NO325380B1 - Kontrollert nedhulls kjemisk injeksjon - Google Patents
Kontrollert nedhulls kjemisk injeksjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO325380B1 NO325380B1 NO20024136A NO20024136A NO325380B1 NO 325380 B1 NO325380 B1 NO 325380B1 NO 20024136 A NO20024136 A NO 20024136A NO 20024136 A NO20024136 A NO 20024136A NO 325380 B1 NO325380 B1 NO 325380B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- chemical
- pipe
- communication
- petroleum
- container
- Prior art date
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 194
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims description 71
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims description 71
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 47
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 40
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 37
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 24
- 238000005253 cladding Methods 0.000 claims description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 8
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 8
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 5
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 4
- 239000003302 ferromagnetic material Substances 0.000 claims description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000000151 deposition Methods 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 20
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 2
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000005055 memory storage Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
-
- 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
- E21B43/14—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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
- E21B43/123—Gas lift valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Water Treatment By Electricity Or Magnetism (AREA)
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
- Steering Control In Accordance With Driving Conditions (AREA)
- Lubrication Details And Ventilation Of Internal Combustion Engines (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse gjelder en petroleumsborebrønn for produksjon av hydrokarboner. I et aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse systemer og fremgangsmåter for å overvåke og/eller forbedre fluidgjennomstrømning under petroleumsproduksjon ved kontrollert å injisere kjemikalier inn i minst en fluidstrøm med minst et elektrisk kontrollerbart nedhulls kjemisk induksjonssystem i en petroleumsborebrønn.
Kontrollert injeksjon av materialer inn i petroleumsborebrønner (dvs., olje og gassborebrønner) er en etablert praksis ofte benyttet for å øke gjenvinningen, eller for å analysere produksjonsforholdene.
Det er nyttig å kunne skille mellom typene av injeksjon, avhengig av mengden av materialer som vil bli injisert. Store volum av injisert materiale er injisert inn i jordformasjoner for å skyve formasjonsfluider mot produksjonsborebrønnen. Den mest vanlige måten er vannoversvømmelse.
I et mindre ekstremt tilfelle, er materialer introdusert nedhulls inn i borebrønnen for å påvirke behandlingen inne i borebrønnen. Eksempler av disse behandlingene omfatter (1) skummemidler for å forbedre effektiviteten av kunstig løft, (2) parafinløsemiddel for å forhindre avleiring av faste legemer i røret, og (3) overflateaktivt stoff for å forbedre flytkarakteristikkene til produserte fluider. Disse typene av behandling innebærer modifikasjoner av borebrønnfluidene i seg selv. Mindre kvantiteter er nødvendig, like fullt er disse typene av injeksjon vanligvis tilført med ytterligere rør rutet nedhull fra overflaten.
Andre applikasjoner trenger ennå mindre kvantiteter av materialer til å bli injisert slik som (1) korrosjonsinhibitorer for å forhindre eller redusere korrosjon av borebrønnutstyr, (2) avskallingsforhindrere for å forhindre eller redusere avskalling av borebrønnsutstyr, og (3) sporkjemikalier for å overvåke flytkarakteristikkene av forskjellige borebrønnseksjoner. I disse tilfellene er kvantitetene nødvendig så små at materialene kan bli tilført fra et nedhullsreservoar, som forhindrer behovet for å ha tilførselsrør nedhull fra overflaten. Imidlertid, krever en suksessfull applikasjon av slike teknikker kontrollert injeksjon.
Den kontrollerte injeksjonen av materialer slik som vann, skummidler, parafinløsemidler, overflateaktivt stoff, korrosjonsinhibitorer, avskallingsforhindrere, og sporkjemikalier for å overvåke flytkarakteristikker er dokumentert i US patent 4 681 164, 5 246 860 og 4 068 717.
Av annen kjent teknikk kan nevnes EP 800 614 Bl, US 5 881 807, WO 91/11736 Al og US 4 662 437.
Problemene og behovene beskrevet ovenfor oppnås med foreliggende oppfinnelse slik den er definert med de i kravene anførte trekk.
Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende i forbindelse med noen utførelseseksempler og under henvisning til tegningene, der figur 1 er en skjematisk tegning som viser en petroleumsproduksjonsborebrønn i henhold til en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse, figur 2 er et forstørret snitt av en nedhullsdel av borebrønnen i figur 1, figur 3 er en forenklet elektrisk skjematisk tegning av den elektriske kretsen dannet i borebrønnen til figur 1, og figurene 4A til 4F er skjematiske tegninger av forskjellige kjemiske injektorer og kjemiske beholderutførelser for en nedhulls elektrisk kontrollerbar injeksjonsinnretning i henhold til foreliggende oppfinnelse.
Med referanse til tegningene er like referansenummer benyttet heri for å beskrive like elementer gjennom de forskjellige figurene, en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse er illustrert og videre beskrevet, og andre mulige utførelser av foreliggende oppfinnelse er beskrevet. Figurene er ikke nødvendigvis tegnet til skala, og i noen tilfeller er tegningene blitt overdrevet og/eller forenklet kun for illustrative formål. En faglært vil forstå at mange mulige applikasjoner og variasjoner av foreliggende oppfinnelse basert på de følgende eksemplene er mulige utførelser til foreliggende oppfinnelse.
Som benyttet i foreliggende søknad, kan en "rørstruktur" være et enkelt rør, en rørstreng, et foringsrør, en pumpestang, en serie med sammenkoplede rør, stenger, skinner, bindeverk, sprinkelverk, støtteverk, en forgrening eller sidegrenforlengelse av en borebrønn, et nettverk av sammenkoplede rør, eller andre tilsvarende strukturer kjent til en faglært. En foretrukket utførelse benytter seg av oppfinnelsen i sammenheng med en petroleumsborebrønn hvor rørstrukturen omfatter rørformede, metalliske, elektrisk ledende rør eller rørstrenger, men oppfinnelsen er ikke begrenset slik. For foreliggende oppfinnelse, må minst en del av rørstrukturen være elektrisk ledende, en slik elektrisk ledende del kan være hele rørstrukturen (f.eks. stålrør, kobberrør) eller en elektrisk ledende del som strekker seg i lengderetningen kombinert med en ikke-ledende del som strekker seg i lengderetningen. Med andre ord, en elektrisk ledende rørstruktur er en som fremskaffer en elektrisk ledende bane fra en første del hvor en energikilde er elektrisk tilkoplet til en andre del hvor en innretning og/eller elektrisk retur er elektrisk tilkoplet. Rørstrukturen vil vanligvis være konvensjonelle runde metallrør, men tverrsnittsgeometrien av rørstrukturen, eller enhver annen del derav, kan variere i form (f.eks. rund, rektangulær, firkantet, oval) og størrelse (f.eks. lengde, diameter, veggtykkelse) langs enhver del av rørstrukturen. Derfor må en rørstruktur ha en elektrisk ledende del som strekker seg fra en første del av rørstrukturen til en annen del av rørstrukturen, hvor den første delen er plassert vekk fra den andre delen langs rørstrukturen.
Uttrykkene "første del" og "andre del" som brukt ovenfor er hver definert generelt for å benevne en del, seksjon, eller region av en rørstruktur som kan eller ikke kan strekke seg langs rørstrukturen, som kan være plassert på enhver ønsket plass langs rørstrukturen, og som kan eller ikke kan omkranse de mest nærliggende endene av rørstrukturen.
Uttrykket "modem" er benyttet generelt for å referere til enhver kommunikasjonsinnretning for å sende og/eller motta elektriske kommunikasjonssignaler via en elektrisk leder (dvs. metall). Derfor er uttrykket "modem" brukt her ikke begrenset til akronymet for en modulator (innretning som konverterer et stemmesignal eller datasignal inn i en form som kan bli sendt)/demodulator (en innretning som gjenvinner et originalt signal etter at det har modulert en høyfrekvensbærer). Videre er uttrykket "modem" brukt her ikke begrenset til konvensjonelle datamaskinsmodemer som konverterer digitale signaler til analoge signaler og motsatt (dvs. å sende digitalt datasignal over en analog telefonlinje). F.eks. hvis en sensor sender ut målinger i analogt format, trenger slike målinger kun å bli modulert (f.eks. spredtspektrummodulering) og sendt uten noen analog/digital konvertering. Som et annet eksempel, trenger et relé/slavemodem eller en kommunikasjonsinnretning kun å identifisere, filtrere, forsterke, og/eller gj ensende et signal mottatt.
Uttrykket "ventil" benyttet her refererer generelt til enhver innretning som fungerer for å regulere gjennomstrømningen av et fluid. Eksempler for ventiler omfatter, men er ikke begrenset til, belgtypegassløfteventiler og kontrollerbare gassløfteventiler, hvor hver kan bli benyttet til å regulere gjennomstrømningen av løftgass inn i en rørstreng til en borebrønn. Den interne og/eller eksterne virkemåte av ventiler kan variere stort, og i forliggende oppfinnelse, er det ikke tiltenkt å begrense ventilene beskrevet til noen spesiell konfigurasjon, så lenge ventilen har som funksjon å regulere gjennomstrømning. Noen av de forskjellige typene av gjennomstrømningsreguleringsmekanismer omfatter, men er ikke begrenset til, kuleventilkonfigurasjoner, nåleventilkonfigurasjoner, og sluseventilkonfigurasjoner. Fremgangsmåten for installasjon av ventiler beskrevet i foreliggende søknad kan variere stort.
Uttrykket "elektrisk kontrollerbar ventil" som brukt her refererer til en ventil (som beskrevet ovenfor) som kan bli åpnet, lukket, justert, endret, eller strupet kontinuerlig i et svar til et elektrisk kontrollsignal (f.eks., signal fra en overflatedatamaskin eller fra en nedhulls elektronisk kontrollerbar modul). Mekanismen som faktisk beveger ventilposisjonen kan omfatte, men er ikke begrenset til en elektrisk motor, en elektrisk servo, en elektrisk solenoide, en elektrisk bryter, en hydraulisk aktuator kontrollert av minst en elektrisk servo, elektrisk motor, elektrisk bryter, elektrisk solenoid, eller kombinasjoner derav, en pneumatisk aktuator kontrollert av minst en elektrisk servo, elektrisk motor, elektrisk bryter, elektrisk solenoid, eller kombinasjoner av disse, eller en fjærforbelastet innretning i kombinasjon med minst en elektrisk servo, elektrisk motor, elektrisk bryter, elektrisk solenoid, eller kombinasjoner av disse. En elektrisk kontrollerbar ventil kan eller kan ikke omfatte en posisjonstilbakemeldingssensor for å fremskaffe et tilbakemeldingssignal tilsvarende til den faktiske posisjon av ventilen.
Uttrykket "sensor" som brukt her refererer til enhver innretning som oppdager, bestemmer, overvåker, tar opp, eller på andre måter føler absolutte verdien av eller en endring i en fysisk kvantitet. En sensor som beskrevet her kan bli benyttet til å måle fysiske kvantiteter omfattende, men ikke begrenset til temperatur, trykk (både absolutt og differensialt), gjennomstrømningsrate, seismiske data, akustiske data, pH-nivå, salinitetsnivåer, ventilposisjoner, eller nesten enhver annen fysisk data.
Som benyttet i foreliggende søknad, "trådløs" betyr fravær av konvensjonell, insulert metalltrådleder f.eks. som strekker seg fra en nedhullsinnretning til overflaten. Ved å benytte røret og/eller kledningen som en leder er sett på som trådløs.
Frasen "på overflaten" som brukt her refererer til en plassering som er over ca. 50 fot vekk fra et underjordisk punkt. Med andre ord er frasen på overflaten ikke nødvendigvis ment å sitte på bakken på bakkenivå, men er brukt mer generelt for å referere til en plassering som er ofte lett eller konvensjonelt tilgjengelig ved et brønnhode hvor mennesker kan arbeide. F.eks., kan ved overflaten være på et bord i et arbeidsskur som er plassert på bakken ved borebrønnplattformen, det kan være på sjøbunnen eller en innsjøbunn, det kan være på en dyptgående oljeplattform, eller det kan være på hundrede etasje av en bygning. Uttrykket overflate kan også bli brukt her som et adjektiv for å benevne en plassering til en komponent eller en region som er plassert ved overflaten. F.eks., som brukt i denne teksten, en overflatedatamaskin vil være en datamaskin plassert på overflaten.
Uttrykket "nedhulls" som brukt her refererer til en plassering eller posisjon under 50 fot inn i jorden. Med andre ord, er nedhulls brukt generelt for å referere til en plassering som ofte ikke er lett eller konvensjonelt tilgjengelig fra et brønnhode hvor mennesker kan jobbe. F.eks. i en petroleumsborebrønn, er en nedhullsplassering ofte på eller i nærheten av en overflatepetroleumsproduksjonssone, uavhengig hvorvidt produksjonssonen er tilgjengelig vertikalt, horisontalt, vinklet, eller på enhver annen vinklet måte. Uttrykket nedhulls er også brukt her som et adjektiv for å beskrive plasseringen av en komponent eller en region. F.eks., en nedhullsinnretning i en borebrønn vil være en innretning plassert nedhulls, i motsetning til en som er plassert på overflaten.
Tilsvarende i henhold til konvensjonell terminologi til oljefeltpraksis er beskrivelsene øvre, nedre, opphull, og nedhull relative og refererer til distansen langs hulldybden fra overflaten, som i avvikende eller horisontale borebrønner kan eller kan ikke overensstemme med vertikal plassering målt i forhold til et målepunkt.
Figur 1 er en skjematisk tegning som viser en petroleumsproduksjonsborebrønn 20 i henhold til en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse. Borebrønnen 20 har en vertikal seksjon 22 og en sidegrenseksjon 26. Borebrønnen har et foringsrør 30 som strekker seg inne i borebrønnshullet og gjennom en formasjon 32, og et produksjonsrør 40 som strekker seg inne i borebrønnskledningen for å føre fluider fra nedhull til overflaten under produksjon. Derfor er petroleumsproduksjonsborebrønnen 20 vist i figur 1 lik til en konvensjonell borebrønn i konstruksjon, men med innkorporeringen av foreliggende oppfinnelse.
Den vertikale seksjonen 22 i denne utførelsen inkorporerer en gassløfteventil 42 og en øvre pakning 44 for å fremskaffe kunstig løft for fluider inne i røret 40. Imidlertid, som et alternativ, kan andre måter å fremskaffe kunstig løft bli innkorporert for å danne andre mulige utførelser (f.eks. stangpumping). Videre kan den vertikale delen 22 variere mange andre mulige utførelser. F.eks. i en forbedret form, kan den vertikale delen 22 inkorporere en eller flere elektriske kontrollerbare gassløfteventiler, en eller flere tilleggsinduksjonsspoler, og/eller en eller flere kontrollerbare pakninger omfattende elektriske kontrollerbare pakningsventiler, som beskrevet ytterligere i relaterte søknader.
Sidegrenseksjonen 26 til borebrønnen 20 strekker seg gjennom en petroleumsproduksjonssone 48 (f.eks. oljesonen) til formasjonen 32. Kledningen 30 i sidegrenseksjonen 26 er perforert for å tillate fluider fra produksjonssonen 48 til å flyte inn i kledningen. Figur 1 viser kun en lateral seksjon 26 men det kan være mange laterale grener til borebrønnen 20. Borebrønnkonifgurasjonen avhenger typisk av, minst delvis, på utseendet av produksjonssonen for en gitt formasjon.
Del av røret 40 strekker seg inn i den laterale seksjonen 26 og terminerer med en lukket ende 52 forbi produksjonssonen 48. Posisjonen av rørenden 52 med kledningen 30 er opprettholdt med en lateral pakning 54, som er en konvensjonell pakning. Røret 40 har en perforert seksjon 56 for fluidinntak fra produksjonssonen 48. I andre utførelser (ikke vist), kan røret 40 fortsette forbi produksjonssonen 48 (f.eks., til andre produksjonssoner), eller røret 40 kan termineres med en åpen ende for inntak av fluider. En elektrisk kontrollerbar nedhulls kjemisk injeksjonsinnretning 60 er tilkoplet inline på røret 40 i den laterale seksjonen 26 oppstrøms av produksjonssonen 48 og danner del av produksjonsrørsammenstillingen. Alternativt kan injeksjonsinnretningen 60 bli plassert høyere oppstrøms inne i den laterale seksjonen 26. Fordelen ved å plassere injeksjonsinnretningen 60 i nærheten til rørinntaket 56 ved produksjonssonen 48 er fordi det er en ønsket plassering for å injisere en spore (for å overvåke gjennomstrømningen i røret på denne produksjonssonen) eller for å injisere et skummiddel (for å forbedre gassløftprestasjonen). I andre mulige utførelser, kan injeksjonsinnretningen 60 være tilpasset til å kontrollerbart injisere et kjemikalie eller materiale på en posisjon på utsiden av røret 40 (f.eks., direkte inn i produksjonssonen 48, eller inn i en ringrom 62 inne i kledningen 30). En elektrisk kontrollerbar nedhulls kjemisk injeksjonsinnretning 60 kan også bli plassert i enhver nedhullsposisjon inne i borebrønnen hvor det er nødvendig.
En elektrisk krets er dannet ved å bruke forskjellige komponenter av borebrønnen 20. Energi for de elektriske komponentene i injeksjonsinnretningen 60 er fremskaffet fra overflaten ved å bruke røret 40 og kledningen 30 som elektriske ledere. Derfor, i en foretrukket utførelse, benyttes røret 40 som en rørstruktur og kledningen 30 blir benyttet som en elektrisk retur for å danne en elektrisk krets i en borebrønn 20. Videre er røret 40 og kledningen 30 benyttet som elektriske ledere for kommunikasjonssignaler mellom overflaten (f.eks. et overflatedatamaskinsystem) og nedhulls elektriske komponenter inne i den elektriske kontrollerbare nedhulls kjemiske injeksjonsinnretningen 60).
I figur 1, omfatter et overflatedatamaskinsystem 64 et mastermodem 66 og en kilde med tidsvarierende strøm 68. Men, som det vil være klart for en faglært, kan overflateutstyret variere. En første datamaskinterminal 71 til overflatedatamaskinsystemet 64 er elektrisk tilkoplet til røret 40 på overflaten, og overfører tidsvarierende elektrisk strøm inn i røret 40 når energi til og/eller kommunikasjon med nedhullsinnretningen er nødvendig. Strømkilden 68 fremskaffer elektrisk strøm, som bærer energi og kommunikasjonssignaler nedhulls. Den tidsvarierende elektriske strømmen er fortrinnsvis vekselstrøm (AC), men kan også være en varierende likestrøm (DC). Kommunikasjonssignalene kan bli generert av mastermodemet 66 og bakt inn i strømmen produsert av kilden 68. Fortrinnsvis er kommunikasjonssignalene et spredtspektrumsignal, men andre former for modulering eller forhåndsforvrengning kan bli benyttet i alternative løsninger.
En første induksjonsspole 74 er plassert rundt røret i den vertikale seksjonen 22 under plasseringen hvor den laterale seksjonen 26 strekker seg fra den vertikale seksjonen. En andre induksjonsspole 90 er plassert rundt røret 40 inne i den laterale seksjonen 26 i nærheten til injeksjonsinnretningen 60. Induksjonsspolen 74, 90 omfatter et ferromagnetisk materiale og er uten energi. Fordi spolene 74, 90 er plassert rundt røret 40, hver spole virker som en stor induktor til AC i borebrønnkretsen dannet med røret 40 og kledningen 30. Som beskrevet i detalj i relaterte søknader, fungerer spolene 74, 90 basert på deres størrelse (masse), geometri, og magnetiske egenskaper.
En isolert rørkopling 76 er innkorporert med brønnhodet til det elektriske insulerte røret 40 fra kledningen 30. Den første datamaskinterminalen 71 fra strømkilden 68 passerer gjennom en isolert forsegling 77 på hengelageret 88 og tilkoplet elektrisk til røret 40 under den isolerte rørkoplingen 76. En andre datamaskinterminal 72 av overflatedatamaskinsystemet 64 er elektrisk tilkoplet til kledningen 30 på overflaten. Dermed forhindrer isolatoren 79 ved rørkoplingen 76 en elektrisk kortslutning mellom røret 40 og kledningen 30 på overflaten. Som et alternativ til eller i tillegg til den isolerte rørkoplingen 76, kan en tredje induksjonsspole (ikke vist) være plassert rundt røret 40 over den elektriske tilkoplingsposisjonen for den første datamaskinterminalen 71 til røret, og/eller hengelageret 88 kan være et isolert hengelager (ikke vist) som har isolatorer for å elektrisk isolere røret 40 fra kledningen 30.
Den laterale pakningen 54 ved rørenden 52 inne i den laterale seksjonen 26 fremskaffer en elektrisk tilkopling mellom røret og kledningen 30 nedhulls under den andre spolen 90. En nedre pakning 78 i den vertikale seksjonen 22, som også er en konvensjonell pakning, fremskaffer en elektrisk tilkopling mellom røret 40 og kledningen 30 nedhulls under den første induksjonsspolen 74. Den øvre pakningen 44 til den vertikale seksjonen 22 har en elektrisk isolator 79 for å forhindre en elektrisk kortslutning mellom røret 40 og kledningen 30 ved den øvre pakningen. Forskjellige sentraliseringsenheter (ikke vist) som har elektriske isolatorer for å forhindre kortslutning mellom røret 40 og kledningen 30 kan bli innkorporert etter behov gjennom borebrønnen 20. Slik elektrisk isolering av den øvre pakningen 44 eller en sentraliseringsinnretning kan bli oppnådd på forskjellige måter åpenbart for en som er faglært. Den øvre og nedre pakningen 44, 78 fremskaffer hydraulisk isolasjon mellom hovedborehullet til den vertikale seksjonen 22 og det laterale borehullet til den laterale seksjonen 26. Figur 2 er et forstørret utsnitt som viser en del av den laterale seksjonen 26 i figur 1 med den elektriske kontrollerbare nedhulls kjemikalieinjeksjonsinnretningen 60. Injeksjonsinnretningen 60 omfatter en kommunikasjons- og kontrollmodul 80, en kjemikaliebeholder 82, og en elektrisk kontrollerbar kjemikalieinjektor 84. Fortrinnsvis er komponentene av en elektrisk kontrollerbar nedhulls kjemikalieinjeksjonsinnretning 60 alle oppbevart i en enkel, forseglet rørkapsling 86 sammen som en modul for å lette behandlingen og installasjonen, så vel som å beskytte komponentene fra omkringliggende miljø. Imidlertid, i andre utførelser av foreliggende oppfinnelse, kan komponentene av en elektrisk kontrollerbar nedhulls kjemikalieinjeksjonsinnretning 60 være separat (dvs., ingen rørkapsling 86) eller kombinert i andre nasjoner. En første innretningsterminal 91 til injeksjonsinnretningen 60 elektronisk tilkoplet mellom røret 40 på en kildeside 94 til den andre induksjonsspolen 90 og kommunikasjons- og kontrollmodulen 80. En andre innretningsterminal 92 til injeksjonsinnretningen 60 elektrisk tilkoplet mellom røret 40 på en elektrisk returside 96 av den andre induksjonsspolen 90 og kommunikasjons- og kontrollmodulen 80. Selv om den laterale pakningen 54 fremskaffer en elektrisk kopling mellom røret 40 på den elektriske returside 96 av den andre induksjonsspolen 90 og kledningen 30, kan den elektriske koplingen mellom røret og foringsrøret 30 bli utført på forskjellige måter, hvor noen kan bli sett i relaterte søknader, omfattende (men ikke begrenset til) en annen pakning (konvensjonell eller kontrollerbar), en ledende sentreringsenhet, ledende fluid i ringrommet mellom røret og foringsrøret, eller enhver kombinasjon av disse. Figur 3 er en forenklet elektrisk skjematisk tegning som illustrerer den elektriske kretsen dannet i borebrønnen 20 på figur 1. Ved betjening, er energi og/eller kommunikasjon overført inn til røret 40 ved overflaten via den første datamaskintermineringen 71 under den isolerte rørkoplingen 76. Tidsvarierende strøm er hindret fra å strømme fra røret 40 til kledningen 30 via hengelageret 88 på grunn av isolatorene 79 til den isolerende rørkoplingen 76. Imidlertid flyter den tidsvarierende strømmen fritt langs røret 40 inntil induksjonsspolene 74, 90 er møtt. Den første induksjonsspolen 74 fremskaffer en stor induktans som hemmer det meste av strømmen fra å flyte gjennom røret 40 ved den første induksjonsspolen. Tilsvarende fremskaffer den andre induksjonsspolen 90 en stor induktans som hemmer det meste av strømmen fra å strømme gjennom røret 40 ved den andre induksjonsspolen. Et voltpotensial dannes mellom røret 40 og kledningen 30 på grunn av induksjonsspolene 74, 90. Voltpotensialet danner også mellom røret 40 og kildesiden 94 av den andre induksjonsspolen 90 og røret 40 på den elektriske retursiden 96 av den andre induksjonsspolen 90. Fordi kommunikasjons- og kontrollmodulen 80 er elektronisk tilkoplet på tvers av voltpotensialet, er det meste av strømmen overført til røret 40 som ikke er blitt tatt på veien gjennom kommunikasjons- og kontrollmodulen 80, som fordeler og/eller dekoder energien og/eller kommunikasjonen for injeksjonsinnretningen 60. Etter å ha passert gjennom injeksjonsinnretningen 60, returnerer strømmen til overflatedatamaskinsystemet 64 via den laterale pakningen 54 og kledningen 30. Når strømmen er vekselstrøm, vil strømmen akkurat beskrevet også bli reversert gjennom borebrønnen 20 langs den samme banen.
Andre alternative måter å utvikle en elektrisk krets ved å bruke rørstruktur til en borebrønn og minst en induksjonsspole er beskrevet i de relaterte søknadene, hvor mange av dem kan bli benyttet i sammenheng med foreliggende oppfinnelse for å fremskaffe energi og/eller kommunikasjon til elektrisk drevne nedhullsinnretninger og for å danne andre utførelser av foreliggende oppfinnelse.
Med referanse til figur 2, omfatter kommunikasjons- og kontrollmodulen 80 et individuell adresserbart modem 100, energikondisjoneringskrets 102, et kontrollgrensesnitt 104, og et sensorgrensesnitt 106. Sensorer 108 inne i injeksjonsinnretningen 60 gjør målinger, slik som gjennomstrømningsrate, temperatur, trykk, eller konsentrasjon av sporingsmaterialer, og disse dataene er omkodet inne i kommunikasjons- og kontrollmodulen 80 og sendt med modemet 100 til overflatedatamaskinsystemet 64. Fordi modemet 100 til nedhullsinjeksjonsinnretningen 60 er individuelt adresserbare, kan mer enn en nedhullsinnretning bli installert og betjent uavhengig av de andre.
I figur 2 er den elektriske kontrollerbare kjemikalieinjektoren 84 elektrisk tilkoplet til kommunikasjons- og kontrollmodulen 80, og skaffer seg dermed energi og/eller kommunikasjon fra overflatedatamaskinsystemet 64 via kommunikasjons- og kontrollmodulen 80. Kjemikaliebeholderen 82 er i fluidkommunikasjon med kjemikalieinjektoren 84. Kjemikaliebeholderen 82 er et uavhengig kjemikaliereservoar som lagrer og tilfører kjemikalier for injisering inn i gjennomstrømningen via kjemikalieinjektoren. Kjemikaliebeholderen 82 i figur 2 er ikke tilført med et kjemikalietilførselsrør som strekker seg fra overflaten. Derfor kan størrelsen av kjemikaliebeholderen variere avhengig av volumet av kjemikaliene nødvendig for å injisere inn i borebrønnen. Faktisk kan størrelsen av kjemikaliebeholderen 82 være ganske stor hvis plassert i "rottehullet" til borebrønnen. Kjemikalieinjektoren 84 i en foretrukket utførelse omfatter en elektrisk motor 110, en skruemekanisme 112, og en dyse 114. Den elektriske motoren 110 er elektrisk tilkoplet til og mottar bevegelseskommandosignaler fra kommunikasjons- og kontrollmodulen 80. Dysen 114 strekker seg inn i kjernen 116 av røret 40 og fremskaffer en fluidpassasje fra kjemikaliebeholderen 82 til det indre av produksjonsrøret 116. Skruemekanismen 112 er mekanisk koplet til den elektriske motoren 110. Skruemekanismen 112 er brukt for å skyve kjemikaliene ut av beholderen 82 og inn i det indre av produksjonsrøret 116 via dysen 114 som et svar til en rotasjonsbevegelse til den elektriske motoren 110. Fortrinnsvis er den elektriske motoren 110 en steppemotor, og dermed fremskaffer en kjemisk injeksjon i gradvise mengder.
Ved betjening, passerer fluidstrømmen fra produksjonssonen 48 gjennom kjemikalieinjeksjonsinnretningen 60 idet den strømmer gjennom røret 40 til overflaten. Kommandoer fra overflatedatamaskinsystemet 64 er sendt nedhulls og mottatt av modemet 100 til kommunikasjons- og kontrollmodulen 80. Inne i injeksjonsinnretningen 60 er kommandoene dekodet og sendt fra modemet 100 til kontrollgrensesnittet 104. Kontrollgrensesnittet 104 deretter kommanderer den elektriske motoren 110 til å betjene og injisere den spesifiserte kvantiteten av kjemikalier fra beholderen 82 inn i fluidstrømmen i røret 40. Dermed injiserer kjemikalieinjeksjonsinnretningen 60 en kjemikalie inn i fluidstrømmen som flyter inne i røret 40 som et svar til kommandoen fra overflatedatamaskinsystemet 64 via kommunikasjons- og kontrollmodulen 80. I tilfelle med et skummiddel, er skummiddelet injisert inn i røret 40 av kjemikalieinjeksjonsinnretningen 60 etter behov for å forbedre gjennomstrømningen og/eller løftkarakteristikkene til borebrønnen 20.
For en faglært vil det være klart at det mekaniske og elektriske arrangementet og konfigurasjonen til komponentene inne i den elektrisk kontrollerbare kjemikalieinjeksjonsinnretningen 60 kan variere men samtidig utføre den samme funksjonen, nemlig fremskaffe elektrisk kontrollerbar kjemikalieinjeksjon nedstrøms. F.eks., kan innholdet av kommunikasjons- og kontrollmodulen 80 være så enkel som en metalltrådtilkoplingsterminal for å distribuere elektriske tilkoplinger fra røret 40, eller den kan være veldig kompleks omfattende (men ikke begrenset til) et modem, et ladbart batteri, en energiomformer, en mikroprosessor, en minnelagringsinnretning, et dataervervelseskort, og et bevegelseskontrollkort.
Figurene 4A til 4G illustrerer noen mulige variasjoner av kjemikaliebeholderen 82 og kjemikalieinjektoren 84 som kan bli inkorporert i foreliggende oppfinnelse for å danne andre mulige utførelser. I figur 4A, omfatter kjemikalieinjektoren 84 et trykksatt gassreservoar 118, en trykkregulator 120, en elektrisk kontrollerbar ventil 122, og en dyse 114. Det trykksatte gassreservoaret 118 er tilkoplet fluidmessig til kjemikaliebeholderen 82 via trykkregulatoren 120, og dermed tilfører et stort sett konstant gasstrykk til kjemikaliebeholderen. Kjemikaliebeholderen 82 har en blære 124 som inneholder kjemikaliene. Trykkregulatoren 120 regulerer gjennomstrømningen av trykksatt gass tilført fra det trykksatte gassreservoaret 118 inn i kjemikaliebeholderen 82, men på utsiden av blæren 124. Imidlertid, kan trykkregulatoren 120 bli erstattet med en elektrisk kontrollerbar ventil. Den trykksatte gassen utøver trykk på blæren 124 og dermed på kjemikaliene inne i denne. Den elektrisk kontrollerbare ventilen 122 regulerer og kontrollerer gjennomstrømningen av kjemikalier gjennom dysen 114 og inn i det indre av produksjonsrøret 116. Fordi kjemikaliene på innsiden av blæren 124 er trykksatt med gassen fra det trykksatte gassreservoaret 118, er kjemikaliene tvunget ut av dysen 114 når den elektrisk kontrollerbare ventilen 122 er åpnet.
I figur 4B, er kjemikaliebeholderen 82 delt i to volumer 126, 128 med en blære 124, som fungerer som en separator mellom de to volumene 126, 128. Et første volum 126 inne i blæren 124 inneholder kjemikalien, og et andre volum 128 inne i kjemikaliebeholderen 82, men på utsiden av blæren inneholder trykksatt gass. Dvs. at beholderen 82 er trykksatt og den trykksatte gassen utøver trykk på kjemikaliene inne i blæren 124. Kjemikalieinjektoren 84 omfatter en elektrisk kontrollerbar ventil 122 og en dyse 114. Den elektrisk kontrollerbare ventilen 122 er elektrisk tilkoplet til og kontrollert av kommunikasjons- og kontrollmodulen 80. Den elektrisk kontrollerbare ventilen 122 regulerer og kontrollerer gjennomstrømningen av kjemikalier gjennom dysen 114 og inn i det indre av produksjonsrøret 116. Kjemikaliene er tvunget ut av dysen 114 på grunn av gasstrykket når den elektriske kontrollerbare ventilen 122 er åpnet.
Utførelsen vist i figur 4C er tilsvarende til den i figur 4B, men trykket på blæren 124 er fremskaffet av et fjærelement 130. Videre i figur 4C, kan blæren være unødvendig hvis det er en bevegelig pakning (f.eks. stempel med pakning) mellom fjærelementet 130 og kjemikaliene inne i kjemikaliebeholderen 82. En faglært vil se at det kan være mange variasjoner til den mekaniske konstruksjonen av kjemikaliinjektoren 84 og med bruken av et fjærelement for å fremskaffe trykk på kjemikaliet.
I figur 4D, er kjemikaliebeholderen 82 en trykksatt flaske som inneholder et kjemikalie som er en trykksatt fluid. Kjemikalieinjektoren 84 inneholder en elektrisk kontrollerbar ventil 122 og en dyse 114. Den elektrisk kontrollerbare ventilen 122 regulerer og kontrollerer gjennomstrømningen av kjemikalier gjennom dysen 114 og inn i det indre av produksjonsrøret 116. Fordi kjemikaliene på innsiden av flasken 82 er trykksatt, er kjemikaliene tvunget ut av dysen 114 når den elektriske kontrollerbare ventilen 122 er åpnet.
I figur 4E, har kjemikaliebeholderen 82 en blære 124 som inneholder et kjemikalie. Kjemikalieinjektoren 84 omfatter en pumpe 134, en enveis ventil 136, en dyse 114, og en elektrisk motor 110. Pumpen 134 er drevet av den elektriske motor 110, som er elektrisk tilkoplet til og kontrollert av kommunikasjons- og kontrollmodulen 80. Enveisventilen 136 forhindrer tilbakestrømning inn i pumpen 134 og blæren 124. Pumpen 134 driver kjemikaliene ut av blæren 124, gjennom enveisventilen 136, ut av dysen 114, og inn i det indre av produksjonsrøret 116. Bruken av kjemikalieinjektoren 84 i figur 4E kan derfor være fordelaktig i tilfeller hvor kjemikaliereservoaret eller beholderen 82 er vilkårlig formet for å maksimere volumet av kjemikalier holdt inne i den for en gitt konfigurasjon fordi kjemikaliebeholderkonfigurasjonen ikke er avhengig av den implementerte konfigurasjonen til kjemikalieinjektoren 84.
Figur 4F viser en utførelse av foreliggende oppfinnelse hvor et kjemisk tilførselsrør 138 er rutet nedhulls til kjemikalieinjeksjonsinnretningen 60 fra overflaten. En slik utførelse kan bli benyttet i tilfelle hvor det er behov for å injisere store kvantiteter av kjemikalier inn i det indre av produksjonsrøret 116. Kjemikaliebeholderen 82 i figur 4F fremskaffer både en fluidpassasje som kopler kjemikalietilførselsrøret 138 til kjemikalieinjektoren 84, og et kjemikaliereservoar for å lagre noe kjemikalier nedhulls. Nedhullsbeholderen 82 kan også være kun en fluidpassasje eller kopling (ikke reservoarvolum) mellom kjemikalietilførselsrøret 138 og kjemikalieinjektoren 84 for å overføre bulkinjeksjonsmateriale fra overflaten etter behov.
Som eksemplene i figurene 4A til 4F illustrerer, er det mange mulige variasjoner for kjemikaliebeholderen 82 og kjemikalieinjektoren 84. En faglært vil kunne se at mange flere variasjoner for å utføre funksjonene med tilførsel, lagring, og/eller oppbevare et kjemikalie nedhulls i kombinasjon med kontrollerbar injisering av kjemikalien inn i det indre av produksjonsrøret 116 som en respons til et elektrisk signal. Variasjoner (ikke vist) på kjemikalieinjektoren 84 kan videre omfatte (men er ikke begrenset til) et venturirør på dysen, fremskaffe trykk på blæren med en turboinnretning som trekker ut rotasjonsenergi fra fluidgjennomstrømningen i røret, trekke ut trykk fra andre regioner av formasjonen rutet via et rør, enhver mulig kombinasjon av delene i figurene 4A til 4F, eller enhver kombinasjon av disse.
Kjemikaliinjeksjonsinnretningen 60 trenger ikke å injisere kjemikalier inn i det indre av produksjonsrøret 116. Med andre ord kan en kjemikalieinjeksjonsinnretning bli tilpasset for å kontrollerbart injisere en kjemikalie inn i formasjonen 32, inn i kledningen 30, eller direkte inn i produksjonssonen 48. Videre kan en rørforlengelse (ikke vist) strekke seg fra kjemikalieinjektordysen til en region lengre unna kjemikalieinjeksjonsinnretningen (f.eks. lengre nedhulls, eller dypt inne i produksjonssonen).
Kjemikalieinjeksjonsinnretningen 60 kan videre omfatte andre komponenter for å danne andre mulige utførelser av foreliggende oppfinnelse, omfattende (men ikke begrenset til) en sensor, et modem, en mikroprosessor, en logisk krets, en elektrisk kontrollerbar rørventil, et mangfold av kjemiske reservoarer (som kan inneholde forskjellige kjemikalier), eller enhver kombinasjon av disse. Kjemikaliene injisert kan være faste, væsker, gass, eller en blanding av disse. Kjemikaliene injisert kan være en enkelkomponent, flere komponenter eller en kompleks utforming. Videre kan det være mange kontrollerbare kjemikalieinjeksjonsinnretninger for en eller flere laterale seksjoner, hvor hver kan være uavhengig adresserbar, adresserbar som en gruppe, eller jevnt adresserbart fra overflatedatamaskinsystemet 64. Som et alternativ til å være kontrollert av overflatedatamaskinsystemet 64, kan nedhulls elektriske kontrollerbare injeksjonsinnretningen 60 være kontrollert av elektronikk innebygd eller av andre nedhullsinnretninger. Tilsvarende kan den nedhulls elektriske kontrollerbare injeksjonsinnretningen 60 kontrollere og/eller kommunisere med andre nedhullsinnretninger. I en utførelse av en elektrisk kontrollerbar kjemisk injeksjonsinnretning 60, kan det være en eller flere sensorer 108, hver tilpasset til å måle en fysisk kvalitet slik som (men ikke begrenset til) absolutt trykk, differensialtrykk, fluidtetthet, fluidviskositet, akustisk transmisjon eller refleksjonsegenskaper, temperatur, eller kjemisk sammensetning.
Ved gjennomgang av relaterte søknader, vil en som er faglært kunne se at det kan være andre elektriske kontrollerbare nedhullsinnretninger, så vel som et antall induksjonsspoler, omfattet i en borebrønn for å danne andre mulige utførelser av foreliggende oppfinnelse. Slike andre elektrisk kontrollerbare nedhullsinnretninger omfatter (men er ikke begrenset til) en eller flere kontrollerbare pakninger som har elektriske kontrollerbare pakningsventiler, en eller flere elektriske kontrollerbare gassløfteventiler, en eller flere modemer, en eller flere sensorer, en mikroprosessor, en logisk krets, en eller flere elektrisk kontrollerbare rørventiler for å kontrollere gjennomstrømning fra forskjellige laterale grener, og andre elektroniske komponenter etter behov.
Foreliggende oppfinnelse kan også bli benyttet til andre typer av borebrønner (andre enn petroleumsborebrønner), slik som en vannproduksjonsborebrønn.
Det vil bli satt pris på av en faglært at oppfinnelsen fremskaffer en petroleumsproduksjonsborebrønn som har minst en elektrisk kontrollerbar kjemisk injeksjonsinnretning, så vel som fremgangsmåter for å benytte slike innretninger til å overvåke og/eller forbedre borebrønnproduksjonen. Det burde bli forstått at tegningene og detaljene beskrevet her bør bli sett på som illustrative istedenfor på en begrensende måte, og er ikke tiltenkt å begrense oppfinnelsen til spesielle former og eksempler vist. Istedenfor omfatter oppfinnelsen enhver videre modifikasjon, endring, erstatninger, alternativer, konstruksjons valg, og utførelser opplagt for en faglært, uten å fravike omfanget av denne oppfinnelsen, som definert av de påfølgende krav. Det er tiltenkt at de påfølgende krav skal bli forstått slik at de omfatter alle slike videre modifikasjoner, endringer, erstatninger, alternativer, konstruksjonsvalg, og utførelser.
Claims (41)
1. Et kjemisk injeksjonssystem for bruk i en borebrønn (20), karakterisert ved en strømimpedansinnretning (74,90) som er generelt konfigurert til å bli plassert rundt en del av en rørstruktur (30,40) av den nevnte borebrønnen for å tilføre et tidsvarierende elektrisk signal sendt gjennom og langs den nevnte rørstrukturen (30,40), og en elektrisk kontrollerbar kjemisk injeksjonsinnretning (60) tilpasset til å bli elektrisk tilkoplet til den nevnte rørstrukturen (30,40), tilpasset til å få strøm ved et elektrisk signal, og tilpasset for å skyve ut et kjemikalie som en respons til et elektrisk signal.
2. Et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved at rørstrukturen omfatter minst en del av et produksjonsrør (40) til den nevnte borebrønnen (20).
3. Et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved at rørstrukturen omfatter minst en del av et foringsrør (30).
4. Et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved at den nevnte injeksjonsinnretningen (60) omfatter en elektrisk motor og en kommunikasjons-og kontrollmodul (80), hvor den nevnte elektriske motoren er elektrisk tilkoplet til og tilpasset til å bli kontrollert av den nevnte kommunikasjons- og kontrollmodulen (80).
5. Et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved at nevnte injeksjonsinnretning (60) omfatter en elektrisk kontrollerbar ventil og en kommunikasjons- og kontrollmodul (80), hvor den nevnte elektriske kontrollerbare ventilen er elektrisk tilkoplet til og tilpasset til å bli kontrollert av den nevnte kommunikasjons- og kontrollmodulen (80).
6. Et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved at nevnte injeksjonsinnretning (60) omfatter et kjemikali ereservoar (82) og en kjemikalieinjektor (84), hvor nevnte kjemikaliereservoar (82) er i fluidkommunikasjon med den nevnte kjemikalieinjektoren (84), og den nevnte kjemikalieinjektoren (84) er tilpasset til å skyve ut fra den nevnte injeksjonsinnretningen (60) kjemikalier innenfra det nevnte kjemikaliereservoaret (82) som en respons til det nevnte elektriske signal.
7. Et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved at det nevnte elektriske signalet er et energisignal.
8. Et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved at det nevnte elektriske signalet er et kommunikasjonssignal.
9. Et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved at det nevnte elektriske signalet er et kontrollsignal fra et overflatedatamaskinsystem (64).
10. En petroleumsborebrønn for å produsere hydrokarboner, som er ustyrt med et kjemikalieinjeksjonssystem i henhold til krav 1, karakterisert ved en rørstruktur (30,40) plassert inne i borehullet (20) av borebrønnen, en kilde for tidsvarierende strøm (68) elektrisk tilkoplet til den nevnte rørstrukturen (30, 40), en induksjonsspole (74,90) plassert rundt en del av den nevnte rørstrukturen (30, 40), en elektrisk kontrollerbar kjemisk injeksjonsinnretning (60) koplet til den nevnte rørstrukturen (30, 40) nedhulls i borehullet for å motta energi og kommunikasjonssignaler via den nevnte tidsvarierende strømmen og konfigurert for å injisere kjemikalier.
11. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at nevnte induksjonsspole (74, 90) er uten energi og består av ferromagnetisk materiale, slik at den nevnte induksjonsspolen fungerer basert på sin størrelse, geometri, avstands forhold til den nevnte rørstruktur (30, 40), og magnetiske egenskaper.
12. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at nevnte rørstruktur (30, 40) omfatter minst en del av et produksjonsrør (40), og en elektrisk retur omfattende minst en del av et foringsrør (30).
13. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at nevnte rørstruktur (30, 40) omfatter minst en del av en borebrønnskledning (30).
14. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at nevnte kjemikalieinjeksjonsinnretning (60) omfatter en elektrisk kontrollerbar ventil.
15. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at nevnte kjemikalieinjeksjonsinnretning (60) omfatter en elektrisk motor.
16. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at nevnte kjemikalieinjeksjonsinnretning (60) omfatter et modem.
17. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at nevnte kjemikalieinjeksjonsinnretning (60) omfatter et kjemikaliereservoar (82).
18. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 17, karakterisert ved at nevnte kjemikaliereservoar (82) er plassert for å injisere kjemikalier inn i rørstrukturen (30,40).
19. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at den nevnte kjemikalieinjeksjonsinnretningen (60) omfatter en sensor.
20. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 10, karakterisert ved at rørstrukturen (30, 40) omfatter et foringsrør (30) som strekker seg inne i et borehull av nevnte borebrønn (20), og et produksjonsrør (40) som strekker seg inne i den nevnte kledningen (30); en kilde for tidsvarierende signaler (68) plassert på overflaten, hvor nevnte signalkilde er elektrisk tilkoplet til, og tilpasset til å sende ut et tidsvarierende signal inn i, til minst et av de nevnte rør (40) og de nevnte kledninger (30), og en nedhulls kjemikalieinjeksjonsinnretning (60) som omfatter en kommunikasjons- og kontrollmodul (80), en kjemikaliebeholder (82), og en elektrisk kontrollerbar kjemisk injektor (84), hvor nevnte kommunikasjons- og kontrollmodul (80) er elektrisk tilkoplet til minst et av de nevnte rørene (40) og de nevnte kledningene (30) for å motta tidsvarierende signaler derfra, hvor nevnte kjemikalieinjektor (84) er elektrisk tilkoplet til den nevnte kommunikasjons- og kontrollmodulen (80), og nevnte kjemikaliebeholder (82) er i fluidkommunikasjon med den nevnte kjemikalieinjektoren (84).
21. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte kjemikalieinjektor (84) omfatter en elektrisk motor, en skruemekanisme, og en dyse, hvor nevnte elektriske motor er elektrisk tilkoplet til den nevnte kommunikasjons- og kontrollmodulen, hvor nevnte skruemekanisme er mekanisk koplet til nevnte elektriske motor, hvor nevnte dyse strekker seg inn i kjernen av nevnte rør, hvor nevnte dyse fremskaffer en fluidpassasje mellom nevnte kjemikaliebeholder (82) og nevnte indre av produksjonsrøret, og nevnte skruemekanisme er tilpasset til å drive fluid ut av nevnte kjemikaliebeholder (82) og inn i det nevnte indre av produksjonsrøret via nevnte dyse som en respons til en rotasjonsbevegelse av nevnte elektriske motor.
22. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte kjemikalieinjektor (84) omfatter en gassbeholder fylt med en trykksatt gass, en trykkregulator, en elektrisk kontrollerbar ventil, og en dyse, og hvor det indre av nevnte kjemikaliebeholder (82) omfatter en separator som danner et første volum for å oppbevare et kjemikalie og et andre volum, hvor nevnte gassbeholder er i fluidkommunikasjon med nevnte andre kjemikaliebeholders innvendige volum via nevnte trykkregulator slik at trykksatt gass kan bli i nevnte andre volum og på utsiden av nevnte første volum for å utøve trykk på nevnte kjemikalier i nevnte første volum, hvor nevnte elektriske kontrollerbare ventil er elektrisk tilkoplet til nevnte kommunikasjons- og kontrollmodul (80) for å motta energi og kontrollkommandosignaler derfra, og hvor nevnte elektriske kontrollerbare ventil er tilpasset til å regulere og kontrollere en gjennomstrømning av nevnte kjemikalier fra nevnte første volum gjennom nevnte dyse og inn i det indre av produksjonsrøret.
23. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte kjemikaliebeholder (82) omfatter en separator som deler den nevnte kjemikaliebeholderen innvendig i to volumer, og hvor nevnte kjemikalieinjektor omfatter en elektrisk kontrollerbar ventil og en dyse, hvor det første volumet av nevnte kjemikaliebeholder inneholder et kjemikalie, og andre volum av nevnte kjemikaliebeholder inneholder en trykksatt gass slik at nevnte gass utøver trykk på nevnte kjemikalie i nevnte første volum, hvor nevnte elektriske kontrollerbare ventil er elektrisk tilkoplet til og kontrollert av nevnte kommunikasjons- og kontrollmodul (80), og nevnte første volum er i fluidkommunikasjon til det indre av nevnte rør via nevnte elektriske kontrollerbare ventil og via nevnte dyse.
24. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte kjemikaliebeholder (82) omfatter en separator som deler det indre av nevnte kjemikaliebeholder i to volumer, og hvor nevnte kjemikalieinjektor omfatter en elektrisk kontrollerbar ventil og en dyse, hvor første volum av nevnte kjemikaliebeholder inneholder et kjemikalie, det andre volumet av nevnte kjemikaliebeholder inneholder et fjærelement slik at nevnte fjærelement utøver en kraft på nevnte kjemikalie i nevnte første volum, hvor nevnte elektriske kontrollerbare ventil er elektrisk tilkoplet til og kontrollert av nevnte kommunikasjons- og kontrollmodul (80), og nevnte første volum er i fluidkommunikasjon til det indre av nevnte rør (40) via nevnte elektriske kontrollerbare ventil og via nevnte dyse.
25. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte kjemikaliebeholder (82) er tilpasset til å holde et trykksatt kjemikalie og hvor nevnte kjemikalieinjektor (60) omfatter en elektrisk kontrollerbar ventil og en dyse, hvor nevnte elektriske kontrollerbare ventil er elektrisk tilkoplet til og kontrollert av nevnte kommunikasjons- og kontrollmodul, hvor nevnte dyse strekker seg inn i det indre av nevnte rør (40), hvor nevnte kjemikaliebeholder (82) er i fluidkommunikasjon med det nevnte indre av produksjonsrøret via nevnte elektriske kontrollerbare ventil og via nevnte dyse.
26. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte kjemikalieinjektor (60) omfatter en elektrisk motor, en pumpe, en enveisventil, og en dyse, hvor nevnte elektriske motor er elektrisk tilkoplet til og er kontrollert av nevnte kommunikasjons- og kontrollmodul (80), hvor nevnte pumpe er mekanisk koplet til nevnte elektriske motor, hvor nevnte dyse strekker seg inn i kjernen av nevnte rør (40), hvor nevnte kjemiske beholder er i fluidkommunikasjon med det nevnte indre av produksjonsrøret via nevnte pumpe, via nevnte enveisventil, og via nevnte dyse.
27. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved å omfatte et kjemikalie tilførselsrør som strekker seg fra overflaten til nedhull kjemikalieinjeksjonsinnretningen (60), hvor nevnte kjemikaliebeholder omfatter en fluidpassasje i fluidkommunikasjon med nevnte kjemikalietilførselsrør til kjernen av nevnte rør via nevnte kjemikalieinjektor.
28. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 27, karakterisert ved at nevnte kjemikaliebeholder (82) videre omfatter en kjemikaliereservoardel.
29. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte kjemikaliebeholder (82) omfatter et fullstendig nedhullsfluidreservoar tilpasset til å tilføre et kjemikalie for nevnte nedhulls kjemikalieinjeksjonsinnretning (60).
30. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved å omfatte en energifri induksjonsspole (74, 90) som omfatter et ferromagnetisk materiale.
31. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at kjemikaliebeholderen (82) er konfigurert for å spre kjemikalier inn i minst et av enten røret (40) eller kledningen (30).
32. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at kjemikaliebeholderen (82) er konfigurert for å spre kjemikalier inn i formasjonen eksternt til kledningen (30).
33. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte nedhullsinjeksjonsinnretning (60) videre omfatter en sensor, hvor nevnte sensor er elektrisk tilkoplet til nevnte kommunikasjons- og kontrollmodul (80).
34. En petroleumsborebrønn i henhold til krav 20, karakterisert ved at nevnte kommunikasjons- og kontrollmodul (80) omfatter et modem.
35. En fremgangsmåte for å betjene en petroleumsborebrønn, karakterisert ved å fremskaffe en rørstruktur (30, 40), fremskaffe et nedhulls kjemikalieinjeksjonssystem (60) for nevnte borebrønn (20) tilkoplet nedhulls til nevnte rørstruktur (30, 40), sende et AC signal på rørstrukturen (30, 40) for å gi energi og kommunisere med nedhulls kjemikalieinjeksjonssystem (60), og kontrollert å injisere et kjemikalie som en respons til et AC signal under bruk.
36. En fremgangsmåte i henhold til krav 35, karakterisert ved at nevnte borebrønn (20) er en gassløftebrønn og nevnte kjemikalie omfatter et skummiddel, og videre omfatter steget med å forbedre effektiviteten av kunstig løft av nevnte petroleumsproduksjon med nevnte skummiddel.
37. En fremgangsmåte i henhold til krav 35, karakterisert ved at nevnte kjemikalie omfatter et parafinløsemiddel og rørstrukturen omfatter rør, og videre omfatter steget med å hindre avleiring av materiale på innsiden av nevnte rør.
38. En fremgangsmåte i henhold til krav 35, karakterisert ved at nevnte kjemikalie omfatter et overflateaktivt stoff, og videre omfatter steget med å forbedre en gjennomstrømningskarakteristikk av nevnte gjennomstrømningsstrøm.
39. En fremgangsmåte i henhold til krav 35, karakterisert ved at nevnte kjemikalie omfatter en korrosjonsinhibitor, og videre omfatter steget med å forhindre korrosjon i nevnte borebrønn (20).
40. En fremgangsmåte i henhold til krav 35, karakterisert ved at nevnte kjemikalie omfatter skallinhibitorer, og videre omfatter steget med å redusere avskalling i nevnte borebrønn (20).
41. En fremgangsmåte i henhold til krav 35, karakterisert ved at nevnte kjemikalie omfatter fraktureringsfluid og videre omfatter steget med å injisere nevnte fraktureringsfluid inn i formasjonen rundt nevnte borebrønn (20).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US18638100P | 2000-03-02 | 2000-03-02 | |
PCT/US2001/006951 WO2001065055A1 (en) | 2000-03-02 | 2001-03-02 | Controlled downhole chemical injection |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20024136D0 NO20024136D0 (no) | 2002-08-30 |
NO20024136L NO20024136L (no) | 2002-11-01 |
NO325380B1 true NO325380B1 (no) | 2008-04-14 |
Family
ID=22684724
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20024136A NO325380B1 (no) | 2000-03-02 | 2002-08-30 | Kontrollert nedhulls kjemisk injeksjon |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6981553B2 (no) |
EP (1) | EP1259701B1 (no) |
AU (2) | AU4341301A (no) |
BR (1) | BR0108881B1 (no) |
CA (1) | CA2401681C (no) |
DE (1) | DE60119898T2 (no) |
MX (1) | MXPA02008577A (no) |
NO (1) | NO325380B1 (no) |
OA (1) | OA12225A (no) |
RU (1) | RU2258805C2 (no) |
WO (1) | WO2001065055A1 (no) |
Families Citing this family (79)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1276967B1 (en) | 2000-04-24 | 2006-07-26 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | A method for treating a hydrocarbon containing formation |
US7004251B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-02-28 | Shell Oil Company | In situ thermal processing and remediation of an oil shale formation |
AU2002353888B1 (en) * | 2001-10-24 | 2008-03-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor |
CA2503394C (en) * | 2002-10-24 | 2011-06-14 | Shell Canada Limited | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
US20040084186A1 (en) * | 2002-10-31 | 2004-05-06 | Allison David B. | Well treatment apparatus and method |
CA2524689C (en) | 2003-04-24 | 2012-05-22 | Shell Canada Limited | Thermal processes for subsurface formations |
CA2476575C (en) * | 2003-08-05 | 2012-01-10 | Stream-Flo Industries Ltd. | Method and apparatus to provide electrical connection in a wellhead for a downhole electrical device |
US7552762B2 (en) * | 2003-08-05 | 2009-06-30 | Stream-Flo Industries Ltd. | Method and apparatus to provide electrical connection in a wellhead for a downhole electrical device |
CA2563585C (en) | 2004-04-23 | 2013-06-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Reducing viscosity of oil for production from a hydrocarbon containing formation |
US7311144B2 (en) * | 2004-10-12 | 2007-12-25 | Greg Allen Conrad | Apparatus and method for increasing well production using surfactant injection |
US7243726B2 (en) * | 2004-11-09 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing a flow through a well pump |
US20060185840A1 (en) * | 2005-02-23 | 2006-08-24 | Conrad Greg A | Apparatus for monitoring pressure using capillary tubing |
US7860377B2 (en) | 2005-04-22 | 2010-12-28 | Shell Oil Company | Subsurface connection methods for subsurface heaters |
WO2006116078A1 (en) | 2005-04-22 | 2006-11-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Insulated conductor temperature limited heater for subsurface heating coupled in a three-phase wye configuration |
ATE499428T1 (de) | 2005-10-24 | 2011-03-15 | Shell Int Research | Verfahren zur filterung eines in einem in-situ- wärmebehandlungsprozess erzeugten flüssigkeitsstroms |
EA200600722A1 (ru) * | 2006-02-01 | 2006-10-27 | Рафаил Минигулович Минигулов | Способ и система для ввода ингибитора гидратообразования при добыче и подготовке углеводородного сырья к транспортировке и хранению |
RU2455381C2 (ru) | 2006-04-21 | 2012-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Высокопрочные сплавы |
RU2460871C2 (ru) | 2006-10-20 | 2012-09-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ in situ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАГРЕВАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ С ЗАМКНУТЫМ КОНТУРОМ |
CA2684437C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ heat treatment of a tar sands formation after drive process treatment |
RU2465624C2 (ru) * | 2007-10-19 | 2012-10-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Регулируемый трансформатор с переключаемыми ответвлениями |
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 |
US20090209679A1 (en) * | 2008-02-14 | 2009-08-20 | Conocophillips Company | Core-shell flow improver |
US20090260823A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Robert George Prince-Wright | Mines and tunnels for use in treating subsurface hydrocarbon containing formations |
GB2462480B (en) * | 2008-06-07 | 2012-10-17 | Camcon Ltd | Gas injection control devices and methods of operation thereof |
WO2010045098A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Circulated heated transfer fluid systems used to treat a subsurface formation |
WO2010118315A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Shell Oil Company | Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations |
US8430162B2 (en) * | 2009-05-29 | 2013-04-30 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous downhole scale monitoring and inhibition system |
US8607868B2 (en) | 2009-08-14 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Composite micro-coil for downhole chemical delivery |
US8136594B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-03-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command |
US9103199B2 (en) | 2009-12-31 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for pumping a fluid and an additive from a downhole location into a formation or to another location |
US8602658B2 (en) * | 2010-02-05 | 2013-12-10 | Baker Hughes Incorporated | Spoolable signal conduction and connection line and method |
US8397828B2 (en) * | 2010-03-25 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Spoolable downhole control system and method |
US9127538B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Methodologies for treatment of hydrocarbon formations using staged pyrolyzation |
US8820406B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-02 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with conductive material in wellbore |
US9127523B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8905128B2 (en) * | 2010-07-20 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Valve assembly employable with a downhole tool |
GB2484692B (en) * | 2010-10-20 | 2016-03-23 | Camcon Oil Ltd | Fluid injection device |
US8910714B2 (en) * | 2010-12-23 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the downhole temperature during fluid injection into oilfield wells |
RU2446272C1 (ru) * | 2011-01-31 | 2012-03-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Устройство для дозированной подачи реагента в скважину |
US20120292044A1 (en) * | 2011-02-03 | 2012-11-22 | Patel Dinesh R | Telemetric chemical injection assembly |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
RU2472922C1 (ru) * | 2011-07-12 | 2013-01-20 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Устройство для подачи реагента в скважину |
GB2510502C (en) * | 2011-09-08 | 2019-07-17 | Equinor Energy As | A method and an arrangement for controlling fluid flow into a production pipe |
CN103958824B (zh) | 2011-10-07 | 2016-10-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于加热地下地层的循环流体系统的热膨胀调节 |
AU2012367826A1 (en) | 2012-01-23 | 2014-08-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
AU2012367347A1 (en) | 2012-01-23 | 2014-08-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
RU2493359C1 (ru) * | 2012-03-22 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Насосная пакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов |
EA201400316A1 (ru) * | 2012-04-11 | 2014-09-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Виатех" | Комплекс оборудования для добычи высоковязкой нефти |
US20140000889A1 (en) * | 2012-06-28 | 2014-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Wireline flow through remediation tool |
MX359317B (es) * | 2012-09-26 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services Inc | Metodo de colocacion de manometros distribuidos a traves de filtros. |
GB2523925B (en) * | 2013-01-02 | 2016-01-20 | Scale Prot As | Scale indication device and method |
RU2524579C1 (ru) * | 2013-04-05 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для подачи реагента в скважину |
RU2535546C1 (ru) * | 2013-08-20 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для предотвращения солеотложений в скважине |
US10472255B2 (en) | 2013-10-01 | 2019-11-12 | FlowCore Systems, LLC | Fluid metering system |
WO2015050993A1 (en) | 2013-10-01 | 2015-04-09 | FlowCore Systems, LLC | Fluid metering system |
US9745975B2 (en) | 2014-04-07 | 2017-08-29 | Tundra Process Solutions Ltd. | Method for controlling an artificial lifting system and an artificial lifting system employing same |
RU2559977C1 (ru) * | 2014-07-29 | 2015-08-20 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") | Устройство для подачи ингибитора в скважину |
CN105822257B (zh) * | 2015-01-09 | 2018-12-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井智能滑套 |
CN105822274A (zh) * | 2015-01-09 | 2016-08-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井工艺管柱 |
GB201609286D0 (en) * | 2016-05-26 | 2016-07-13 | Metrol Tech Ltd | An apparatus and method for pumping fluid in a borehole |
US10774615B2 (en) * | 2016-08-30 | 2020-09-15 | Baker Hughes Holdings Llc | Multi-port ball valve for while drilling applications |
GB2574738B (en) * | 2017-02-03 | 2021-09-29 | Resman As | Targeted tracer injection with online sensor |
NO343886B1 (en) * | 2017-04-28 | 2019-07-01 | Aadnoey Bernt Sigve | A chemical injection system and a method for injecting a chemical into a fluid in a well |
RU2689103C1 (ru) * | 2018-05-07 | 2019-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВО "КГЭУ") | Многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина |
US11002111B2 (en) | 2018-12-19 | 2021-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Hydrocarbon flowline corrosion inhibitor overpressure protection |
US11098811B2 (en) | 2019-02-27 | 2021-08-24 | Saudi Arabian Oil Company | Bonnet vent attachment |
GB201907370D0 (en) * | 2019-05-24 | 2019-07-10 | Resman As | Tracer release system and method of detection |
BR112021026148A2 (pt) * | 2019-06-25 | 2022-03-15 | Schlumberger Technology Bv | Completações sem fios de múltiplos estágios |
US11326440B2 (en) | 2019-09-18 | 2022-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Instrumented couplings |
US10895205B1 (en) | 2019-10-08 | 2021-01-19 | FlowCore Systems, LLC | Multi-port injection system |
US10884437B1 (en) | 2019-10-22 | 2021-01-05 | FlowCore Systems, LLC | Continuous fluid metering system |
US11466196B2 (en) | 2020-02-28 | 2022-10-11 | Saudi Arabian Oil Company | Iron sulfide inhibitor suitable for squeeze application |
WO2021226219A1 (en) * | 2020-05-07 | 2021-11-11 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Chemical injection system for completed wellbores |
US11293268B2 (en) | 2020-07-07 | 2022-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole scale and corrosion mitigation |
CN112855100B (zh) * | 2021-02-03 | 2022-12-30 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种井下原位固定式在线调驱装置、管柱与方法 |
US11788390B2 (en) | 2021-02-12 | 2023-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | Self-powered downhole injection systems and methods for operating the same |
CN114482925B (zh) * | 2021-11-19 | 2023-12-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井套管带压加药装置 |
Family Cites Families (97)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US525663A (en) | 1894-09-04 | Sash-fastener | ||
US2917004A (en) | 1954-04-30 | 1959-12-15 | Guiberson Corp | Method and apparatus for gas lifting fluid from plural zones of production in a well |
US3083771A (en) | 1959-05-18 | 1963-04-02 | Jersey Prod Res Co | Single tubing string dual installation |
US3247904A (en) | 1963-04-01 | 1966-04-26 | Richfield Oil Corp | Dual completion tool |
US3427989A (en) | 1966-12-01 | 1969-02-18 | Otis Eng Corp | Well tools |
US3602305A (en) | 1969-12-31 | 1971-08-31 | Schlumberger Technology Corp | Retrievable well packer |
US3566963A (en) | 1970-02-25 | 1971-03-02 | Mid South Pump And Supply Co I | Well packer |
US3732728A (en) | 1971-01-04 | 1973-05-15 | Fitzpatrick D | Bottom hole pressure and temperature indicator |
US3793632A (en) | 1971-03-31 | 1974-02-19 | W Still | Telemetry system for drill bore holes |
US3814545A (en) | 1973-01-19 | 1974-06-04 | W Waters | Hydrogas lift system |
US3837618A (en) | 1973-04-26 | 1974-09-24 | Co Des Freins Et Signaux Westi | Electro-pneumatic valve |
US3980826A (en) | 1973-09-12 | 1976-09-14 | International Business Machines Corporation | Means of predistorting digital signals |
CA1062336A (en) | 1974-07-01 | 1979-09-11 | Robert K. Cross | Electromagnetic lithosphere telemetry system |
US4068717A (en) | 1976-01-05 | 1978-01-17 | Phillips Petroleum Company | Producing heavy oil from tar sands |
US4295795A (en) | 1978-03-23 | 1981-10-20 | Texaco Inc. | Method for forming remotely actuated gas lift systems and balanced valve systems made thereby |
DE2943979C2 (de) | 1979-10-31 | 1986-02-27 | Licentia Patent-Verwaltungs-Gmbh, 6000 Frankfurt | Anordnung zur Übertragung von Meßwerten von mehreren entlang einer langgestreckten Unterwasserstruktur hintereinander geschalteten Meßstellen auf eine Zentralstation |
US4393485A (en) | 1980-05-02 | 1983-07-12 | Baker International Corporation | Apparatus for compiling and monitoring subterranean well-test data |
US4468665A (en) | 1981-01-30 | 1984-08-28 | Tele-Drill, Inc. | Downhole digital power amplifier for a measurements-while-drilling telemetry system |
US4739325A (en) | 1982-09-30 | 1988-04-19 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for down-hole EM telemetry while drilling |
US4578675A (en) | 1982-09-30 | 1986-03-25 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for logging wells while drilling |
US4630243A (en) | 1983-03-21 | 1986-12-16 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for logging wells while drilling |
CA1212312A (en) | 1983-07-14 | 1986-10-07 | Econolift Systems Ltd. | Electronically controlled gas lift apparatus |
US4648471A (en) | 1983-11-02 | 1987-03-10 | Schlumberger Technology Corporation | Control system for borehole tools |
US4545731A (en) | 1984-02-03 | 1985-10-08 | Otis Engineering Corporation | Method and apparatus for producing a well |
US4576231A (en) | 1984-09-13 | 1986-03-18 | Texaco Inc. | Method and apparatus for combating encroachment by in situ treated formations |
US4709234A (en) | 1985-05-06 | 1987-11-24 | Halliburton Company | Power-conserving self-contained downhole gauge system |
US4662437A (en) * | 1985-11-14 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor |
US4681164A (en) | 1986-05-30 | 1987-07-21 | Stacks Ronald R | Method of treating wells with aqueous foam |
US4738313A (en) | 1987-02-20 | 1988-04-19 | Delta-X Corporation | Gas lift optimization |
US4839644A (en) | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
US4901069A (en) | 1987-07-16 | 1990-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between a first unit and a second unit and in particular between well bore apparatus and the surface |
US4886114A (en) | 1988-03-18 | 1989-12-12 | Otis Engineering Corporation | Electric surface controlled subsurface valve system |
US4981173A (en) | 1988-03-18 | 1991-01-01 | Otis Engineering Corporation | Electric surface controlled subsurface valve system |
US4864293A (en) | 1988-04-29 | 1989-09-05 | Flowmole Corporation | Inground boring technique including real time transducer |
US4972704A (en) | 1989-03-14 | 1990-11-27 | Shell Oil Company | Method for troubleshooting gas-lift wells |
US5001675A (en) | 1989-09-13 | 1991-03-19 | Teleco Oilfield Services Inc. | Phase and amplitude calibration system for electromagnetic propagation based earth formation evaluation instruments |
US5176164A (en) | 1989-12-27 | 1993-01-05 | Otis Engineering Corporation | Flow control valve system |
US5172717A (en) | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
US5008664A (en) | 1990-01-23 | 1991-04-16 | Quantum Solutions, Inc. | Apparatus for inductively coupling signals between a downhole sensor and the surface |
US5278758A (en) | 1990-04-17 | 1994-01-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for nuclear logging using lithium detector assemblies and gamma ray stripping means |
JPH04111127A (ja) | 1990-08-31 | 1992-04-13 | Toshiba Corp | 演算処理装置 |
GB9025230D0 (en) | 1990-11-20 | 1991-01-02 | Framo Dev Ltd | Well completion system |
US5251328A (en) | 1990-12-20 | 1993-10-05 | At&T Bell Laboratories | Predistortion technique for communications systems |
US5134285A (en) | 1991-01-15 | 1992-07-28 | Teleco Oilfield Services Inc. | Formation density logging mwd apparatus |
GB2253908B (en) | 1991-03-21 | 1995-04-05 | Halliburton Logging Services | Apparatus for electrically investigating a medium |
US5160925C1 (en) | 1991-04-17 | 2001-03-06 | Halliburton Co | Short hop communication link for downhole mwd system |
US5130706A (en) | 1991-04-22 | 1992-07-14 | Scientific Drilling International | Direct switching modulation for electromagnetic borehole telemetry |
US5574374A (en) | 1991-04-29 | 1996-11-12 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for interrogating a borehole and surrounding formation utilizing digitally controlled oscillators |
US5283768A (en) | 1991-06-14 | 1994-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Borehole liquid acoustic wave transducer |
US5493288A (en) | 1991-06-28 | 1996-02-20 | Elf Aquitaine Production | System for multidirectional information transmission between at least two units of a drilling assembly |
US5191326A (en) | 1991-09-05 | 1993-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | Communications protocol for digital telemetry system |
FR2681461B1 (fr) | 1991-09-12 | 1993-11-19 | Geoservices | Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur. |
US5236047A (en) | 1991-10-07 | 1993-08-17 | Camco International Inc. | Electrically operated well completion apparatus and method |
US5246860A (en) | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | Tracer chemicals for use in monitoring subterranean fluids |
US5267469A (en) | 1992-03-30 | 1993-12-07 | Lagoven, S.A. | Method and apparatus for testing the physical integrity of production tubing and production casing in gas-lift wells systems |
GB9212685D0 (en) | 1992-06-15 | 1992-07-29 | Flight Refueling Ltd | Data transfer |
FR2695450B1 (fr) | 1992-09-07 | 1994-12-16 | Geo Res | Cartouche de contrôle et de commande d'une vanne de sécurité. |
FR2697119B1 (fr) | 1992-10-16 | 1995-01-20 | Schlumberger Services Petrol | Dispositif émetteur à double raccord isolant, destiné à l'emploi dans un forage. |
EP0737322A4 (en) | 1993-06-04 | 1997-03-19 | Gas Res Inst Inc | METHOD AND APPARATUS FOR COMMUNICATING SIGNALS FROM A TUBE DRILL HOLE |
US5353627A (en) | 1993-08-19 | 1994-10-11 | Texaco Inc. | Passive acoustic detection of flow regime in a multi-phase fluid flow |
US5467083A (en) | 1993-08-26 | 1995-11-14 | Electric Power Research Institute | Wireless downhole electromagnetic data transmission system and method |
US5473321A (en) | 1994-03-15 | 1995-12-05 | Halliburton Company | Method and apparatus to train telemetry system for optimal communications with downhole equipment |
US5425425A (en) | 1994-04-29 | 1995-06-20 | Cardinal Services, Inc. | Method and apparatus for removing gas lift valves from side pocket mandrels |
NO941992D0 (no) * | 1994-05-30 | 1994-05-30 | Norsk Hydro As | Injektor for injisering av sporstoff i et olje- og/eller gassreservoar |
US5458200A (en) | 1994-06-22 | 1995-10-17 | Atlantic Richfield Company | System for monitoring gas lift wells |
EP0721053A1 (en) | 1995-01-03 | 1996-07-10 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Downhole electricity transmission system |
US5732776A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
US5960883A (en) | 1995-02-09 | 1999-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Power management system for downhole control system in a well and method of using same |
US5887657A (en) | 1995-02-09 | 1999-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Pressure test method for permanent downhole wells and apparatus therefore |
US5730219A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US6012015A (en) | 1995-02-09 | 2000-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Control model for production wells |
NO325157B1 (no) | 1995-02-09 | 2008-02-11 | Baker Hughes Inc | Anordning for nedihulls styring av bronnverktoy i en produksjonsbronn |
US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
US5896924A (en) | 1997-03-06 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled gas lift system |
US5561245A (en) | 1995-04-17 | 1996-10-01 | Western Atlas International, Inc. | Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore |
US5531270A (en) | 1995-05-04 | 1996-07-02 | Atlantic Richfield Company | Downhole flow control in multiple wells |
US5782261A (en) | 1995-09-25 | 1998-07-21 | Becker; Billy G. | Coiled tubing sidepocket gas lift mandrel system |
US5797453A (en) | 1995-10-12 | 1998-08-25 | Specialty Machine & Supply, Inc. | Apparatus for kicking over tool and method |
US5995020A (en) | 1995-10-17 | 1999-11-30 | Pes, Inc. | Downhole power and communication system |
GB2320731B (en) | 1996-04-01 | 2000-10-25 | Baker Hughes Inc | Downhole flow control devices |
US5883516A (en) | 1996-07-31 | 1999-03-16 | Scientific Drilling International | Apparatus and method for electric field telemetry employing component upper and lower housings in a well pipestring |
US5723781A (en) | 1996-08-13 | 1998-03-03 | Pruett; Phillip E. | Borehole tracer injection and detection method |
US6070608A (en) | 1997-08-15 | 2000-06-06 | Camco International Inc. | Variable orifice gas lift valve for high flow rates with detachable power source and method of using |
JPH10145161A (ja) | 1996-11-13 | 1998-05-29 | Nec Corp | プリディストーション自動調整回路 |
US5955666A (en) | 1997-03-12 | 1999-09-21 | Mullins; Augustus Albert | Satellite or other remote site system for well control and operation |
US6012016A (en) | 1997-08-29 | 2000-01-04 | Bj Services Company | Method and apparatus for managing well production and treatment data |
US5971072A (en) | 1997-09-22 | 1999-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Inductive coupler activated completion system |
US5959499A (en) | 1997-09-30 | 1999-09-28 | Motorola, Inc. | Predistortion system and method using analog feedback loop for look-up table training |
US5988276A (en) | 1997-11-25 | 1999-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compact retrievable well packer |
US6148915A (en) | 1998-04-16 | 2000-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for completing a subterranean well |
US6192983B1 (en) | 1998-04-21 | 2001-02-27 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing strings and installation methods |
GB2361730B (en) * | 1998-12-21 | 2003-05-07 | Baker Hughes Inc | Closed loop chemical injection and monitoring system for oilfield operations |
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 |
US6633236B2 (en) * | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
US6662875B2 (en) * | 2000-01-24 | 2003-12-16 | Shell Oil Company | Induction choke for power distribution in piping structure |
US6840316B2 (en) * | 2000-01-24 | 2005-01-11 | Shell Oil Company | Tracker injection in a production well |
US7073594B2 (en) * | 2000-03-02 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
-
2001
- 2001-03-02 CA CA002401681A patent/CA2401681C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-03-02 US US10/220,372 patent/US6981553B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-03-02 AU AU4341301A patent/AU4341301A/xx active Pending
- 2001-03-02 MX MXPA02008577A patent/MXPA02008577A/es active IP Right Grant
- 2001-03-02 DE DE60119898T patent/DE60119898T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-02 RU RU2002126218/03A patent/RU2258805C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-03-02 BR BRPI0108881-5A patent/BR0108881B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-03-02 WO PCT/US2001/006951 patent/WO2001065055A1/en active IP Right Grant
- 2001-03-02 EP EP01916383A patent/EP1259701B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-02 AU AU2001243413A patent/AU2001243413B2/en not_active Ceased
- 2001-03-02 OA OA1200200277A patent/OA12225A/en unknown
-
2002
- 2002-08-30 NO NO20024136A patent/NO325380B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2401681A1 (en) | 2001-09-07 |
NO20024136L (no) | 2002-11-01 |
AU2001243413B2 (en) | 2004-10-07 |
US20040060703A1 (en) | 2004-04-01 |
BR0108881A (pt) | 2004-06-29 |
BR0108881B1 (pt) | 2010-10-05 |
RU2258805C2 (ru) | 2005-08-20 |
US6981553B2 (en) | 2006-01-03 |
MXPA02008577A (es) | 2003-04-14 |
EP1259701A1 (en) | 2002-11-27 |
NO20024136D0 (no) | 2002-08-30 |
RU2002126218A (ru) | 2004-02-20 |
EP1259701B1 (en) | 2006-05-24 |
WO2001065055A1 (en) | 2001-09-07 |
DE60119898T2 (de) | 2007-05-10 |
OA12225A (en) | 2006-05-10 |
CA2401681C (en) | 2009-10-20 |
DE60119898D1 (de) | 2006-06-29 |
AU4341301A (en) | 2001-09-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO325380B1 (no) | Kontrollert nedhulls kjemisk injeksjon | |
CA2401707C (en) | Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator | |
AU2001243413A1 (en) | Controlled downhole chemical injection | |
AU2001250795B2 (en) | Wireless downhole well interval inflow and injection control | |
US8312923B2 (en) | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed | |
AU2001243391B2 (en) | Tracer injection in a production well | |
US7073594B2 (en) | Wireless downhole well interval inflow and injection control | |
RU2002126209A (ru) | Использование скважинного газа высокого давления в газлифтной буровой скважине | |
AU2001243412A1 (en) | Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator | |
EA038849B1 (ru) | Способ испытания давлением | |
US20090034368A1 (en) | Apparatus and method for communicating data between a well and the surface using pressure pulses | |
AU2001250795A1 (en) | Wireless downhole well interval inflow and injection control | |
NZ521122A (en) | Wireless downhole measurement and control for optimising gas lift well and field performance | |
AU2001243391A1 (en) | Tracer injection in a production well | |
AU2001245433B2 (en) | Controllable production well packer | |
WO2019099129A2 (en) | Method, apparatus, and system for injecting chemicals into lower tertiary wells | |
Renfroe Jr | Well valve | |
Onge | Cementing system including real time display |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |