperasjonene.
Systemet 10 kan opereres fra overflaten eller gjøres autonom, idet systemet inn-henter informasjon om brønnparametere av interesse, kommuniserer informasjon mellom forskjellige anordninger, og foretar de nødvendige tiltak basert på programmerte instruksjoner som er gitt til nedihull-styreenhetene 26a-26n. Systemet 10 kan konstrueres slik at nedihull-styreenhetene 16a-16n kommuniserer valgte resultater til overflaten, kommuniserer resultater og data fra overflaten eller manøvrerer ventiler 24a-24n og 30a-30n basert på styresignaler som mottas fra overflateenheten 50. Fig. 2A viser et skjematisk partialriss av en strømningsstyreanordning 200 for bruk i systemet ifølge fig. 1. Anordningen 200 har et ytre sandkontrollelement 202 og et indre sylindrisk element eller rørdel 204 som sammen danner en fluid-kanal 206 mellom seg. Formasjonsfluid strømmer inn i kanalen 206 via sandkont-roli-elementet 202. Kanalen 206 leverer formasjonsfluidet 210 til én eller flere skruelinjeformede rør eller rørledninger 214, som minsker trykkfallet mellom spiral-rørenes 214 innløp og utløp. Fluidet 210 som strømmer ut av rørene 214 strøm-mer inn i produksjonsrøret 220 hvorfra det transporteres til overflaten. Fig. 2B viser et utskåret partialriss av en sandkontrollseksjon 235 for bruk med strømningsstyreanordningen 200 ifølge fig. 2A. Den omfatter en ytre skjerm 235 som har vekselvis utspringende flater 240 og forsenkede flater 242. De utspringende flater 240 har sider 244 som er skåret i vinkel for derved å danne en vektorform. Denne vektorform hindrer virkningen av formasjonsfluidet på skjermen 235 og skjermen 250 som er anordnet i skjermen 235. Fig. 3 er en skjematisk illustrasjon som viser en styreenhet for styring av strømmen gjennom strømningsstyreanordningen 200 i fig. 2. Fig. 3 viser fire rør 214 nummerert 1-4 og plassert langs en skruelinje rundt røranordningen 204
(fig. 2A). Rørene 1-4 kan være av forskjellige størrelser. En strømningsstyrean-ordning ved utgangen av hvert av rørene 1-4 styrer fluidstrømmen gjennom dens tilknyttede rør. I eksempelet på fig. 3, styrer ventilene 310a-310d strømning gjennom rørene henholdsvis 1-4. En felles strømningsstyreanordning (ikke vist) kan anvendes til å styre fluidstrømmen gjennom rørene 1-4. Strømningsmålere og andre følere, så som temperaturfølere, trykkfølere etc, kan være plassert på hvilket som helst passende sted i anordningen 200.1 fig. 3 er strømningsmålanord-ninger 314a-314d vist anordnet ved rørenes 1-4 utløp. Utløpet fra rørene 1-4 er
vist ved henholdsvis qi-q4- En hensiktsmessig anordnet styreenhet 330 styrer driften av ventilene 310a-310d og mottar informasjon fra anordningene 314a-314d. Styreenheten 330 behandler også informasjon fra de forskjellige hensiktsmessig anordnede anordninger og følere 320 som fortrinnsvis omfatter: resistivitetsanord-ninger, anordninger for å bestemme bestanddelene i formasjonsfluidet, tempera-turfølere, trykkfølere og differensialtrykkfølere, og kommunisere slik informasjon til andre anordninger, innbefattende overflatestyreenheten 50 (fig. 1) og andre styreenheter så som styreenhetene 26a-26n (fig. 1). Fig. 4 og 5 viser eksempler på strømningsrater fra fler-reservoarsegmenter. I fig. 4 og 5 svarer strømningsratene Qi-Qn til sonene Z^- Zn vist i fig. 1. De virke-lige strømningsrater bestemmes som ovenfor beskrevet. Ved å manipulere strøm-ningsratene Qi-Qn, kan optimal strømningsrateprofil for reservoaret oppnås. Den totale reservoar-strømningsrate Q vist langs vertikalaksen er summen av enkelt-strømningsratene Qi-Qn. Her opererer flu id reguleringsanordningen (så som 310a-31 On, fig. 7) som benyttes til å styre fluidutstrømningen fra den skruelinjeformede bane, ved en fluidhastighet der fluidstrømmen fra formasjonen er hovedsakelig ufølsom for trykkendringer i formasjonen nær strømningsstyreanordningen, og virker således som en styreventil for styring av fluidutstrømningen fra formasjonen. Dette er vist ved posisjonen mellom brutte linjer i fig. 5, der Ap er trykkfallet. Fig. 6 viser hvorledes justering av strømningsraten Q kan minske eller eli-minere produksjon av uønskede fluider fra reservoaret. Den viser den potensielle innvirkning av justering av strømningsraten på produksjonen av bestanddelene av formasjonsfluidet. Q0 betegner olje-strømningsraten og Qw betegner vann-strøm-ningsraten fra en spesiell sone. Etter hvert som formasjonsfluidstrømmen fortset-ter over tid, kan vannproduksjonen Qw begynne å øke ved tiden Ti og fortsette å
øke som vist ved den krumme seksjon 602. Når vannproduksjonen øker, minsker oljeproduksjonen, som vist ved de krumme seksjoner 604. Systemet ifølge foreliggende oppfinnelse vil justere strømningsraten, dvs. øke eller minske produksjonen for derved å minske vannproduksjonen. Eksempelet på fig. 6 viser at minsking av den totale produksjon Q fra nivå 610 til 612 minsker vannproduksjonen fra nivå
608 til nivå 609 og stabiliserer oljeproduksjonen ved nivå 620. Ifølge foreliggende oppfinnelse blir således den totale produksjon fra et reservoar optimert ved å rna-
nipulere produksjonsstrømmene til de forskjellige produksjonssoner. Den ovenfor beskrevne metoder gjelder også for produksjon fra flersidebrønner.
Fig. 7A-7C viser en alternativ metode for utlikning av produksjon fra en horisontal brønnboring. Fig. 7A viser en horisontal brønnboring med soner 702, 704 og 706 som har forskjellige eller kontrasterende permeabiliteter. Den ønskede produksjon fra hver av sonene bestemmes i henhold til reservoar-modellen som er tilgjengelig for brønnboringen 700 som ovenfor beskrevet. For å oppnå utlignet produksjon fra de forskjellige soner, settes en strømningsstyreanordning 710 i form av et forholdsvis tynt forlengningsrør i brønnboringen 700. Forlengningsrøret 710 har åpninger som svarer til områdene som er valgt å skulle produseres i forhold til de ønskede strømningsrater fra slike områder. Åpningene blir fortrinnsvis satt eller utført ved overflaten forut for installering av forlengningsrøret 710 i brønnboringen. For å installere forlengningsrøret 710 blir en ekspansjonsanord-ning (ikke vist) trukket gjennom innsiden av forlengningsrøret 710 for å skape kon-takt mellom formasjonen 700 og forlengningsrøret 710. Et sandkontroll-forlengningsrør 712 blir så ført inn i brønnboringen for å sikre borehull-stabilitet når brønnboringen bringes i produksjon. Ifølge et aspekt omfatter således denne metode: boring og logging av brønnboring; bestemmelsesprodusering og isolerte intervaller av brønnboringen; installering av reservoar-innstrømnings-styresystem; installering av et produksjons-forlengningsrør i brønnboringen; installering av et produksjonsrør i brønnboringen; og produsering av formasjonsfluider.

Claims (16)

1. System (10) for produksjon av formasjonsfluid gjennom et produksjonsrør i en brønnboring (14) som er utformet i en undergrunnsformasjon (11), omfattende minst en i brønnboringen anordnet fluidstrømningsanordning (200) med en fluid-strømningsledning (214) en strømningsreguleringsanordning (20, 310) som styrer utstrømning av formasjonsfluidet fra fluidstrømningsledningen (214) inn i produk-sjonsrøret; og en styreenhet (330) for styring av driften av strømningsregulerings-anordningen (20, 310) inn i produksjonsrøret; karakterisert ved at minst fluidstrømningsledningen (214) er anordnet skruelinjemessig omkring en rørdel (204) som er forbundet med produksjonsrøret, der hver strømningsledning (214) er tilordnet en strømningsreguleringsanordning (20, 310), idet utstrømningen fra hver strømningsledning (214) styres ved bruk av en styreenhet (330) på fluidstrømningsanordningen (200).
2. System ifølge krav 1,karakterisert ved at den minst ene fluid-strømningsanordning omfatter et antall innbyrdes atskilte fluidstrømningsanord-ninger (20a-n) som er anordnet i serie i brønnboringen.
3. System ifølge krav 1,karakterisert ved at den minst ene fluid-strømningsanordning (20a-n) omfatter et flertall av fluidstrømningsledninger (214) som hver har en skruelinjeformet fluidstrømningsbane, idet styreenheten (330) styrer strømmen av formasjonsfluid gjennom hver nevnte fluidstrømningsledning.
4. System ifølge krav 2, karakterisert ved at styreenheten (330) styrer strømmen av formasjonsfluidet gjennom hver fluidstrømningsanordning av nevnte flertall av innbyrdes adskilte fluidstrømningsanordninger (20a-n).
5. System følge krav 1,karakterisert ved at styreenheten (330) styrer driften av strømningsreguleringsanordningen (20, 310) som reaksjon på mot-takelse av et fjernstyringssignal.
6. System ifølge krav 2, karakterisert ved at styreenheten (330) selvstendig styrer hver fluidstrømningsanordning for hovedsakelig jevn tømming av formasjonsfluidet fra undergrunnsformasjonen.
7. System ifølge krav 1,karakterisert ved at det videre omfatter en føler (314a, 314d) i brønnboringen (14) som gir målinger for en nedihull-produksjonsparameter.
8. System ifølge krav 7, karakterisert ved at styreenheten styrer strømningsreguleringsanordningen (20, 310) som funksjon av nedihull-produksjonsparameteren.
9. System ifølge krav 8, karakterisert ved at nedihull-produksjons-parameteren er valgt fra en gruppe bestående av (i) temperatur; (ii) trykk; (iii) fluid-volumstrøm; og (iv) resistivitet.
10. System ifølge krav 1,karakterisert ved at styreenheten (330) er beliggende på et egnet sted valgt fra en gruppe bestående av: (i) ved overflaten; og (ii) i brønnboringen (14).
11. Fremgangsmåte for produksjon av formasjonsfluid som finnes i en undergrunnsformasjon via et produksjonsrør (12) som er anordnet i en brønnboring (14) som er utformet fra et overflatested inn i undergrunnsformasjonen, karakterisert ved at den omfatter: (a) innføring av formasjonsfluidet fra undergrunnsformasjonen inn i pro-duksjonsrøret via minst én fluidstrømningsanordning (20a-n) som innbefatter minst én strømningsledning (214) som har en skruelinjeformet fluidstrømningsbane som minsker trykket i formasjonsfluidet når formasjonsfluidet strømmer gjennom fluidstrømningsledningen fra undergrunnsformasjonen til produksjonsrøret; og (b) styring av volumstrømmen til formasjonsfluidet som strømmer gjennom den minst ene fluidstrømningsledning (214) for å styre utstrøm-ningen av formasjonsfluid inn i produksjonsrøret, idet hver fluid-strømningsledning (214) er tilordnet en strømningsreguleringsanord-ning (20, 310), og at utstrømningen av formasjonsfluid fra hver strømningsledning (214) inn i produksjonsrøret styres ved bruk av en styreenhet på fluidstrømningsanordningen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11,karakterisert ved at den omfatter innføring av formasjonsfluid fra undergrunnsformasjonen via et flertall av fluidstrømningsanordninger (20a-n) som er anordnet med innbyrdes avstand langs en lengde av brønnboringen (14), idet hver fluidstrøm-ningsanordning innbefatter en tilknyttet fluidstrømningsledning (214) med en skruelinjeformet fluidstrømningsbane.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at den omfatter selvstendig styring av fluidstrømning gjennom hver nevnte fluid-strømningsanordning (20a-n) for hovedsakelig jevn tømming av formasjonsfluidet fra undergrunnsformasjonen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 11, karakterisert ved at sty-ringen av formasjonsfluidets volumstrøm omfatter: (i) tilveiebringelse av en strømningsreguleringsanordning (20, 310) i fluidstrømningsledningen; og (ii) styring av strømningsreguleringsanordningen (20, 310) for å styre formasjonsfluidets strømning inn i produksjonsrøret.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,karakterisert ved at sty-ringen av strømningsreguleringsanordningen (20, 310) omfatter styring av strømningsreguleirngsanordningen ved hjelp av en styreenhet (330).
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert ved at styreenheten (330) anordnes ved et sted som er valgt fra en gruppe bestående av (i) et sted ved overflaten; og (ii) i brønnboringen (14).
NO19982054A 1997-05-06 1998-05-06 System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon NO320593B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US4571897P 1997-05-06 1997-05-06

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO982054D0 NO982054D0 (no) 1998-05-06
NO982054L NO982054L (no) 1998-11-09
NO320593B1 true NO320593B1 (no) 2005-12-27

Family

ID=21939494

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19982054A NO320593B1 (no) 1997-05-06 1998-05-06 System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon

Country Status (5)

Country Link
US (1) US6112817A (no)
AU (1) AU713643B2 (no)
CA (1) CA2236944C (no)
GB (1) GB2325949B (no)
NO (1) NO320593B1 (no)

Families Citing this family (197)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2359579B (en) * 1996-12-31 2001-10-17 Halliburton Energy Serv Inc Production fluid drainage apparatus for a subterranean well
US6634431B2 (en) 1998-11-16 2003-10-21 Robert Lance Cook Isolation of subterranean zones
US6745845B2 (en) 1998-11-16 2004-06-08 Shell Oil Company Isolation of subterranean zones
US7357188B1 (en) 1998-12-07 2008-04-15 Shell Oil Company Mono-diameter wellbore casing
US6823937B1 (en) 1998-12-07 2004-11-30 Shell Oil Company Wellhead
US6712154B2 (en) 1998-11-16 2004-03-30 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
US6310559B1 (en) * 1998-11-18 2001-10-30 Schlumberger Technology Corp. Monitoring performance of downhole equipment
US7240728B2 (en) 1998-12-07 2007-07-10 Shell Oil Company Expandable tubulars with a radial passage and wall portions with different wall thicknesses
AU770359B2 (en) 1999-02-26 2004-02-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Liner hanger
US6853921B2 (en) 1999-07-20 2005-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for real time reservoir management
CA2292278C (en) * 1999-12-10 2005-06-21 Laurie Venning A method of achieving a preferential flow distribution in a horizontal well bore
US6758277B2 (en) 2000-01-24 2004-07-06 Shell Oil Company System and method for fluid flow optimization
US6662875B2 (en) 2000-01-24 2003-12-16 Shell Oil Company Induction choke for power distribution in piping structure
US6633236B2 (en) 2000-01-24 2003-10-14 Shell Oil Company Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters
US6633164B2 (en) 2000-01-24 2003-10-14 Shell Oil Company Measuring focused through-casing resistivity using induction chokes and also using well casing as the formation contact electrodes
US6679332B2 (en) 2000-01-24 2004-01-20 Shell Oil Company Petroleum well having downhole sensors, communication and power
US6715550B2 (en) 2000-01-24 2004-04-06 Shell Oil Company Controllable gas-lift well and valve
CA2401709C (en) * 2000-03-02 2009-06-23 Shell Canada Limited Wireless downhole well interval inflow and injection control
FR2808557B1 (fr) * 2000-05-03 2002-07-05 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue
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
GB2390423B (en) 2000-10-23 2004-12-29 Halliburton Energy Serv Inc Fluid property sensors and associated methods of calibrating sensors in a subterranean well
MY134072A (en) * 2001-02-19 2007-11-30 Shell Int Research Method for controlling fluid into an oil and/or gas production well
NO314701B3 (no) * 2001-03-20 2007-10-08 Reslink As Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn
GB2376488B (en) * 2001-06-12 2004-05-12 Schlumberger Holdings Flow control regulation method and apparatus
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
WO2004094766A2 (en) 2003-04-17 2004-11-04 Enventure Global Technology Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
MY129058A (en) * 2001-10-01 2007-03-30 Shell Int Research Method and system for producing an oil and gas mixture through a well
US6857475B2 (en) 2001-10-09 2005-02-22 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for flow control gravel pack
DE60116435D1 (de) * 2001-12-13 2006-03-30 Schlumberger Holdings Verfahren und Vorrichtung zum Ausrüsten eines Bohrloches
US7740076B2 (en) 2002-04-12 2010-06-22 Enventure Global Technology, L.L.C. Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger
US7096945B2 (en) * 2002-01-25 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
CA2482278A1 (en) 2002-04-15 2003-10-30 Enventure Global Technology Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger
US7055598B2 (en) * 2002-08-26 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device and method for use of same
US7739917B2 (en) 2002-09-20 2010-06-22 Enventure Global Technology, Llc Pipe formability evaluation for expandable tubulars
FR2845617B1 (fr) * 2002-10-09 2006-04-28 Inst Francais Du Petrole Crepine a perte de charge controlee
FR2850129B1 (fr) * 2003-01-22 2007-01-12 Installation de commande pour des outils de fond de puits automatises.
US7886831B2 (en) 2003-01-22 2011-02-15 Enventure Global Technology, L.L.C. Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
US7584165B2 (en) * 2003-01-30 2009-09-01 Landmark Graphics Corporation Support apparatus, method and system for real time operations and maintenance
US6978840B2 (en) * 2003-02-05 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Well screen assembly and system with controllable variable flow area and method of using same for oil well fluid production
NO319620B1 (no) * 2003-02-17 2005-09-05 Rune Freyer Anordning og fremgangsmåte for valgbart å kunne stenge av et parti av en brønn
US7866394B2 (en) 2003-02-27 2011-01-11 Halliburton Energy Services Inc. Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry
GB2415454B (en) 2003-03-11 2007-08-01 Enventure Global Technology Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
CA2520141C (en) * 2003-03-28 2011-10-04 Shell Canada Limited Surface flow controlled valve and screen
BRPI0408844B1 (pt) * 2003-03-31 2015-11-03 Exxonmobil Upstream Res Co aparelho de furo de poço
US7870898B2 (en) * 2003-03-31 2011-01-18 Exxonmobil Upstream Research Company Well flow control systems and methods
US20040211559A1 (en) * 2003-04-25 2004-10-28 Nguyen Philip D. Methods and apparatus for completing unconsolidated lateral well bores
US7712522B2 (en) 2003-09-05 2010-05-11 Enventure Global Technology, Llc Expansion cone and system
CN100337124C (zh) * 2004-02-24 2007-09-12 Kjt企业公司 用于监测储层的方法及用于测绘地球内部结构的系统
AU2005224377B2 (en) * 2004-03-11 2008-02-28 Swellfix Uk Limited System for sealing an annular space in a wellbore
BRPI0508467A (pt) * 2004-03-11 2007-07-31 Shell Int Research sistema para vedar um espaço anular que se estende em um furo de poço e uma parede cilìndrica que envolve o elemento tubular
NO325434B1 (no) * 2004-05-25 2008-05-05 Easy Well Solutions As Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk
US7409999B2 (en) 2004-07-30 2008-08-12 Baker Hughes Incorporated Downhole inflow control device with shut-off feature
US7290606B2 (en) * 2004-07-30 2007-11-06 Baker Hughes Incorporated Inflow control device with passive shut-off feature
CA2577083A1 (en) 2004-08-13 2006-02-23 Mark Shuster Tubular member expansion apparatus
US7191833B2 (en) * 2004-08-24 2007-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same
US7673678B2 (en) * 2004-12-21 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Flow control device with a permeable membrane
DK1856789T3 (en) * 2005-02-08 2018-12-03 Welldynamics Inc Electric current generator for use in a borehole
EP1848875B1 (en) * 2005-02-08 2012-01-18 Welldynamics, Inc. Flow regulator for use in a subterranean well
GB0504664D0 (en) * 2005-03-05 2005-04-13 Inflow Control Solutions Ltd Method, device and apparatus
US7891424B2 (en) 2005-03-25 2011-02-22 Halliburton Energy Services Inc. Methods of delivering material downhole
US7755032B2 (en) * 2005-04-15 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Measuring inflow performance with a neutron logging tool
WO2006130140A1 (en) * 2005-05-31 2006-12-07 Welldynamics, Inc. Downhole ram pump
US7413022B2 (en) * 2005-06-01 2008-08-19 Baker Hughes Incorporated Expandable flow control device
US7870903B2 (en) 2005-07-13 2011-01-18 Halliburton Energy Services Inc. Inverse emulsion polymers as lost circulation material
RU2383718C2 (ru) * 2005-08-15 2010-03-10 Веллдайнэмикс, Инк. Система и способ регулирования потока текучей среды в скважине
EP1999492A4 (en) 2006-01-20 2011-05-18 Landmark Graphics Corp DYNAMIC PRODUCTION MANAGEMENT SYSTEM
US7543641B2 (en) * 2006-03-29 2009-06-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling wellbore pressure during gravel packing operations
CA2648024C (en) * 2006-04-03 2012-11-13 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations
US8453746B2 (en) * 2006-04-20 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools with actuators utilizing swellable materials
US7708068B2 (en) * 2006-04-20 2010-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing screen with inflow control device and bypass
US7802621B2 (en) * 2006-04-24 2010-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7469743B2 (en) * 2006-04-24 2008-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US8561691B2 (en) 2006-04-25 2013-10-22 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for erosion control for use with flow control devices
US7857050B2 (en) * 2006-05-26 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation Flow control using a tortuous path
BRPI0714025B1 (pt) * 2006-07-07 2017-12-05 Statoil Petroleum As Method for automatically adjusting the flow of a fluid through a valve or flow control device and self adjustable valve (automatic) or flow control device
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
US20080041582A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 Geirmund Saetre Apparatus for controlling the inflow of production fluids from 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
US8196661B2 (en) * 2007-01-29 2012-06-12 Noetic Technologies Inc. Method for providing a preferential specific injection distribution from a horizontal injection well
WO2008097312A1 (en) 2007-02-06 2008-08-14 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
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
WO2009024545A1 (en) * 2007-08-17 2009-02-26 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
US20090095468A1 (en) * 2007-10-12 2009-04-16 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining a parameter at an inflow control device in a 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
US8096351B2 (en) 2007-10-19 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
US20090301726A1 (en) * 2007-10-12 2009-12-10 Baker Hughes Incorporated Apparatus and Method for Controlling Water In-Flow Into Wellbores
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
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
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
US7913765B2 (en) * 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use
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
US7891430B2 (en) 2007-10-19 2011-02-22 Baker Hughes Incorporated Water control device using electromagnetics
US7918272B2 (en) * 2007-10-19 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
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
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
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
NO20081078L (no) * 2008-02-29 2009-08-31 Statoilhydro Asa Rørelement med selvregulerende ventiler for styring av strømningen av fluid inn i eller ut av rørelementet
NO337784B1 (no) * 2008-03-12 2016-06-20 Statoil Petroleum As System og fremgangsmåte for styring av fluidstrømmen i grenbrønner
US8839849B2 (en) * 2008-03-18 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis
US7992637B2 (en) * 2008-04-02 2011-08-09 Baker Hughes Incorporated Reverse flow in-flow control device
CA2718832A1 (en) * 2008-04-03 2009-10-08 Vidar Mathiesen System and method for recompletion of old wells
US8931570B2 (en) * 2008-05-08 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Reactive in-flow control device for subterranean wellbores
US8113292B2 (en) 2008-05-13 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Strokable liner hanger and method
US7789152B2 (en) 2008-05-13 2010-09-07 Baker Hughes Incorporated Plug protection system and method
US7762341B2 (en) * 2008-05-13 2010-07-27 Baker Hughes Incorporated Flow control device utilizing a reactive media
US8555958B2 (en) * 2008-05-13 2013-10-15 Baker Hughes Incorporated Pipeless steam assisted gravity drainage system and method
US8171999B2 (en) 2008-05-13 2012-05-08 Baker Huges Incorporated Downhole flow control device and method
US8938363B2 (en) 2008-08-18 2015-01-20 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US9086507B2 (en) * 2008-08-18 2015-07-21 Westerngeco L.L.C. Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US7814981B2 (en) * 2008-08-26 2010-10-19 Baker Hughes Incorporated Fracture valve and equalizer system and method
US9127543B2 (en) 2008-10-22 2015-09-08 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations
EP2350423B1 (en) * 2008-11-03 2017-12-20 Exxonmobil Upstream Research Company Well flow control systems and methods
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
US8132624B2 (en) * 2009-06-02 2012-03-13 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US20100300674A1 (en) * 2009-06-02 2010-12-02 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US8151881B2 (en) * 2009-06-02 2012-04-10 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US20100319928A1 (en) * 2009-06-22 2010-12-23 Baker Hughes Incorporated Through tubing intelligent completion and method
US8267180B2 (en) * 2009-07-02 2012-09-18 Baker Hughes Incorporated Remotely controllable variable flow control configuration and method
US20110000547A1 (en) * 2009-07-02 2011-01-06 Baker Hughes Incorporated Tubular valving system and method
US8893809B2 (en) * 2009-07-02 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Flow control device with one or more retrievable elements and related methods
US20110000674A1 (en) * 2009-07-02 2011-01-06 Baker Hughes Incorporated Remotely controllable manifold
US20110000660A1 (en) * 2009-07-02 2011-01-06 Baker Hughes Incorporated Modular valve body and method of making
US8281865B2 (en) * 2009-07-02 2012-10-09 Baker Hughes Incorporated Tubular valve system and method
US8550166B2 (en) 2009-07-21 2013-10-08 Baker Hughes Incorporated Self-adjusting in-flow control device
WO2011014055A1 (en) * 2009-07-29 2011-02-03 Petroliam Nasional Berhad (Petronas) A system for completing wells in unconsolidated subterranean zone
US8893804B2 (en) 2009-08-18 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Alternating flow resistance increases and decreases for propagating pressure pulses in a subterranean well
US8235128B2 (en) 2009-08-18 2012-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Flow path control based on fluid characteristics to thereby variably resist flow in a subterranean well
US8276669B2 (en) 2010-06-02 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Variable flow resistance system with circulation inducing structure therein to variably resist flow in a subterranean well
US9109423B2 (en) 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
US8104535B2 (en) 2009-08-20 2012-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Method of improving waterflood performance using barrier fractures and inflow control devices
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
US20110073323A1 (en) * 2009-09-29 2011-03-31 Baker Hughes Incorporated Line retention arrangement and method
US8403061B2 (en) * 2009-10-02 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Method of making a flow control device that reduces flow of the fluid when a selected property of the fluid is in selected range
US8230935B2 (en) * 2009-10-09 2012-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly with flow control capability
EP2317073B1 (en) * 2009-10-29 2014-01-22 Services Pétroliers Schlumberger An instrumented tubing and method for determining a contribution to fluid production
US8291976B2 (en) * 2009-12-10 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device
EA201290509A1 (ru) * 2009-12-14 2013-01-30 Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. Система, способ и компоновка для распределения пар по стволу скважины
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
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
US8210258B2 (en) * 2009-12-22 2012-07-03 Baker Hughes Incorporated Wireline-adjustable downhole flow control devices and methods for using same
CN101787854B (zh) * 2010-03-03 2013-04-24 西南石油大学 底水油藏水平井分段完井系统
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
US8261839B2 (en) 2010-06-02 2012-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Variable flow resistance system for use in a subterranean well
NO338616B1 (no) 2010-08-04 2016-09-12 Statoil Petroleum As Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner
US8356668B2 (en) * 2010-08-27 2013-01-22 Halliburton Energy Services, Inc. Variable flow restrictor for use in a subterranean well
US8950502B2 (en) 2010-09-10 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well
US8430130B2 (en) 2010-09-10 2013-04-30 Halliburton Energy Services, Inc. Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well
US8851180B2 (en) 2010-09-14 2014-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Self-releasing plug 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
US8403052B2 (en) 2011-03-11 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability
SG193332A1 (en) 2011-04-08 2013-10-30 Halliburton Energy Serv Inc Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch
US8678035B2 (en) 2011-04-11 2014-03-25 Halliburton Energy Services, Inc. Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well
US8485225B2 (en) 2011-06-29 2013-07-16 Halliburton Energy Services, Inc. Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability
EP2766565B1 (en) 2011-10-12 2017-12-13 Exxonmobil Upstream Research Company Fluid filtering device for a wellbore and method for completing a wellbore
US9291032B2 (en) 2011-10-31 2016-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection
US8991506B2 (en) 2011-10-31 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection
US9506320B2 (en) 2011-11-07 2016-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Variable flow resistance for use with a subterranean well
US8739880B2 (en) 2011-11-07 2014-06-03 Halliburton Energy Services, P.C. Fluid discrimination for use with a subterranean well
US8684094B2 (en) 2011-11-14 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow of undesired fluid through a variable flow resistance system in a well
WO2014003775A1 (en) * 2012-06-29 2014-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Isolation assembly for inflow control device
US9404349B2 (en) 2012-10-22 2016-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control system having a fluid diode
US9127526B2 (en) 2012-12-03 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Fast pressure protection system and method
US9695654B2 (en) 2012-12-03 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Wellhead flowback control system and method
MX2012014593A (es) * 2012-12-13 2014-06-25 Geo Estratos S A De C V Metodo y sistema para control de agua en pozos petroleros con terminacion horizontal en agujero descubierto.
EP2938813B1 (en) * 2012-12-31 2018-11-14 Halliburton Energy Services, Inc. Distributed inflow control device
US10830028B2 (en) 2013-02-07 2020-11-10 Baker Hughes Holdings Llc Frac optimization using ICD technology
WO2014149395A2 (en) 2013-03-15 2014-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Sand control screen having improved reliability
WO2014149396A2 (en) 2013-03-15 2014-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and methods for well control
WO2015016932A1 (en) * 2013-08-01 2015-02-05 Landmark Graphics Corporation Algorithm for optimal icd configuration using a coupled wellbore-reservoir model
US9617836B2 (en) 2013-08-23 2017-04-11 Baker Hughes Incorporated Passive in-flow control devices and methods for using same
CN104420869B (zh) * 2013-09-04 2017-10-24 天津大港油田钻采技术开发公司 水平井工艺模拟试验装置
US9638000B2 (en) 2014-07-10 2017-05-02 Inflow Systems Inc. Method and apparatus for controlling the flow of fluids into wellbore tubulars
US20170159417A1 (en) * 2014-07-18 2017-06-08 Schlumberger Technology Corporation Intelligent water flood regulation
US9650865B2 (en) * 2014-10-30 2017-05-16 Chevron U.S.A. Inc. Autonomous active flow control valve system
US10119365B2 (en) 2015-01-26 2018-11-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Tubular actuation system and method
DK3268831T3 (da) 2015-03-12 2020-12-07 Ncs Multistage Inc Elektrisk aktiveret apparat til flowregulering i borehuller
AU2015404400A1 (en) 2015-07-31 2018-01-18 Landmark Graphics Corporation System and method to reduce fluid production from a well
CN105114061B (zh) * 2015-08-31 2018-05-04 中国石油天然气股份有限公司 一种水平井不动管柱多参数组合测试快速找水管柱及方法
US11143004B2 (en) * 2017-08-18 2021-10-12 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Flow characteristic control using tube inflow control device
CA3070604A1 (en) 2019-02-01 2020-08-01 Cenovus Energy Inc. Dense aqueous gravity displacement of heavy oil
CN112065339B (zh) * 2020-09-02 2021-10-26 中国石油大学(北京) 多储层气藏合采产能预测方法及装置
CN114482908B (zh) * 2020-10-26 2024-05-24 中国石油化工股份有限公司 多层段一趟管柱找水管柱及使用方法

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2005767A (en) * 1934-05-07 1935-06-25 John A Zublin Method and apparatus for operating oil wells
US2277380A (en) * 1939-11-30 1942-03-24 Gray Tool Co Apparatus for producing wells
GB694578A (en) * 1950-09-19 1953-07-22 Charles Alfred Bolton Improvements in or relating to pipes or conduits
GB851096A (en) * 1958-06-13 1960-10-12 Sun Oil Co Improvements in or relating to production of fluids from a plurality of well formations
US4550778A (en) * 1983-06-20 1985-11-05 Certainteed Corporation Well screen
GB8629574D0 (en) * 1986-12-10 1987-01-21 Sherritt Gordon Mines Ltd Filtering media
GB9025230D0 (en) * 1990-11-20 1991-01-02 Framo Dev Ltd Well completion system
US5186255A (en) * 1991-07-16 1993-02-16 Corey John C Flow monitoring and control system for injection wells
US5295538A (en) * 1992-07-29 1994-03-22 Halliburton Company Sintered screen completion
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
US5309988A (en) * 1992-11-20 1994-05-10 Halliburton Company Electromechanical shifter apparatus for subsurface well flow control
US5445225A (en) * 1994-09-02 1995-08-29 Wiggins, Sr.; Merl D. Choke for enhanced gas and oil well production
US5597042A (en) * 1995-02-09 1997-01-28 Baker Hughes Incorporated Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5732776A (en) * 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
US5531270A (en) * 1995-05-04 1996-07-02 Atlantic Richfield Company Downhole flow control in multiple wells
UA67719C2 (en) * 1995-11-08 2004-07-15 Shell Int Research Deformable well filter and method for its installation
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
US5890533A (en) * 1997-07-29 1999-04-06 Mobil Oil Corporation Alternate path well tool having an internal shunt tube

Also Published As

Publication number Publication date
GB2325949A (en) 1998-12-09
AU6474698A (en) 1998-11-12
NO982054L (no) 1998-11-09
CA2236944C (en) 2005-12-13
NO982054D0 (no) 1998-05-06
CA2236944A1 (en) 1998-11-06
GB9809705D0 (en) 1998-07-08
US6112817A (en) 2000-09-05
AU713643B2 (en) 1999-12-09
GB2325949B (en) 2001-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO320593B1 (no) System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon
RU2320850C2 (ru) Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов
US7434619B2 (en) Optimization of reservoir, well and surface network systems
US8682589B2 (en) Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites
CA2357504C (en) Well planning and design
RU2468191C2 (ru) Система и способ контроля физического состояния эксплуатационного оборудования скважины и регулирования дебита скважины
RU2627287C2 (ru) Система и способ оптимальной настройки регулятора потока
CA2692996C (en) Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches
RU2553751C2 (ru) Автоматическое управление давлением в напорной линии при бурении
AU2011317198B2 (en) Erosion tracer and monitoring system and methodology
US20050092523A1 (en) Well pressure control system
US20030038734A1 (en) Wireless reservoir production control
GB2314866A (en) Flow restriction device for use in producing wells
EA015325B1 (ru) Способ определения существования события управления скважиной
SA110310426B1 (ar) جهاز وطريقة لتشكيل تصميمات بئر وأداء بئر
NO326460B1 (no) Innretning for optimalisering av produksjonen av flerfasefluid
AU2002235526A1 (en) Optimization of reservoir, well and surface network systems
EP2550425A1 (en) Apparatus and method for well operations
NO178083B (no) Fremgangsmåte og anordning for logging i en produksjonsbrönn
NO20111020A1 (no) System og fremgangsmåte for å styre en fremadgående fluidfront for et reservoar
NO20131134A1 (no) Fremgangsmåte, system, apparat og datamaskinlesbart medium for felthevingsoptimalisering ved bruk av hellingskontroll med distribuert intelligens og enkelt variabel
US20170074070A1 (en) Variable annular valve network for well operations
EP3317488A1 (en) Methods for monitoring well cementing operations
Goh et al. Production surveillance and optimization with data driven models
CN107448194A (zh) 一种水平井出水井段压力变化模拟试验装置

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired