NO322416B1 - System for å overvåke og styre levering av et additiv som innføres i formasjonsfluid utvunnet gjennom et borehull og fremgangsmåte for, på et brønnsted, å overvåke og, fra et fjerntliggende sted, styre slik levering - Google Patents
System for å overvåke og styre levering av et additiv som innføres i formasjonsfluid utvunnet gjennom et borehull og fremgangsmåte for, på et brønnsted, å overvåke og, fra et fjerntliggende sted, styre slik levering Download PDFInfo
- Publication number
- NO322416B1 NO322416B1 NO20013032A NO20013032A NO322416B1 NO 322416 B1 NO322416 B1 NO 322416B1 NO 20013032 A NO20013032 A NO 20013032A NO 20013032 A NO20013032 A NO 20013032A NO 322416 B1 NO322416 B1 NO 322416B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- control unit
- additive
- flow rate
- well site
- flow
- Prior art date
Links
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 58
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 28
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 17
- 238000012384 transportation and delivery Methods 0.000 title claims description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 8
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 238000007726 management method Methods 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 85
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 31
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 26
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 10
- 230000009471 action Effects 0.000 description 7
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- -1 asphaltenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 1
- 238000013523 data management Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000011257 shell material Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/7722—Line condition change responsive valves
- Y10T137/7758—Pilot or servo controlled
- Y10T137/7759—Responsive to change in rate of fluid flow
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/7722—Line condition change responsive valves
- Y10T137/7758—Pilot or servo controlled
- Y10T137/7761—Electrically actuated valve
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt oljefelt-operasjoner og mer spesielt et system for å overvåke og styre levering av et additiv som innføres i formasjonsfluid utvunnet gjennom et borehull. Systemet omfatter: a) en strømningsreguleringsanordning for å levere et valgt additiv fra en additivkilde på et brønnsted til formasjonsfluidet; b) en strømningsmåleanordning for å levere et signal som er representativt for strømningsraten til det valgte additiv som leveres til formasjonsfluidet; c) en første styreenhet på brønnstedet som mottar signalene fra strømningsmåleanordningen og fra disse bestemmer strøm-ningsraten, idet den første styreenhet på brønnstedet sender signaler som er representative for strømningsraten til et fjerntliggende sted; og d) en annen, fjerntliggende styreenhet på det fjerntliggende sted som mottar signaler utsendt av den første styreenhet, og
som, som reaksjon på dette sender kommandosignaler til den første styreenhet som er representative for en ønsket endring i strømningsraten til det valgte additiv.
Oppfinnelsen vedrører også en fremgangmåte for på et brønnsted å overvåke levering av additiver til formasjonsfluid utvunnet gjennom et borehull, og for å styre leveringen fra et fjerntliggende sted.
En rekke kjemikalier (her også kalt "additiver") blir ofte innført i produksjonsbrønner, hydrokarbonbehandlings-enheter ved brønner, olje- og gassrørledninger og kjemiske behandlingsenheter for blant annet å regulere korrosjon, skalldannelse, parafin, emulsjon, hydrater, asfaltener og dannelse av andre skadelige kjemikalier. I produksjonsbrønner på oljefelt blir kjemikalier vanligvis injisert gjennom en rørledning (her også kalt " føringsledning" ) som er ført fra overflaten til en kjent dybde. Kjemikalier blir innført i forbindelse med elektriske, neddykkbare pumper (som f.eks. vist i US-patent nr. 4 582 131 som tilhører foreliggende patentsøker og som herved inntas som referanse) eller gjennom en ekstra rørledning i forbindelse med en kraftkabel som benyttes for den elektriske, neddykkbare pumpen (som vist i US-patent nr. 5 528 824 (tilhørende foreliggende patentsøker og inntas herved som referanse). Injeksjon av kjemikalier i fluidbehandlingsapparater på brønnstedet og rørledninger som fører produserte hydrokarboner, er også kjent.
For oljebrønnanvendelser blir en høytrykkspumpe vanligvis brukt til å injisere et kjemikalium i brønnen fra en kjemikaliekilde ved brønnstedet. Pumpen er ofte innrettet for å operere kontinuerlig ved en fastsatt hastighet eller slag-lengde for å regulere mengden av det injiserte kjemikalium. En separat pumpe og en injektor blir vanligvis brukt for hver type kjemikalium. Manifolder blir noen ganger brukt til å injisere kjemikalier i flere brønner, produksjonsbrønner er noen ganger ubemannet og befinner seg ofte i fjerntliggende områder eller på hovedsakelig ubemannede plattformer til havs. En nylig undersøkelse av Baker Hughes Incorporated av visse brønner, avdekket at så mange som tretti prosent (30%) av kjemikaliepumpesystemene på ubemannede steder enten injiserte ukorrekte mengder av kjemikaliene eller var fullstendig innoperative. Utilstrekkelige mengder av behandlingskjemi-kalier kan øke dannelse av korrosjon, skall, parafiner, emul-sjoner, hydrater osv., og derved redusere hydrokarbonproduk-sjonen, levetiden til brønnutstyret og levetiden til selve brønnen, noe som vil kreve kostbare reparasjonsoperasjoner eller også oppgivelse av brønnen. For mye korrosjon i en rør-ledning, spesielt en undersjøisk rørledning, kan føre til ledningsbrudd og forurense miljøet. Reparasjon av undersjø-iske rørledninger kan være så kostbare at de ikke kan ut-føres .
Kommersielt benyttede kjemikalieinjeksjonsapparater brukt på et brønnsted krever vanligvis periodisk manuell inspeksjon for å bestemme om kjemikaliene blir avgitt korrekt. Det er viktig og økonomisk gunstig å ha kjemikalie-injeksjonssystemer som kan levere nøyaktige mengder av kjemikalier og at systemene er innrettet for periodisk eller kontinuerlig å overvåke den virkelige mengde av de behand-lingskjemikalier som avgis, bestemme virkningen av de avgitte kjemikalier, variere mengden av avgitte kjemikalier etter behov for å opprettholde visse ønskede parametere av interesse innenfor deres respektive ønskede områder eller deres ønskede verdier, kommunisere nødvendig informasjon til andre steder og foreta handlinger som reaksjon på kommandoer mottatt fra slike andre fjerntliggende steder. Systemet bør også innbefatte selvregulering innenfor definerte parametere. Et slikt system bør også være utviklet for overvåkning og regulering av kjemisk injeksjon i flere brønner på et oljefelt eller i flere brønner ved et brønnsted, slik som en produk-sjonsplattform til havs. Manuelle inngrep i systemet på brønnstedet for å innstille systemparametrene og ta seg av andre driftsbehov bør også være tilgjengelige.
I tillegg til de referanser som allerede er nevnt, beskriver US-patent 5 706 896 et system innrettet for styring og/eller overvåkning av en rekke produksjonsbrønner fra et fjerntliggende sted. WO 98/57030 beskriver et styrings- og overvåkningssystem for kjemikaliebehandling av en oljefelt-brønn.
Foreliggende oppfinnelse tar hensyn til ovennevnte problemer og tilveiebringer et kjemikalieinjeksjonssystem som avgir nøyaktige mengder med kjemikalier, overvåker de avgitt mengder, kommuniserer med fjerntliggende steder, foretar korrigerende handlinger lokalt og/eller som reaksjon på kommandoer mottatt fra de fjerntliggende steder.
Dette oppnås ved et system og en fremgangsmåte som er nærmere definert i de selvstendige patentkrav 1 og 14, mens de uselvstendige kravene 2-13 angir ulike utførelsesformer av systemet ifølge oppfinnelsen, mens de uselvstendige kravene 15 og 16 gir utførelsesformer av fremgangsmåten ifølge det selvstendige krav 14.
I en utførelsesform tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et kjemikalieinjeksjonssystem på et brønnsted som injiserer, overvåker og regulerer forsyningen av kjemikalier inn i fluider som utvinnes gjennom borehull, innbefattende med bidrag fra fjerntliggende steder hvis det er nødvendig. Systemet omfatter en pumpe som under trykk leverer et valgt additiv fra en additivkilde ved brønnstedet inn i borehullet via en passende forsyningsledning. En strømningsmåler i forsyningsledningen måler strømningshastigheten til additivene og genererer signaler som er representative for strømnings-hastighetene. En styreenhet på brønnstedet (brønnstedsstyre-enhet eller styreenhet på stedet) bestemmer fra strømnings-målersignalene kjemikaliestrømningshastigheten, presenterer denne hastigheten på en fremvisningsanordning og regulerer driften av pumpen i henhold til lagrede parametere i styreenheten og som reaksjon på kommandosignaler mottatt fra et fjerntliggende sted. Styreenheten er forbundet med en passende toveis kommunikasjonsforbindelse og sender signaler og data som er representative for strømningshastigheten, og annen relevant informasjon til en annen styreenhet på et fjerntliggende sted, fortrinnvis via et EIA-232- eller EIA-485-kommunikasjonsgrensesnitt. Den fjerntliggende styreenhet kan være en datamaskin og kan brukes til å sende kommandosignaler til styreenheten på brønnstedet som er representative for en eventuell endring av strømningshastigheten som ønskes. Styreenheten på brønnstedet regulerer strømnings-hastigheten til additivet til borehullet for å oppnå det ønskede nivå for kjemiske additiver.
Styreenheten på brønnstedet er fortrinnsvis et mikroprosessorbasert system og kan være programmert for å regulere strømningshastigheten automatisk når den beregnede strømningshastighet er utenfor forutbestemte grenser som er levert til styreenheten. Strømningshastigheten blir øket når den faller under en nedre grense og blir minsket når den overskrider en øvre grense.
Systemet ifølge foreliggende oppfinnelse kan være konfigurert for flere brønner på et brønnsted, slik som en plattform til sjøs. I en utførelsesform innbefatter et slikt system en separat pumpe, en fluidledning og en styreenhet på stedet for hver brønn. Alternativt kan en felles styreenhet på stedet være anordnet for å kommunisere med og for å styre flere pumper på brønnstedet via adresserbar signalering. En separat strømningsmåler for hver pumpe leverer signaler som er representative for strømningshastigheten til dens til-knyttede pumpe til den felles styreenhet på stedet. Styreenheten på stedet kan være programmert for å fremvise strøm-ningshastighet ene i en hvilken som helst rekkefølge samt annen relevant informasjon. Styreenheten på stedet avsøker i det minste periodisk hver strømningsmåler og utfører de ovennevnte funksjoner. Den felles styreenhet på stedet sender strømningshastighetene og annen relevant eller ønsket informasjon for hver pumpe til en fjerntliggende styreenhet. Den felles styreenhet på stedet styrer driften av hver pumpe i samsvar med de lagrede parametere for hver slik pumpe og som reaksjon på instruksjoner mottatt fra den fjerntliggende styreenhet. Hvis et felles additiv blir brukt for et antall brønner, kan en enkelt additivpumpe benyttes. En enkelt eller felles pumpe kan også brukes med en separat styreventil i hver forsyningsledning som blir styrt av styreenheten for å regulere deres respektive strømningshastigheter.
En strømningsmåler for lav strømning og med passende nøyaktighet blir benyttet til å foreta nøyaktige målinger av strømningshastigheten til det injiserte kjemikalium. Enhver volumetrisk mengdemåler, innbefattende en roterende strøm-ningsmåler, kan også benyttes. Styreenheten på stedet er forseglet fra omgivelsene og kan operere over et stort" temperaturområde. Det foreliggende system er innrettet for tilpasning til en rekke programvare- og kommunikasjons-protokoller og kan ettermonteres på de vanlig brukte manuelle systemer, eksisterende prosessreguleringssystemer eller gjennom spesielt utviklede kjemiske styringssystemer utviklet uavhengig eller samtidig.
Kjemikalieinjeksjonen ifølge foreliggende oppfinnelse kan også benytte en blander hvor forskjellige kjemikalier blir blandet eller kombinert på brønnstedet, og den kombinerte blanding blir injisert av en felles pumpe og målt ved hjelp av en felles måler. Styreenheten på stedet regulerer mengdene av de forskjellige kjemikalier inn i blanderen. Kjemikalieinjeksjonssystemet kan videre innbefatte et antall sensorer nede i brønnen som leverer signaler representative for en eller flere parametere av interesse vedrørende karakteristikkene til det produserte fluid, slik som fore-komst eller dannelse av sulfitter, parafin, emulsjon, skall, asfaltener, hydrater, fluidstrømningshastigheter for forskjellige perforerte soner, strømningshastigheter gjennom nedhullsventiler, nedhullstrykk og andre ønskede parametere. Systemet kan også innbefatte sensorer eller testingsanord-ninger på overflaten som leverer informasjon om karakteristikkene til det produserte fluid. Målingene vedrørende disse forskjellige parametere blir levert til styreenheten på brønnstedet som vekselvirker med en eller flere modeller eller programmer som er levert til styreenheten, eller bestemmer mengden av de forskjellige kjemikalier som skal injiseres i brønnen og/eller i fluidbehandlingsenheten på overflaten og får så systemet til å injisere de korrekte mengder av slike kjemikalier. Ifølge et aspekt oppdaterer systemet kontinuerlig eller periodisk modellene basert på de forskjellige driftsbetingelser og regulerer så kjemikalieinjeksjonen som reaksjon på de oppdaterte modeller. Dette gir et lukket system hvor statiske eller dynamiske modeller kan benyttes til å overvåke og regulere kjemikalieinjeksjons-prosessen.
Systemet ifølge foreliggende oppfinnelse er like egnet til å overvåke og regulere kjemikalieinjeksjon i olje- og gassrørledninger, fluidbehandlingsenheter på et brønnsted, og raffinering og petrokjemisk kjemikaliebehandlingsanvendelser.
For å få en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse vises det til den følgende detaljerte beskrivelse av de foretrukne utførelsesformer, gitt i sammenheng med de vedføyde tegninger hvor like elementer er blitt gitt like henvisningstall, og hvor: Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et kjemikalie-inj eks jons- og overvåkningssystem i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, Fig. IA viser en alternativ måte til styring av driften av
kjemikalieadditivpumpen,
Fig. IB viser en krets for å tilveiebringe en måte for manuell regulering av styreenheten for additiv-injeksjonspumpen 22, Fig. 2 viser et funksjonsdiagram som skisserer en utfør-elsesf orm av systemet for å regulere og overvåke injeksjonen av additiver i flere borehull under anvendelse av en sentral styreenhet på en adresserbar styrebuss, og Fig. 3 er en skjematisk illustrasjon av et kjemikalieinjeksjonssystem på et brønnsted som reagerer på nedhullsmålinger og overflateparametere av interesse i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 1 er et skjematisk diagram av et kjemikalieinjeksjonssystem 10 på et brønnsted i henhold til en utførelses-form av foreliggende oppfinnelse. Systemet 10 er ifølge et aspekt vist for injeksjon og overvåkning av kjemikalier 13a inn i et borehull 50, og ifølge et annet aspekt, injeksjon og overvåkning av kjemikalier 13b inn i en overflatebehandlings-enhet 75 på brønnstedet. Borehullet 50 er vist som en produk-sjonsbrønn som benytter typisk avslutningsutstyr. Borehullet 50 har en produksjonssone 52 som innbefatter flere perforeringer 54 gjennom formasjonen 55. Formasjonsfluid 56 kommer inn i et produksjonsrør 60 i brønnen 50 via perforeringene 54 og passasjer 62. En sil 58 i ringrommet 51 mellom produk-sjonsrøret 60 og formasjonen 55 hindrer strømning av fast-stoffer inn i produksjonsrøret 60 og reduserer også hastigheten til det formasjonsfluid som kommer inn i produksjons-røret 60, til aksepterbare nivåer. En øvre pakning 64a over perforeringene 54 og en nedre pakning 64b i ringrommet 51 isolerer produksjonssonen 52 fra ringrommet 51a over og ringrommet 51b under produksjonssonen 52. En strømnings-reguleringsventil 66 i produksjonsrøret 60 kan benyttes til å regulere fluidstrømmingen til overflaten 12. En strømnings-reguleringsventil 67 kan være anbrakt i produksjonsrørled-ningen 62 under perforeringene 54 for å regulere fluid-strømningen fra en eventuell produksjonssone under produksjonssonen 52.
En rørledning med mindre diameter, slik som rørledningen 68, kan brukes til å føre fluidet fra produksjonssonene til overflaten. En produksjonsbrønn innbefatter vanligvis et foringsrør 40 nær overflaten og brønnhodeutstyr 42 over borehullet. Brønnhodeutstyret innbefatter vanligvis en sikkerhetsventil 44 mot utblåsning og passasjer for å levere fluider inn i borehullet 50. Ventiler (ikke vist) er anordnet for å regulere fluidstrømningen til overflaten 12. Brønnhode-utstyret 42 og produksjonsbrønnutstyret, slik som vist i produksjonsbrønnen 60, er velkjent og blir derfor ikke beskrevet mer detaljert.
Det vises igjen til fig. 1 hvor det ønskede kjemikalium 13a fra en kilde 16 ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen blir injisert i borehullet 50 via en injeksjonsledning 14 ved hjelp av en passende pumpe, slik som en fortrengningspumpe 18 (additivpumpe). Kjemikaliet 13a strømmer gjennom ledningen 14 og føres inn i produksjonsrørledningen 60 nær produksjonssonen 52 via innløp eller passasjer 15. Den samme eller andre injeksjonsledninger kan brukes til å levere kjemikalier til forskjellige produksjonssoner. På fig. 1 er ledningen 14 vist å strekke seg til en produksjonssone under sonen 52. Separate injeksjonsledninger tillater injeksjon av forskjellige additiver ved forskjellige dybdenivåer i brønnen. Det samme gjelder også for injeksjon av additiver i rørledninger eller behandlingsanlegg på overflaten.
En egnet strømningsmåler 20 for lav strømning og med høy nøyaktighet (slik som en måler av tannhjulstypen eller en tumleskivemåler), måler strømningshastigheten gjennom ledningen 14 og leverer signaler som er representative for strømningshastigheten. Pumpen 14 blir drevet av en passende innretning 22 slik som en motor. Slaglengden til pumpen 18 definerer fluidvolumutmating per slag. Pumpeslaget og/eller pumpehastigheten blir f.eks. styrt ved hjelp av et 4-20 milliamper styresignal for å regulere utmatingen fra pumpen 18. Reguleringen av luftforsyning styrer en pneumatisk pumpe.
I foreliggende oppfinnelse styrer en styreenhet 80 på stedet driften av pumpen 18, enten ved å anvende programmer som er lagret i laget 91 tilordnet styreenheten 80 på stedet, og/eller instruksjoner levert til styreenheten 80 på brønn-stedet fra en fjerntliggende styreenhet eller prosessor 82.
Styreenheten 80 på brønnstedet innbefatter fortrinnsvis en mikroprosessor 90, et lager 91 som kan innbefatte lese-lagre (ROM) for lagring av programmer, tabeller og modeller, og direktelagre (RAM) for lagring av data. Mikroprosessoren 90 som anvender signaler fra strømningsmåleren 20 mottatt via en ledning 21 og programmer som er lagret i lageret 91, bestemmer strømningshastigheten til additivet og fremviser denne strømningshastigheten på fremvisningsanordningen 81. Styreenheten 80 på brønnstedet kan være programmert for å endre pumpehastigheten, pumpeslaget eller luftforsyningen for å levere den ønskede mengde av kjemikalie 13a. Pumpehastigheten eller pumpeslaget blir øket hvis den målte mengde av det kjemikalium som injiseres, er mindre enn den ønskede mengde, og minskes hvis den injiserte mengde er større enn den ønskede mengde. Styreenheten 80 på stedet innbefatter også kretser og programmer, generelt betegnet med henvisningstall 92, for sammenkopling med fremvisningsanordningen 81 på stedet og for å utføre andre funksjoner.
Styreenheten 80 på stedet avspør, i det minste periodisk, strømningsmåleren 20 og bestemmer ut fra dette kjemi-kalieinj eks jonsstrømningshastigheten og genererer data/- signaler som blir sendt til en fjerntliggende styreenhet 82 via en dataforbindelse 85. Enhver egnet toveis dataforbindelse 85 kan benyttes. Det kan også være et dataforvaltnings-system i tilknytning til den fjerntliggende styreenhet. Slike dataforbindelser kan blant annet innbefatte telefonmodemer, radiofrekvent overføring, mikrobølgeoverføring og satellitter som benytter enten EIA-232- eller EIA-485-kommunika-sjonsprotokoller (dette muliggjør bruk av kommersielt til-gjengelig standardutstyr). Den fjerntliggende styreenhet 82 er fortrinnsvis et databasert system og kan sende kommandosignaler til styreenheten 80 via forbindelsen 85. Den fjerntliggende styreenhet 82 er forsynt med modeller/programmer og kan opereres manuelt og/eller automatisk for å bestemme den ønskede mengde av additivet som skal injiseres. Hvis den ønskede mengde er forskjellig fra den målte mengde, sender den tilsvarende kommandosignaler til styreenheten 80 på brønnstedet. Styreenheten 80 på brønnstedet mottar kommandosignalene og justerer strømningshastigheten for kjemikaliet 13a inn i brønnen 50 i henhold til dette. Den fjerntliggende styreenhet 82 kan også motta signaler eller informasjon fra andre kilder og benytte denne informasjonen til styring av additivpumpen.
Styreenheten 80 på stedet innbefatter fortrinnsvis protokoller slik at strømningsmåleren 20, pumperegulerings-anordningen 22 og dataforbindelsene 85 som er hentet fra forskjellige leverandører, kan benyttes i systemet 10. I oljeindustrien er en analog utgang for pumpestyring vanligvis konfigurert for 0-V likestrøm eller 4-20 milliamper (mA)-signaler. I en utførelsesform kan styreenheten 80 på brønn-stedet være programmert for å arbeide med en slik utmating. Dette gjør det mulig å benytte systemet 10 med eksisterende pumperegulatorer. En egnet elektrisk kraftkilde 89, f.eks. en solcelledrevet likestrøms eller vekselstrøms kraftenhet, eller en generator på stedet, leverer kraft til styreenheten 80, en omformer 83 og andre elektriske kretselementer. Styreenheten 80 på brønnstedet er også forsynt med en fremvisningsanordning 81 som viser strømningshastighetene til de enkelte strømningsmålere. Fremvisningsanordningen 81 kan rulles eller forskyves eller av en operatør for å betrakte en hvilken som helst av strømningsmåleravlesningene eller annen relevant informasjon. Fremvisningsanordningen 81 kan styres enten av et signal fra den fjerntliggende styreenhet 82 elle ved hjelp av en egnet bærbar grensesnittanordning 82 på brønnstedet, slik som en infrarød anordning eller et tasta-tur. Dette gjør det mulig for operatøren på brønnstedet å se på de viste data i styreenheten 80 uten å gripe inn ved å fjerne beskyttelseshuset til styreenheten.
Det vises fremdeles til fig. 1 hvor det produserte fluid 69 som mottas på overflaten, blir behandlet ved hjelp av en behandlingsenhet 75. Behandlingsenheten 75 på overflaten kan være av den type som behandler fluidet 69 for å fjerne fast-stoffer og visse andre materialer, slik som hydrogensulfid, eller som behandlet fluidet 69 for å produsere halvraffinerte til raffinerte produkter. I slike systemer er det ønskelig å injisere, periodisk eller kontinuerlig, visse kjemikalier. Et system slik som systemet 10 som er vist på fig. 1, kan benyttes til å injisere og overvåke kjemikalier i behandlingsenheten 75.
I tillegg til strømningshastighetssignalene 21 fra strømningsmåleren 20 kan styreenheten 80 på brønnstedet være konfigurert for å motta signaler som er representative for andre parametere, slik som omdreiningshastigheten (rpm) til pumpen 18 eller motoren 22, eller modulasjonsfrekvensen til en magnetventil. I en driftsmåte avspør styreenheten 80 på brønnstedet periodisk måleren 20 og justerer automatisk pumpestyreenheten 22 via en analog inngang 22a eller alternativt via et digitalt signal for et solenoidstyrt system (pneumatiske pumper). Styreenheten 80 kan også være programmert for å bestemme om pumpeutmatingen, målt ved hjelp av måleren 20, svarer til nivået for signalene 22a. Denne informasjonen kan brukes til å bestemme pumpeeffektiviteten. Det kan også være en indikasjon på en lekkasje eller en annen uregelmessighet ved pumpen 18. Andre sensorer 94, slik som vibrasjonssensorer og/eller temperatursensorer, kan brukes til å bestemme den fysiske tilstanden til pumpen 18. Sensorer som bestemmer egenskaper ved borehullsfluidet, kan levere informasjon om behandlingseffektiviteten til det kjemikalium som injiseres, idet denne informasjonen så kan brukes til å regulere kjemikaliestrømningshastigheten, som mer fullstendig beskrevet nedenfor i forbindelse med fig. 3. Den fjerntliggende styreenhet 82 kan styre flere lokale styreenheter via en forbindelse 98. Et databasestyringssystem 99 kan være tilveiebrakt for den fjerntliggende styreenhet 82 for historisk overvåkning og styring av data. Systemet 10 kan videre være innrettet for å kommunisere med andre steder via et nett {slik som internett) slik at operatørene kan logge seg på databasen 99 og overvåke og regulere kjemikalieinjeksjon i en hvilken som helst brønn som er tilknyttet systemet 10.
Fig. IA viser en alternativ måte for regulering av additivpumpen. Denne utførelsesformen omfatter en reguler-ingsventil, slik som en magnetventil 102, i forsyningsledningen 106 fra en fluidkilde under trykk (ikke vist) for pumpestyreenheten 22. Styreenheten 80 styrer driften av ventilen via egnede styresignaler, slik som digitale signaler, levert til ventilen 102 via en ledning 104. Styringen av ventilen 22 regulerer hastigheten eller slaget til pumpen 18 og dermed den mengde av additivet som leveres til borehullet 50. VentUstyringen 102 kan være modulert for å regulere utrnatingen fra pumpen 18.
De automatiske driftsmåtene (både lokale og/eller fra det fjerntliggende sted) for injeksjonssystemet 10 er beskrevet ovenfor. Noen ganger er det imidlertid ønskelig å operere styresystemet 10 på manuell måte, slik som av en operatør på brønnstedet. Manuell styring kan være nødvendig for å overstyre systemet på grunn av feilfunksjon av systemet eller for å reparere deler i systemet 10. Fig. IB viser en krets 124 for manuell styring av additivpumpen 18. Kretsen 124 innbefatter en bryter 120 tilknyttet styreenheten (se fig. 1), som i en første eller normal stilling (heltrukken linje 22b) fører det analoge signal 22a fra styreenheten for å regulere motoren 22, og som i den annen stilling (stiplet linje 22c) tillater den manuelle kretsen 124 å styre motoren 22. Kretsen 124 kan i en utførelsesform innbefatte en strøm-styringskrets, slik som en reostat 126, som gjør det mulig for operatøren å innstille strømmen til den ønskede verdi. I den foretrukne utførelsesform er strømområdet satt til mellom 4 og 20 milliamper, noe som er kompatibelt med den aktuelle industriprotokoll. Styreenheten på brønnstedet er konstruert for å være tilpasset manuelt betjente, bærbare fjernstyrings-anordninger, slik som infrarøde innretninger. Dette gjør det mulig for operatøren å kommunisere med og styre driften av systemet 10 på brønnstedet, f.eks. å kalibrere systemet, uten å ta fra hverandre styreenheten 80 på brønnstedet. Denne operatøren kan omstille de tillatte områder for strømnings-hastighetene og/eller innstille en verdi for strømnings-hastigheten.
Som nevnt er det vanlig å bore flere borehull fra samme sted. Det er f.eks. vanlig å bore 10-20 borehull fra en enkelt plattform til havs. Etter at brønnene er avsluttet og produserer, blir en separat pumpe og måler installert for å injisere additiver i hvert slikt borehull. Fig. 2 viser et funksjonsskjema som skisserer et system 200 for styring og overvåkning av injeksjonen av additiver i flere borehull 202a-202m i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. I systemkonfigurasjonen på fig. 2 leverer en separat pumpe et additiv fra en separat kilde til hvert av borehullene 202a-202m. Pumpe 204a leverer et additiv fra kilden 206a. Måleren 208a måler strømningshastigheten for additivet inn i borehullet 202a og leverer tilsvarende signaler til en sentral styreenhet 240 på brønnstedet. Styreenheten 240 på brønnstedet styrer som reaksjon på strømningsmålersignalene og de programmerte instruksjoner eller instruksjoner fra en fjerntliggende styreenhet 242, operasjonen til pumpestyreanordningen eller pumpestyreenheten 210a via en buss 241 ved å bruke adresserbar signalering for pumpestyreenheten 210a. Alternativt kan styreenheten 240 på brønnstedet være forbundet med pumpestyreenhetene via en separat ledning. Et antall styreenheter på brønnstedet, en for hver pumpe, kan videre være tilveiebrakt, hvor hver slik styreenhet kommuniserer med den fjerntliggende styreenhet 242 via en passende kommunikasjonsforbindelse, som beskrevet ovenfor under henvisning til fig. 1. Styreenheten 240 på brønnstedet mottar også signaler fra en sensor Sla tilknyttet pumpen 204a via en ledning 212a og fra en sensor S2a tilknyttet pumpestyreenheten 210a via en ledning 212a. Slike sensorer kan innbefatte RPM-sensorer, vibrasjonssensorer eller en hvilken som helst annen sensor som leverer informasjon om en parameter som er av interesse i slike innretninger. Additiver til brønnene 202b-2 02m blir henholdsvis levert av pumper 204b-204m fra kildene 206b-206m. Pumpestyreenhetene 210b-210m styrer henholdsvis pumpene 204b-204m, mens strøm-ningsmålere 208b-208m henholdsvis måler strømningshastigheter til brønnene 202b-202m. Ledninger 212b-212m og ledninger 214b-214m kommuniserer henholdsvis signaler fra sensor Slb-Slm og S2b- S2m til den sentrale styreenhet 240. Styreenheten 240 benytter et lager 246 til lagring av data i lageret 244 for lagring av programmer på den måte som er beskrevet ovenfor under henvisning til systemet 10 på fig. 1. En passende toveis kommunikasjonsforbindelse 245 muliggjør data- og signalkommunikasjon mellom den sentrale styreenhet 240 på brønnstedet og den fjerntliggende styreenhet 242. De enkelte styreenheter vil kommunisere med sensorene, pumpestyreenhetene og den fjerntliggende styreenhet via egnede tilsvarende forbindelser.
Den sentrale styreenhet 240 på brønnstedet styrer hver pumpe uavhengig. Styreenheten 240 kan være programmert for å bestemme eller evaluere en tilstand for hver av pumpene 204a-204m fra sensorsignalene Sla-Slm og S2a-S2in. Styreenheten 240 kan f.eks. være programmert for å bestemme vibrasjonen og omdreiningshastigheten for hver pumpe. Dette kan gi informasjon om effektiviteten til hver slik pumpe. Styreenheten 240 kan være programmert for å avspørre strømningshastighetene og parametrene av interesse vedrørende hver pumpe, utføre ønskede beregninger på brønnstedet og så overføre resultatene til den fjerntliggende styreenhet 242 via kommunikasjonsfor-bindelsen 248. Den fjerntliggende styreenhet 242 kan være programmert for å bestemme ethvert handlingsforløp fra den mottatte informasjon og eventuelle andre informasjoner som er tilgjengelige for denne, og sende tilsvarende kommandosignaler til den sentrale styreenhet 240 på brønnstedet. Kommunika-sjon med et antall individuelle styreenheter kan igjen fore-tas på tilsvarende måte.
Fig. 3 er en skjematisk illustrasjon av et brønnsted-styrt/fjernstyrt lukket kjemikalieinjeksjonssystem 300 som reagerer på målinger av nedhulls- og overflateparametere av interesse, i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Visse elementer i systemet 300 er felles med systemet 10 på fig. 1. Slike felles elementer er hensikts-messig blitt betegnet på fig. 3 med de samme henvisningstall som på fig. 1.
Brønnen 50 på fig. 3 innbefatter videre et antall nedhullssensorer S3a-S3m for å tilveiebringe målinger ved-rørende de forskjellige nedhullsparametere. En sensor S3a leverer en måling av kjemiske karakteristikker for nedhulls-fluidet, som kan innbefatte en måling av parafinene, hydrat-ene, sulfidene, skalldannelsen, asfaltenene, emulsjonene, osv. Andre sensorer og innretninger S3m kan være innrettet for å bestemme fluidstrømningshastigheten gjennom perforeringer 54 eller gjennom en eller flere innretninger i brønnen 50. Signalene fra sensorene kan delvis eller i sin helhet behandles nede i hullet eller kan sendes opp gjennom hullet via signal/dataledninger 3 02 til en styreenhet 34 0 på brønnstedet. I utførelsesformen på fig. 3 blir det fortrinnsvis benyttet en felles sentral styreenhet 34 0. Styreenheten er en mikroprosessorbasert enhet og omfatter nødvendige lagringsinnretninger for lagring av programmer og data, og innretninger for å kommunisere informasjon med en fjerntliggende styreenhet 342 via en passende kommunikasjonsforbindelse 342.
Systemet 300 kan innbefatte en blander 310 for blanding eller kombinering på brønnstedet av et antall kjemikalium#l-kjemikalium#n som henholdsvis er lagret i kilder 313a-312m. I noen tilfeller er det ønskelig å transportere visse kjemikalier i sine komponentformer og blande dem på brønnstedet av sikkerhetsmessige og miljømessige grunner. Det endelige eller kombinerte kjemikalium kan f.eks. være giftig, selv om bestanddelene ikke er giftige. Kjemikalier kan transporteres i konsentrert form og kombineres med fortynningsmidler på brønnstedet forut for injeksjon i brønnen 50. I en utfør-elsesf orm av foreliggende oppfinnelse blir kjemikalier som skal kombineres, slik som kjemikaliene kjemikalium#l-kjemikalium#m målt inn i blanderen ved hjelp av tilhørende pumper 314a-314m. Målere 316a-316m måler mengdene av kjemikalene fra kildene 312a-312m og leverer tilsvarende signaler til styreenheten 340, som styrer pumpene 314a-314m for nøyaktig å avgi de ønskede mengder til blanderen 310. En pumpe 318 pumper de kombinerte kjemikalier fra blanderen 310 inn i brønnen 50, mens måleren 320 måler mengden av det avgitte kjemikalium og leverer målesignalene til styreenheten 340. Et annet kjemikalium som det er nødvendig å injisere i brønnen 50, kan være lagret i kilden 322 hvorfra en pumpe 324 pumper den nød-vendige mengde av kjemikalie inn i brønnen. En måler 326 leverer den aktuelle mengde av kjemikalie som er avgitt, fra kilden 322 til styreenheten 340, som igjen styrer pumpen 324 for å avgi den korrekte mengde.
Borehullsfluidet som når overflaten, kan testes på stedet med en testingsenhet 330. Testingsenheten 330 leverer målinger vedrørende karakteristikkene til det opphentede fluid til den sentrale styreenhet 340. Den sentrale styreenhet som benytter informasjon fra nedhullssensorene S3a-S3m, data fra testingsenheten og data fra eventuelle andre over-flatesensorer (som beskrevet under henvisning til fig. 1) beregner effektiviteten av kjemikaliene som leveres til brønnen 50, og bestemmer fra dette de korrekte mengder av kjemikaliene og endrer så mengdene om nødvendig, av kjemikaliene til de ønskede nivåer.
Styreenheten leverer også de beregnede data og/eller rådataene til den fjerntliggende styreenhet 342 og foretar korrigerende handlinger som reaksjon på eventuelle kommandosignaler mottatt fra den fjerntliggende styreenhet 342. Systemet ifølge foreliggende oppfinnelse overvåker således, i det minste periodisk, de aktuelle mengder av de forskjellige kjemikalier som avgis, bestemmer effektiviteten til de avgitte kjemikalier, i det minste med hensyn til å opprettholde visse parametere av interesse innenfor deres respektive forutbestemte områder, bestemmer tilstanden til nedhulls-utstyret, slik som strømningshastighetene og korrosjon, bestemmer mengdene av de kjemikalier som vil forbedre systemets effektivitet, og for så systemet til å avgi kjemikalier i henhold til nyberegnede mengder. Modellene 344 kan være dynamiske modeller ved at de blir oppdatert basert på sensorinnmatningene.
Det systemet som er beskrevet på fig. 3, er således et lukket, fjernstyrt kjemikalieinjeksjonssystem. Dette systemet kan være innrettet for bruk med en hydrokarbonbehandlingsenhet 75 på brønnstedet eller en rørledning som fører olje og gass. Kjemikalieinjeksjonssystemet på fig. 3 er spesielt nyttig i forbindelse med undersjøiske rørledninger. I olje- og gassrørledninger er det spesielt viktig å overvåke den begynnende dannelse av hydrater og foreta øyeblikkelige korrigerende handlinger for å hindre at de dannes. Systemet ifølge foreliggende oppfinnelse kan automatisk foreta handlinger over et stort område for å sikre riktig strømning av hydrokarboner gjennom rørledninger, som ikke bare kan motvirke dannelse av hydrater, men også dannelse av andre skadelige elementer slik som asfaltener. Siden systemet 300 av beskaffenhet er en lukket sløyfe og reagerer på målinger på stedet av karakteristikkene til det behandlede fluid og utstyret i fluidstrømningsveien, kan det tilføre de optimale mengder av de forskjellige kjemikalier til borehullet eller rørledningen for å holde de forskjellige parametere som er av interesse, innenfor deres respektive grenser eller områder for derved, for det første, å unngå for stor bruk av kjemikaliene, noe som kan være kostbart, og for det andre, foretar øyeblikkelige korrigerende handlinger ved å endre mengdene av de injiserte kjemikalier for å unngå dannelse av skadelige elementer.
Selv om foregående beskrivelse er rettet mot de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner være opplagte for fagfolk på området. Det er ment at alle varianter innenfor rammen av de vedføyde patentkrav skal være omfattet av den foregående beskrivelse.
Claims (16)
1. System for å overvåke og styre levering av et additiv (13a,b) som innføres i formasjonsfluid (56) utvunnet gjennom et borehull (50), omfattende a) en strømningsreguleringsanordning (18) for å levere et valgt additiv fra en additivkilde (16) på et brønnsted til formasj onsfluidet; b) en strømningsmåleanordning (20) for å levere et signal som er representativt for strømningsraten til det valgte additiv som leveres til formasjonsfluidet; c) en første styreenhet (80) på brønnstedet som mottar signalene fra strømningsmåleanordningen og fra disse bestemmer strømningsraten, idet den første styreenhet på brønnstedet sender signaler som er representative for strømningsraten til et fjerntliggende sted; og d) en annen, fjerntliggende styreenhet (82) på det fjerntliggende sted som mottar signaler utsendt av den første styreenhet, og som, som reaksjon på dette sender kommandosignaler til den første styreenhet som er representative for en ønsket endring i strømningsraten til det valgte additiv;
karakterisert ved at den første styreenhet (80) på brønnstedet får strømningsreguleringsanordningen (18) til å endre strømningsraten for det valgte additiv som reaksjon på kommandosignalene, og at strømningsmåle-anordningen (2 0) er en volumetrisk mengdemåler.
2. System ifølge krav 1,
karakterisert ved at den første styreenhet på brønnstedet innbefatter en fremvisningsanordning (81) som i det minste viser strømningsraten til det valgte additiv som leveres til formasjonsfluidet.
3. System ifølge krav 1,
karakterisert ved at additivet blir levert til enten (a) et valgt sted i borehullet (15), eller (b) en hydrokarbonbehandlingsenhet (75) som behandler formasjonsfluidet på brønnstedet.
4. System ifølge krav 1,
karakterisert ved et program tilknyttet den første styreenhet på brønnstedet, som gjør det mulig for styreenheten på brønnstedet å utføre et antall "on-board^ - funksjoner.
5. System ifølge krav 4,
karakterisert ved at antallet funksjoner innbefatter i det minste enten (i) å bestemme differansen mellom mengden av innført additiv og en forutbestemt, ønsket mengde, eller (ii) kalibrering av strømningsreguleringsanordningen, eller (iii) periodisk avspørring av strømningsmåleanordningen.
6. System ifølge krav 1,
karakterisert ved at styreenheten på brønnstedet er programmerbar (i) på brønnstedet, eller (ii) ved hjelp av den annen fjerntliggende styreenhet.
7. System ifølge krav 1,
karakterisert ved et databasestyringssystem (99) tilknyttet den annen fjerntliggende styreenhet.
8. System ifølge krav 7,
karakterisert ved at den annen, fjerntliggende styreenhet er innrettet for å kommunisere med et antall datamaskiner over et nett.
9. System ifølge krav 1,
karakterisert ved at strømningsregulerings-anordningen er enten (i) en elektrisk pumpe, eller (ii) en pneumatisk pumpe.
10. System ifølge krav 1,
karakterisert ved minst en sensor som leverer en måling av en karakteristikk ved formasjonsfluidet.
11. System ifølge krav 10,
karakterisert ved at systemet endrer forsyningen av det valgte additiv som reaksjon på den målte karakteristikk.
12. System ifølge krav 1, som videre omfatter elementer for overvåkning og styring av levering av additiver (206a) til et flertall brønner, der (a) en forsyningsledning (14) og en strømningsregulerings-anordning (204a-m) er tilknyttet hver av antallet brønner; (b) en strømningsmåleanordning (208a-m) i hver forsyningsledning tjener til å måle en parameter som indikerer strømningsraten til et additiv levert til en tilsvarende brønn, idet hver strømningsmåleanordning genererer signaler som indikerer en strømningsrate for det additiv som leveres til dens tilsvarende brønn; og (c) en første styreenhet (242) på brønnstedet mottar signaler fra hver av strømningsmålingsinnretningene og sender signaler som er representative for strømningsraten for hver brønn, til en annen, fjerntliggende styreenhet (242) som, som reaksjon på de signaler som er sendt fra den første styreenhet på brønnstedet, sender, til den første styreenhet på brønnstedet, kommandosignaler som er representative for en ønsket endring i strømningsratene for de additiver som leveres til hver brønn.
13. System ifølge krav 12,
karakterisert ved at additivet blir injisert i hver av brønnene ved forutbestemte dybder.
14. Fremgangsmåte for på et brønnsted å overvåke levering av additiver (13a,b) til formasjonsfluid (56) utvunnet gjennom et borehull (50), og for å styre leveringen fra et fjerntliggende sted,
karakterisert ved: (a) å regulere strømningsraten til forsyningen av et valgt additiv fra en additivkilde på brønnstedet inn i formasjonsfluidet via en forsyningsledning (14); (b) å måle en parameter som indikerer strømningsraten for det additiv som leveres til formasjonsfluidet, og å generere et signal som indikerer strømningsraten ved anvendelse av en volumetrisk mengdemåler (20); (c) å motta, på brønnstedet, det signal som indikerer strømningsraten, og å overføre et signal som er representativt for strømningsraten til det fjerntliggende sted; og (d) å motta, på det fjerntliggende sted, signaler som er overført fra brønnstedet og som reaksjon på disse, å sende kommandosignaler til brønnstedet som er representative for en ønsket endring i strømningsraten for det leverte additiv; og (e) å regulere strømningsraten for forsyningen av additivet som reaksjon på kommandosignalene.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, der
strømningsraten for det additiv som leveres til formasjonsfluidet, fremvises på brønnstedet.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert ved en manuell overstyring av reguleringen av strømningsraten for leveringen av additivet, ved å utføre en funksjon som enten er (i) å innstille en strømningsrate for additivet, eller (ii) å innstille et område for tillatte verdier for strømningsraten til additivet, eller (iii) en kombinasjon av disse.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US21806798A | 1998-12-21 | 1998-12-21 | |
US15317599P | 1999-09-10 | 1999-09-10 | |
PCT/US1999/030448 WO2000037770A1 (en) | 1998-12-21 | 1999-12-17 | Closed loop chemical injection and monitoring system for oilfield operations |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20013032D0 NO20013032D0 (no) | 2001-06-19 |
NO20013032L NO20013032L (no) | 2001-06-19 |
NO322416B1 true NO322416B1 (no) | 2006-10-02 |
Family
ID=26850249
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20013032A NO322416B1 (no) | 1998-12-21 | 2001-06-19 | System for å overvåke og styre levering av et additiv som innføres i formasjonsfluid utvunnet gjennom et borehull og fremgangsmåte for, på et brønnsted, å overvåke og, fra et fjerntliggende sted, styre slik levering |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6851444B1 (no) |
AU (1) | AU778363B2 (no) |
BR (1) | BR9916388A (no) |
CA (1) | CA2353900C (no) |
DK (1) | DK200100934A (no) |
GB (1) | GB2361730B (no) |
MX (1) | MXPA01006122A (no) |
NO (1) | NO322416B1 (no) |
WO (1) | WO2000037770A1 (no) |
Families Citing this family (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080262737A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells |
US8682589B2 (en) * | 1998-12-21 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites |
US7389787B2 (en) * | 1998-12-21 | 2008-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop additive injection and monitoring system for oilfield operations |
AU3592800A (en) * | 1999-02-09 | 2000-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well |
US6981553B2 (en) * | 2000-01-24 | 2006-01-03 | Shell Oil Company | Controlled downhole chemical injection |
US6817412B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-11-16 | Shell Oil Company | Method and apparatus for the optimal predistortion of an electromagnetic signal in a downhole communication system |
AU2001247272B2 (en) * | 2000-03-02 | 2004-10-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Power generation using batteries with reconfigurable discharge |
CA2402163C (en) * | 2000-03-02 | 2009-10-20 | George Leo Stegemeier | Tracer injection in a production well |
US6498988B1 (en) * | 2000-09-20 | 2002-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for centralized processing of oilfield or waterfield engineering data for design and analysis from distributed locations |
US6763860B2 (en) | 2001-07-10 | 2004-07-20 | Ecolab, Inc. | Flow-based chemical dispense system |
US20040253734A1 (en) * | 2001-11-13 | 2004-12-16 | Cully Firmin | Down-hole pressure monitoring system |
GB0215065D0 (en) * | 2002-06-28 | 2002-08-07 | Alpha Thames Ltd | A method and system for controlling the operation of devices in a hydrocarbon production system |
US20040149436A1 (en) * | 2002-07-08 | 2004-08-05 | Sheldon Michael L. | System and method for automating or metering fluid recovered at a well |
DE60315304D1 (de) * | 2002-08-14 | 2007-09-13 | Baker Hughes Inc | Unterwasser-einspritzungeinheit zum einspritzen von chemischen zusatzstoffen und überwachungssystem für ölförderbetriebe |
WO2004104373A1 (en) * | 2003-05-20 | 2004-12-02 | Silversmith, Inc. | Wireless well communication system and method for using the same |
US7261162B2 (en) * | 2003-06-25 | 2007-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea communications system |
US20050028983A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Lehman Lyle V. | Vibrating system and method for use in scale removal and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
US20110094732A1 (en) * | 2003-08-28 | 2011-04-28 | Lehman Lyle V | Vibrating system and method for use in sand control and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
ES2344790T3 (es) * | 2003-10-23 | 2010-09-07 | Ab Science | Compuesto 2-aminoariloxazoles como inhibidores de tirosinas quinasas. |
US6973936B2 (en) * | 2003-12-02 | 2005-12-13 | Watson Richard R | Fluid injection system |
US7565835B2 (en) * | 2004-11-17 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for balanced pressure sampling |
US20060243328A1 (en) * | 2005-04-28 | 2006-11-02 | Bessmertny Raymond L | Flow control apparatus |
CN101243240A (zh) | 2005-08-19 | 2008-08-13 | 埃克森美孚上游研究公司 | 与井的增产措施有关的方法和装置 |
US7647136B2 (en) * | 2006-09-28 | 2010-01-12 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and apparatus for enhancing operation of a fluid transport pipeline |
US20080126168A1 (en) * | 2006-11-15 | 2008-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield management system |
EP2351905B1 (en) * | 2007-02-01 | 2017-04-12 | Cameron International Corporation | Chemical-injection management system |
US9013322B2 (en) | 2007-04-09 | 2015-04-21 | Lufkin Industries, Llc | Real-time onsite internet communication with well manager for constant well optimization |
US7711486B2 (en) * | 2007-04-19 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production |
US20080257544A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Crossflow Detection and Intervention in Production Wellbores |
US7805248B2 (en) * | 2007-04-19 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well |
US20080319726A1 (en) * | 2007-06-19 | 2008-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield simulation operations |
US7842738B2 (en) * | 2007-10-26 | 2010-11-30 | Conocophillips Company | High polymer content hybrid drag reducers |
US7888407B2 (en) | 2007-10-26 | 2011-02-15 | Conocophillips Company | Disperse non-polyalphaolefin drag reducing polymers |
US7849920B2 (en) * | 2007-12-20 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for optimizing production in a well |
US20090209679A1 (en) * | 2008-02-14 | 2009-08-20 | Conocophillips Company | Core-shell flow improver |
US20090250225A1 (en) * | 2008-04-02 | 2009-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Control of downhole devices in a wellbore |
US8863833B2 (en) * | 2008-06-03 | 2014-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Multi-point injection system for oilfield operations |
US20100063639A1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-03-11 | Multi-Chem Group, Llc | Methods and Systems for Applying and Monitoring Multiple Chemical Treatments in Gas Wells |
US7784538B2 (en) * | 2008-10-27 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Using an acoustic ping and sonic velocity to control an artificial lift device |
BRPI0922818B1 (pt) * | 2008-12-05 | 2019-09-10 | Cameron Technologies Limited | aparelho e método de produto químico |
AU2009330553A1 (en) * | 2008-12-16 | 2011-06-30 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for delivering material to a subsea well |
US9085975B2 (en) * | 2009-03-06 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a subterranean formation and forming treatment fluids using chemo-mathematical models and process control |
CN101525994B (zh) * | 2009-04-13 | 2013-08-28 | 北京龙鼎源科技有限公司 | 用于油井口的测控监视系统 |
US9187980B2 (en) | 2009-05-04 | 2015-11-17 | Onesubsea Ip Uk Limited | System and method of providing high pressure fluid injection with metering using low pressure supply lines |
NO339428B1 (no) * | 2009-05-25 | 2016-12-12 | Roxar Flow Measurement As | Ventil |
US8430162B2 (en) * | 2009-05-29 | 2013-04-30 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous downhole scale monitoring and inhibition system |
US20100312401A1 (en) * | 2009-06-08 | 2010-12-09 | Dresser, Inc. | Chemical Injection System |
US20110146992A1 (en) * | 2009-12-22 | 2011-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Controllable Chemical Injection For Multiple Zone Completions |
GB2477331A (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-03 | Vetco Gray Controls Ltd | Electronics module for underwater well installation having electronic components, relating to diverse systems. |
US8910714B2 (en) * | 2010-12-23 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the downhole temperature during fluid injection into oilfield wells |
US8522624B2 (en) | 2011-03-02 | 2013-09-03 | Cameron International Corporation | System and method for pressure balancing a flow meter |
US9169723B2 (en) * | 2012-01-25 | 2015-10-27 | Baker Hughes Incorporated | System and method for treatment of well completion equipment |
US9115567B2 (en) * | 2012-11-14 | 2015-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining efficiency of a sampling tool |
US9279419B2 (en) | 2013-01-16 | 2016-03-08 | Prochem Ulc | System and process for supplying a chemical agent to a process fluid |
US9477238B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-10-25 | Ecolab Usa Inc. | Monitoring hydraulic fracturing |
US9611709B2 (en) * | 2013-06-26 | 2017-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop deployment of a work string including a composite plug in a wellbore |
US9365271B2 (en) | 2013-09-10 | 2016-06-14 | Cameron International Corporation | Fluid injection system |
CN103590785B (zh) * | 2013-11-28 | 2016-04-27 | 枣庄金川汇传动机械有限公司 | 一种太阳能液体药剂自动加注站 |
US9714741B2 (en) | 2014-02-20 | 2017-07-25 | Pcs Ferguson, Inc. | Method and system to volumetrically control additive pump |
US9309750B2 (en) | 2014-06-26 | 2016-04-12 | Cameron International Corporation | Subsea on-site chemical injection management system |
US20170226842A1 (en) | 2014-08-01 | 2017-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring health of additive systems |
EP4102027A1 (en) | 2014-10-28 | 2022-12-14 | OneSubsea IP UK Limited | Additive management system |
US20160281469A1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-09-29 | Jeffery Phalen | Ice Preventing System and Method for a Gas Well |
WO2017109553A1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Injection rate tuning for oilfield operations |
GB201815139D0 (en) * | 2018-09-17 | 2018-10-31 | Blue Gentoo Ltd | Control system and method for oil and/or gas production wellbore |
AR116643A1 (es) * | 2018-10-15 | 2021-05-26 | Tradestar Corp | Controladores y métodos para sistemas de carga explosiva a granel |
CN110485967B (zh) * | 2019-08-20 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种双药剂油井井口加药管线的防冻装置和防冻方法 |
US11053776B1 (en) | 2020-03-23 | 2021-07-06 | Smart Subsea, Llc | Subsea chemical injection metering valve communications module and system for injecting chemicals into a subsea structure |
US11237295B1 (en) * | 2020-10-13 | 2022-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Method for intelligent automatic rock fragments depth determination while drilling |
US11824682B1 (en) | 2023-01-27 | 2023-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Can-open master redundancy in PLC-based control system |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2421272A1 (fr) * | 1978-03-28 | 1979-10-26 | Europ Propulsion | Systeme pour la telecommande et l'entretien d'une tete de puits immergee |
US4665981A (en) * | 1985-03-05 | 1987-05-19 | Asadollah Hayatdavoudi | Method and apparatus for inhibiting corrosion of well tubing |
US5353237A (en) * | 1992-06-25 | 1994-10-04 | Oryx Energy Company | System for increasing efficiency of chemical treatment |
WO1996024749A1 (en) * | 1995-02-09 | 1996-08-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
WO1998057030A1 (en) * | 1997-06-09 | 1998-12-17 | Baker Hughes Incorporated | Control and monitoring system for chemical treatment of an oilfield well |
NO314642B1 (no) * | 1996-09-23 | 2003-04-22 | Baker Hughes Inc | Nedihulls nettverk for overvåkning og styring av nedihulls forhold |
Family Cites Families (49)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3211225A (en) | 1963-05-28 | 1965-10-12 | Signal Oil & Gas Co | Well treating apparatus |
US3710867A (en) | 1971-01-05 | 1973-01-16 | Petrolite Corp | Apparatus and process for adding chemicals |
US4064936A (en) | 1976-07-09 | 1977-12-27 | Mcclure L C | Chemical treating system for oil wells |
US4040960A (en) | 1976-07-26 | 1977-08-09 | Lrs Research Limited | Catch basin processing apparatus |
US4354553A (en) | 1980-10-14 | 1982-10-19 | Hensley Clifford J | Corrosion control downhole in a borehole |
US4436148A (en) * | 1981-04-27 | 1984-03-13 | Richard Maxwell | Chemical treatment for oil wells |
US4375833A (en) | 1981-09-04 | 1983-03-08 | Meadows Floyd G | Automatic well treatment system |
US4635723A (en) * | 1983-07-07 | 1987-01-13 | Spivey Melvin F | Continuous injection of corrosion-inhibiting liquids |
US4566536A (en) | 1983-11-21 | 1986-01-28 | Mobil Oil Corporation | Method for operating an injection well in an in-situ combustion oil recovery using oxygen |
US4580952A (en) | 1984-06-07 | 1986-04-08 | Eberle William J | Apparatus for lifting liquids from subsurface reservoirs |
US4582131A (en) | 1984-09-26 | 1986-04-15 | Hughes Tool Company | Submersible chemical injection pump |
JPS62110135A (ja) | 1985-11-08 | 1987-05-21 | Cosmo Co Ltd | アスフアルテン濃度定量方法および装置 |
US4721158A (en) | 1986-08-15 | 1988-01-26 | Amoco Corporation | Fluid injection control system |
US4747451A (en) | 1987-08-06 | 1988-05-31 | Oil Well Automation, Inc. | Level sensor |
US4974929A (en) | 1987-09-22 | 1990-12-04 | Baxter International, Inc. | Fiber optical probe connector for physiologic measurement devices |
US4832121A (en) | 1987-10-01 | 1989-05-23 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Methods for monitoring temperature-vs-depth characteristics in a borehole during and after hydraulic fracture treatments |
US4830112A (en) * | 1987-12-14 | 1989-05-16 | Erickson Don J | Method and apparatus for treating wellbores |
US4907857A (en) | 1988-07-25 | 1990-03-13 | Abbott Laboratories | Optical fiber distribution system for an optical fiber sensor |
US4901563A (en) * | 1988-09-13 | 1990-02-20 | Atlantic Richfield Company | System for monitoring fluids during well stimulation processes |
US5147561A (en) | 1989-07-24 | 1992-09-15 | Burge Scott R | Device for sampling and stripping volatile chemicals within wells |
US5503473A (en) * | 1989-08-02 | 1996-04-02 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Automatic cementing system for precisely obtaining a desired cement density |
US5172717A (en) | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
US5059790A (en) | 1990-03-30 | 1991-10-22 | Fiberchem, Inc. | Reservoir fiber optic chemical sensors |
US5115811A (en) | 1990-04-30 | 1992-05-26 | Medtronic, Inc. | Temperature measurement and compensation in a fiber-optic sensor |
US5098659A (en) | 1990-09-24 | 1992-03-24 | Abbott Laboratories | Apparatus for continuously monitoring a plurality of chemical analytes through a single optical fiber and method of making |
US5517593A (en) | 1990-10-01 | 1996-05-14 | John Nenniger | Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint |
JPH06511082A (ja) | 1991-09-18 | 1994-12-08 | アイオワ・ステート・ユニバーシティー・リサーチ・ファウンデーション・インコーポレーテッド | 二波長型光度計及びファイバオプチック検知器プローブ |
EP0533333A3 (en) | 1991-09-19 | 1993-07-28 | Texaco Development Corporation | Optical photometry system |
US5209301A (en) * | 1992-02-04 | 1993-05-11 | Ayres Robert N | Multiple phase chemical injection system |
US6022748A (en) | 1997-08-29 | 2000-02-08 | Sandia Corporation - New Mexico Regents Of The University Of California | Sol-gel matrices for direct colorimetric detection of analytes |
US5359681A (en) | 1993-01-11 | 1994-10-25 | University Of Washington | Fiber optic sensor and methods and apparatus relating thereto |
US5384430A (en) | 1993-05-18 | 1995-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Double armor cable with auxiliary line |
CA2096999C (en) | 1993-05-26 | 1996-11-12 | Neil Edmunds | Stabilization and control of surface sagd production wells |
GB9324334D0 (en) | 1993-11-26 | 1994-01-12 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
DE4407345A1 (de) | 1994-03-05 | 1995-09-07 | Testo Gmbh & Co | Verfahren und Vorrichtung zum Messen eines Gasmediums mit einem chemischen Sensor |
GB9418695D0 (en) | 1994-09-16 | 1994-11-02 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote deployment of valves |
US6006832A (en) | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US5829520A (en) | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
US5567622A (en) | 1995-07-05 | 1996-10-22 | The Aerospace Corporation | Sensor for detection of nitrogen dioxide and nitrogen tetroxide |
US5672515A (en) | 1995-09-12 | 1997-09-30 | Optical Sensors Incorporated | Simultaneous dual excitation/single emission fluorescent sensing method for PH and pCO2 |
US5714121A (en) | 1995-09-28 | 1998-02-03 | Optical Sensors Incorporated | Optical carbon dioxide sensor, and associated methods of manufacture |
US6026847A (en) | 1995-10-11 | 2000-02-22 | Reinicke; Robert H. | Magnetostrictively actuated valve |
GB9603251D0 (en) | 1996-02-16 | 1996-04-17 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensing one or more parameters |
GB9606673D0 (en) | 1996-03-29 | 1996-06-05 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
US5735346A (en) | 1996-04-29 | 1998-04-07 | Itt Fluid Technology Corporation | Fluid level sensing for artificial lift control systems |
CA2524554C (en) | 1997-05-02 | 2007-11-27 | Sensor Highway Limited | Electrical energy from a wellbore light cell |
US6125938A (en) | 1997-08-08 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control module system for subterranean well |
US5992230A (en) * | 1997-11-15 | 1999-11-30 | Hoffer Flow Controls, Inc. | Dual rotor flow meter |
US5937946A (en) | 1998-04-08 | 1999-08-17 | Streetman; Foy | Apparatus and method for enhancing fluid and gas flow in a well |
-
1999
- 1999-12-17 GB GB0113475A patent/GB2361730B/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-12-17 BR BR9916388A patent/BR9916388A/pt not_active Application Discontinuation
- 1999-12-17 MX MXPA01006122A patent/MXPA01006122A/es active IP Right Grant
- 1999-12-17 AU AU22018/00A patent/AU778363B2/en not_active Expired
- 1999-12-17 WO PCT/US1999/030448 patent/WO2000037770A1/en active IP Right Grant
- 1999-12-17 CA CA 2353900 patent/CA2353900C/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-09-11 US US09/658,907 patent/US6851444B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-06-15 DK DK200100934A patent/DK200100934A/da not_active Application Discontinuation
- 2001-06-19 NO NO20013032A patent/NO322416B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2421272A1 (fr) * | 1978-03-28 | 1979-10-26 | Europ Propulsion | Systeme pour la telecommande et l'entretien d'une tete de puits immergee |
US4665981A (en) * | 1985-03-05 | 1987-05-19 | Asadollah Hayatdavoudi | Method and apparatus for inhibiting corrosion of well tubing |
US5353237A (en) * | 1992-06-25 | 1994-10-04 | Oryx Energy Company | System for increasing efficiency of chemical treatment |
WO1996024749A1 (en) * | 1995-02-09 | 1996-08-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
NO314642B1 (no) * | 1996-09-23 | 2003-04-22 | Baker Hughes Inc | Nedihulls nettverk for overvåkning og styring av nedihulls forhold |
WO1998057030A1 (en) * | 1997-06-09 | 1998-12-17 | Baker Hughes Incorporated | Control and monitoring system for chemical treatment of an oilfield well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2353900A1 (en) | 2000-06-29 |
GB2361730B (en) | 2003-05-07 |
BR9916388A (pt) | 2001-11-06 |
GB2361730A (en) | 2001-10-31 |
US6851444B1 (en) | 2005-02-08 |
CA2353900C (en) | 2005-03-08 |
NO20013032D0 (no) | 2001-06-19 |
AU2201800A (en) | 2000-07-12 |
GB0113475D0 (en) | 2001-07-25 |
NO20013032L (no) | 2001-06-19 |
AU778363B2 (en) | 2004-12-02 |
MXPA01006122A (es) | 2002-03-27 |
WO2000037770A1 (en) | 2000-06-29 |
DK200100934A (da) | 2001-08-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322416B1 (no) | System for å overvåke og styre levering av et additiv som innføres i formasjonsfluid utvunnet gjennom et borehull og fremgangsmåte for, på et brønnsted, å overvåke og, fra et fjerntliggende sted, styre slik levering | |
US7389787B2 (en) | Closed loop additive injection and monitoring system for oilfield operations | |
US7234524B2 (en) | Subsea chemical injection unit for additive injection and monitoring system for oilfield operations | |
US8682589B2 (en) | Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites | |
EP2910729B1 (en) | Systems and methods for localized well analysis and control | |
US20050092523A1 (en) | Well pressure control system | |
EP2910730A2 (en) | Systems and methods for locally performing well testing | |
NO345567B1 (no) | System og fremgangsmåte for deteksjon av vanninntrengning og intervensjon i en produksjonsbrønn | |
EP2907966B1 (en) | Multi-use data processing circuitry for well monitoring | |
NO341444B1 (no) | System og fremgangsmåte for å overvåke fysisk tilstand til produksjonsbrønnsutstyr og å styre brønnens produksjon | |
NO339350B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for å måle slurrier for avfall-reinjeksjon | |
WO2008131218A2 (en) | System and method for crossflow detection and intervention in production wellbores | |
AU2011222568A1 (en) | System and method for safe well control operations | |
CN102797451A (zh) | 一种深水表层钻井井下环空压力自动控制系统及控制方法 | |
NO20180123A1 (en) | Engine and transmission notification system using a j1939 data link interface | |
US7671753B2 (en) | Slurry monitoring system and method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
ERR | Erratum |
Free format text: I PATENTTIDENDE NR 33/06 BLE PATENTSOKNAD NR. 20013032 FEILAKTIG KUNNGJORT MEDDELT. SOKNADEN ER FORTSATT UNDER BEHANDLING |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |
|
MK1K | Patent expired |