NO326460B1 - Innretning for optimalisering av produksjonen av flerfasefluid - Google Patents

Innretning for optimalisering av produksjonen av flerfasefluid Download PDF

Info

Publication number
NO326460B1
NO326460B1 NO20020558A NO20020558A NO326460B1 NO 326460 B1 NO326460 B1 NO 326460B1 NO 20020558 A NO20020558 A NO 20020558A NO 20020558 A NO20020558 A NO 20020558A NO 326460 B1 NO326460 B1 NO 326460B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
production
zone
pipe
fluid
downstream
Prior art date
Application number
NO20020558A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20020558D0 (no
NO20020558L (no
Inventor
Arthur D Hay
Original Assignee
Weatherford Lamb
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Weatherford Lamb filed Critical Weatherford Lamb
Publication of NO20020558D0 publication Critical patent/NO20020558D0/no
Publication of NO20020558L publication Critical patent/NO20020558L/no
Publication of NO326460B1 publication Critical patent/NO326460B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • E21B17/206Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with conductors, e.g. electrical, optical
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20Displacing by water
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E21B47/017Protecting measuring instruments
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means 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
    • E21B47/13Means 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
    • E21B47/135Means 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 using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
  • Preliminary Treatment Of Fibers (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Description

INNRETNING FOR OPTIMALISERING AV PRODUKSJONEN AV FLERFASEFLUID
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en måleinnretning for flerfasefluid, og i særdeleshet en innretning for å måle strømningsparametre og sammensetning av et flerfasefluid i et brønnmiljø.
I olje- og gassutvinningsindustrien er et produksjonsrør midtstilt i en tradisjonell brønn for å føre produksjonsfluider til en overflateinstallasjon. Produksjonsrøret kan ha en flerhet av ventiler for å regulere fluidstrømningen fra brøn-nen. Hver av ventilene kan typisk reguleres ved bruk av en glidehylse som beveges langs røret for å øke eller redusere størrelsen på en åpning i produksjonsrøret. Ventilene reguleres typisk mekanisk eller hydraulisk ved å bruke et rørover-ført verktøy som føres inn i brønnen for å regulere hver ventil.
Det er meget ønskelig å optimalisere den totale strømmen fra brønnen, siden hver brønn og/eller deler av denne kan inne-holde ulike sammensetninger av vann, gass og olje. For optimalisering av totalstrømmen fra brønnen benyttes i dag en prøve- og feilemetode for å regulere hver ventil for seg. På denne måte måles en tilsvarende endring i totalstrømmen for å fastslå om reguleringen optimaliserte fluidstrømmen. Denne optimaliseringsprosessen for fluidstrømning i en brønn er meget kostbar, tidkrevende og unøyaktig, og gjør det nødvendig å avbryte brønnproduksjonen ved ventilreguleringer.
WO 98/50680 beskriver et brønnsystem med en flerhet av side-brønner som hver er forsynt med fiberoptiske følere for overvåkning av nedihullsparametre og driften av og tilstanden til brønnverktøyene.
GB 2 297 571 A beskriver et system for borehullslogging og styring for bruk med en elektrisk nedsenket pumpe, idet brønnsammenstillingen som beskrives i dette dokument omfatter tre produksjonssoner atskilt ved hjelp av isolasjonsanord-ninger. Måleanordninger for overvåkning av fluidets produk-sjonsegenskaper befinner seg enten i hver produksjonssone, eller det er plassert en enkelt måleanordning nedstrøms den produksjonssone som befinner seg nærmest brønnutløpet. I sistnevnte tilfelle er hver produksjonssone forsynt med en avstengningsventil, og produksjonsegenskapene hos fluidet fra én bestemt av de tre produksjonssoner kan overvåkes ved å stenge ventilene til de andre produksjonssoner.
Således eksisterer det et behov for en enkelt gjennomførbar og mer effektiv fremgangsmåte og innretning for måling av fluidparametre som for eksempel produksjonsfluidets sammensetning, gjennomstrømningsmengde, trykk og temperatur, for å optimalisere produksjonen.
Det er et formål med den foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en innretning for optimalisering av produksjonen av et flerfasefluid i en brønn uten å stoppe brønnproduksjonen.
Det er et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en innretning for å modifisere en eksisterende brønn for optimalisering av produksjonen av flerfasefluider på ulike steder i brønnen.
Det er enda et formål med den foreliggende oppfinnelse å optimalisere strømmen av produksjonsfluid fra flere soner i et enkelt brønnhull.
Det er enda et formål med den foreliggende oppfinnelse å be-nytte fiberoptikk for å måle fluidparametre og redusere bru-ken av elektronikkomponenter nede i brønnen til et minimum.
Ifølge den foreliggende oppfinnelse innbefatter en brønnsam-menstilling for utvinning av produksjonsfluider et pro-duksjonsrør for å gjøre det mulig for produksjonsfluid å strømme nedstrøms til overflaten, med en flerhet av produksjonssoner avgrenset ved hjelp av en flerhet av pakninger og en flerhet av fiberoptiske følerpakker, som hver er tilordnet en respektiv produksjonssone, for å måle produksjonsfluidets strømningsparametre og sende strømningsparametrene til overflaten for å bestemme sammensetningen av produksjonsfluidet som strømmer inn i hver av produksjonssonene. Produksjonsrø-ret innbefatter også en soneåpning svarende til hver produksjonssone for å gjøre det mulig for produksjonsfluid å strøm-me inn i røret, og en reguleringsventil for hver produksjonssone for å styre mengden produksjonsfluid som strømmer inn i røret fra hver produksjonssone. Hver fiberoptiske følerpakke innbefatter en fiberoptisk buss for å sende strømningspara-metre og produksjonsfluidets sammensetning til overflaten. Reguleringsventilene reguleres for å optimalisere strømningen av produksjonsfluid fra produksjonsbrønnen ut fra spesifikke krav og bestemte strømningsparametre overført fra følerpakke-ne.
Ifølge én utførelse av den foreliggende oppfinnelse innbefatter brønnsammenstillingen følerpakker anbrakt i horisontale brønner for å bestemme strømningsparametre og optimalisere strømningen av produksjonsfluid i brønnen.
Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse innbefatter brønnsammenstillingen en følerpakke for måling av utløpsstrømmen fra en trykkøkningspumpe som brukes for å opprettholde optimale gjennomstrømningsmengder fra brønnen.
Ifølge en ytterligere utførelse av den foreliggende oppfinnelse modifiseres en eksisterende brønnsammenstilling med en flerhet av følerpakker for å bestemme sammensetningen og andre fluidparametre i ulike soner av brønnen, for å optimalisere produksjonen av fluid.
Ifølge en ytterligere utførelse av den foreliggende oppfinnelse plasseres følerpakker på hver brønn i et flerbrønns-nettverk for å optimalisere produksjonen av produksjonsfluid fra flere brønner.
Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse innbefatter brønnsammenstillingen en flerhet av følerpakker anordnet for måling av strømningsparametre i fluid som strøm-mer inn i og ut av en gass-væskeseparasjonstank eller en slamtank under boring.
Én fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at den tidkrevende prøve- og feilemetoden for å bestemme riktig ventilinn-stilling unngås gjennom å installere strømningsmålere i brøn-nen på bestemte steder for å muliggjøre nøyaktig måling av gjennomstrømningsmengdene i ulike soner i brønnen.
En annen fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at gjen-nomstrømningsmengder i brønnen enkelt kan måles uten å stoppe brønnproduksj onen.
Disse og andre formål, trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil fremgå tydeligere i lys av den etterfølgende detaljerte beskrivelse av beste utførelsesmåter av denne, som anskueliggjort på de medfølgende tegninger.
Figur 1 er en prinsippskisse av en fiberoptisk følerpakke for bruk med den foreliggende oppfinnelse; Figur 2 er en prinsippskisse av én utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor det er vist en i det vesentlige horisontal flersonebrønn med én av en flerhet av fiberoptiske fø-lerpakker av den type som er vist på figur 1 tilordnet hver sone ; Figur 3 er en prinsippskisse av en andre utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor det er vist en vanninjeksjons-brønn og en produksjonsbrønn, og hvor fiberoptiske følerpak-ker av den type som er vist på figur 1 er plassert i vann-inj eks j onsbrønnen for å måle vanngjennomstrømningsmengden ved ulike brønnposisjoner, og i produksjonsbrønnen for å optimalisere produksjonen av produksjonsfluid; Figur 4 er en prinsippskisse av en tredje utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor fiberoptiske følerpakke av den type som er vist på figur 1 er vist installert for å optimalisere strømningen av produksjonsfluid fra en brønn med en sidesone; Figur 5 er en prinsippskisse av en fjerde utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor fiberoptiske følerpakker av den type som er vist på figur 1 er vist installert for å måle fluidstrømningen ved utløpet fra en trykkøkningspumpe for å optimalisere strømningen i et produksjonsrør; Figur 6 er en prinsippskisse av en femte utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor fiberoptiske følerpakker av den type som er vist på figur 1 er vist installert for å måle strømningen av et produksjonsfluid i en flerhet av pro-duksjonsrør før strømmene i rørene blandes; Figur 7 er en prinsippskisse av en sjette utførelse av den foreliggende oppfinnelse installert for å måle strømning i en eksisterende brønn midlertidig modifisert med fiberoptiske følerpakker av den type som er vist på figur 1, hvilke er ut-plassert ved hjelp av kveilrør; og Figur 8 er en prinsippskisse av en sjette utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor fiberoptiske følerpakker av den type som er vist på figur 1 er vist installert i et pro-duksjonsrør og utløpsrør for å måle gjennomstrømningsmengder som strømmer inn i og ut av en væskefraksjonsinnretning plassert på havbunnen.
Idet det henvises til figur 1, er en fiberoptisk følerpakke 10 fast festet til et produksjonsrør 12 for å måle fluidtem-peratur, gjennomstrømningsmengde, trykk og væskefraksjon. I den foretrukne utførelse av den foreliggende oppfinnelse innbefatter den fiberoptiske følerpakke optiske fibre innkapslet i en bunting eller et omslag 13 rundt produksjonsrøret 12, som beskrevet i amerikanske patentsøknader med løpenummer 09/346607 og 09/344094, kalt henholdsvis "Flow rate measure-ment using unsteady pressure" (Måling av gjennomstrømnings-mengde ved bruk av ustadige trykk) og "Fluid parameter measu-rement in pipes using acoustic pressures" (Måling av fluidparametre i rør ved bruk av akustiske trykk), overdratt til en felles overdragelsesmottaker og innlemmet i dette skrift gjennom henvisning. Imidlertid kan det benyttes andre typer fiberoptiske følerpakker. Følerpakken 10 er forbundet med andre følerpakker via et optisk fiberrør 22 og ledet til en demodulator 23.
Idet det henvises til figur 2, innbefatter en enkeltbrønns-konfigurasjon 100 en tradisjonell, idet vesentlige horisontal brønn 114 med en flerhet av følerpakker 10 montert på et pro-duksjonsrør 112 som er midtstilt i brønnen 114. En foring 134 forløper fra en overflateinstallasjon 136 til en forutbestemt dybde i brønnen for å opprettholde helheten av den øvre del av brønnen 114, hvor f6ringen 134 typisk er laget av stål og bæres av sement. Forbi f6ringen 134 opprettholdes brønnen som en boring 137 med en grov brønnvegg 138 som strekker seg til en ønsket dybde. Produksjonsrøret 112 er midtstilt i boringen 137 for å transportere produksjonsfluid som strømmer i ned-strøms retning fra boringen 137 til overflateinstallasjonen 136.
En del av brønnen 114 som produserer produksjonsfluid, er delt inn i produksjonssoner 139-141 betegnet tåsone 139, midtsone 140 og hælsone 141. Produksjonsrøret 112 er også
delt inn i tilsvarende rørsoner 142-144 ved hjelp av en flerhet av pakninger 146. Hver pakning 146 omfatter en oppblåsbar eller mekanisk ringromstetning som strekker seg fra brønnveg-gen 138 til produksjonsrøret 112 og har en oppstrømsside 148
og en nedstrømsside 149, og produksjonsfluider strømmer ned-strøms fra hælsonen 141 gjennom henholdsvis midt- og tåsonen 140, 139 mot overflateinstallasjonen 136. En sleide 150 er anbrakt ved hver av rørsonene 142-144 og innbefatter en åpning 151 for å gjøre det mulig for fluid å strømme fra boringen 137 og inn i røret 112, og en hylse 152 som beveger seg langs røret 112 for trinnvis regulering av sleiden 150. Åpningen 151 har en sil 153 for å forhindre at sand eller store rester kommer inn i røret 112.
Følerpakkene 10 er plassert på nedstrømssidene 149 av pakningene 146, og sleidene 150 er plassert på oppstrømssidene 148 av pakningene i hver sone 139-141. I den foretrukne utfø-relse er følerpakkene 10 forbundet med hverandre ved hjelp av et fiberoptisk rør 122 som overfører data til en demodulator 123 som befinner seg på en overflateinstallasjon 136, hvor dataene multiplekses ifølge kjente fremgangsmåter beskrevet i patentsøknadene innlemmet gjennom henvisning. Eventuelt kan hver følerpakke 10 utstyres med sin egen fiberoptikk som kombineres med fiberoptikk fra andre følerpakker og overføres sammen til overflateinstallasjonen 136.
Ved drift strømmer produksjonsfluid fra tåsonen 141 og inn i boringen 137, og deretter inn i røret 112 gjennom silen 153 i sleiden 150 anordnet i en sone 144 i røret 112. Produksjonsfluider fra midt- og hælsonen 140, 139 strømmer på lignende vis inn i røret 112 gjennom silene 153 i sleidene 150 anordnet i henholdsvis rørsone 143, 142 i røret 112. Etter hvert som produksjonsfluid fra hver sone 141-139 strømmer inn i rø-ret 112, måles strømningsparametrene og sammensetningen av fluidet som strømmer inn gjennom denne sone. Hver følerpakke 10 avleser parametre i fluidet som strømmer fra alle soner som befinner seg oppstrøms følerpakken 10. Data fra en hvilken som helst følerpakke 10 kan kombineres for å bestemme mengden fluid som leveres fra (en) hvilke(n) som helst bestemte sone(r) i brønnen. For eksempel bestemmes strømningen i en bestemt sone ved å subtrahere strømningen som måles ved nærmeste oppstrøms følerpakke 10, fra strømningen som måles ved nærmeste nedstrøms følerpakke 10. Den resulterende fluid-strømning er den som produseres av den angjeldende sone.
For å variere eller eliminere fluidstrømning fra en bestemt sone, reguleres reguleringsventilen 150 for denne sone for å oppnå ønsket effekt. Således gjør den foreliggende oppfinnelse det mulig å regulere ventilene på grunnlag av informasjonen som overføres av følerpakkene 10, i stedet for at dette gjøres gjennom tradisjonelle prøve- og feilemetoder. Siden følerpakken 10 fremskaffer informasjon om sammensetningen av produksjonsfluidet, inklusive prosentandelen vann fra hver sone, er det mulig å enten eliminere eller delvis eliminere strømning fra soner som produserer mer vann enn det som er ønskelig. Den foreliggende oppfinnelse muliggjør derfor optimalisering av produksjonen fra en bestemt brønn eller sone i en brønn.
Idet det henvises til figur 3, innbefatter en dobbelbrønnkon-figurasjon 200 en første og andre brønn 213, 214 delt inn i en flerhet av produksjonssoner 240, 241. Hver brønn 213, 214 innbefatter et første og andre produksjonsrør 211, 212 som også er delt inn i tilsvarende rørsoner 243, 244, hvor hvert rør er midtstilt i henholdsvis første og andre boring 235, 237. Oppblåsbare eller mekaniske pakninger 246 avgrenser produksjonssoner 240, 241.
Det første produksjonsrør 211 har en flerhet av sleider 250 som hver er plassert på en nedstrømsside 249 av en motsvar-ende pakning 246 for å regulere vannet som strømmer nedstrøms fra overflateinstallasjonen 236 gjennom det første pro-duksjonsrør 211 og inn i de respektive produksjonssoner 240, 241 i den første brønn 213. Det første produksjonsrør 211 innbefatter også en flerhet av følerpakker 210 for å måle gjennomstrømningsmengder av vann som pumpes inn i den første brønn 213 for å trykksette produksjonsfluidet som skal utvin-nes fra den andre brønn 214. Følerpakker 210 er anordnet ned-strøms hver sleide 250 i den første brønn 213, og er forbundet med hverandre ved hjelp av et fiberoptisk rør 222 som overfører følerdata til demodulatoren 223. Den andre brønn 214 innbefatter tilsvarende rørsoner 243, 244 i det andre rør 212 for strømning av produksjonsfluider nedstrøms fra brønn-sonene 241, 240 mot overflateinstallasjonen 236. Den andre brønn 214 kan også innbefatte en flerhet av følerpakker (ikke vist) og en flerhet av sleider for å måle mengden og sammensetningen av produksjonsfluidet og for å regulere inntaket av produksjonsfluid fra hver brønnsone 241, 240, som vist på figur 2.
Ved drift pumpes vannet nedstrøms i den første brønn 213 fra overflateinstallasjonen 236 og får mulighet til å strømme inn i hver sone 240, 241 gjennom de respektive sleider 250. Mengden vann som pumpes inn i hver sone 240, 241 gjennom den første brønn 213 overvåkes ved hjelp av følerpakkene 210 plassert på det første rør 211. Etter hvert som vann under trykk strømmer inn i hver sone 240, 241 vil vannet stimulere produksjonsfluidet til å strømme inn i den andre brønn 214 gjennom flerheten av sleider som er anordnet på det andre rør 212 (ikke vist). Mengden og sammensetningen av produksjonsfluidet overvåkes av følerpakkene anordnet på det andre pro-duksjonsrør 212. Vanntrykket og vannmengden som strømmer inn i hver sone 240, 241 gjennom røret 211 reguleres, avhengig av mengden og sammensetningen av produksjonsfluidet som strømmer fra det andre rør 212, ved å regulere sleidene 250 anordnet på røret 211, for å optimalisere produksjonen av produksjonsfluid gjennom røret 212. Mengden produksjonsfluid som strøm-mer inn i det andre rør 212 i den andre brønn 214 kan eventuelt reguleres ved hjelp av sleidene som er anordnet på det andre rør 212, på grunnlag av informasjonen som overføres av følerpakkene anordnet på det andre rør 212.
Idet det henvises til figur 4, innbefatter en fler/side-brønnkonfigurasjon 300 en sidebrønn 313 og en hovedbrønn 314. En sammenløpssone 317 oppvises ved knutepunktet mellom side-brønnen 313 og hovedbrønnen 314. Hovedbrønnen 314 har en boring 337 som er delt inn i produksjonssoner 340, 341, med et hovedproduksjonsrør 312 midtstilt i boringen 337. Hovedpro-duksjonsrøret 312 er delt inn i tilsvarende rørsoner 343, 344 med en flerhet av pakninger 346 anordnet mellom disse. En første sleide 350 er anordnet i hovedproduksjonsrøret 312 for å regulere fluidstrømningen inn i hovedproduksjonsrøret 312 fra sidebrønnen 313 og produksjonssonene 340, 341. En første følerpakke 310 er plassert nedstrøms produksjonssonen 340 for å måle den samlede strømning som beveger seg nedstrøms til overflateinstallasjonen 336.
Fler/sidebrønnkonfigurasjonen 300 innbefatter også en andre sleide 352 og en andre følerpakke 311 anordnet på hovedrøret 312 med produksjonssonen 341, nedstrøms sammenløpssonen 317.
Ved drift kommer fluid som strømmer fra produksjonssonen 341, inn i hovedrøret 312 gjennom den andre sleide 352 og måles ved hjelp av den andre følerpakke 311. Produksjonsfluid fra sidebrønnen 313 og fra produksjonssonen 340 måles ved hjelp av den første følerpakke 310. Data fra følerpakkene 310, 311 kan via et fiberoptisk rør 322 overføres til overflateinstallasjonen 336 og multiplekses ved hjelp av demodulator 323. For å bestemme fluidparametrene for fluidet som kommer fra sidesonen 313, subtraheres strømningsmålingene som tas ved første følerpakke 310 fra de målinger som tas ved andre fø-lerpakke 311. Sleidene 350, 352 kan reguleres på hensiktsmes-sig vis for å øke eller redusere strømningen fra de ulike soner.
Idet det henvises til figur 5, innbefatter en brønnkonfigura-sjon 400 et produksjonsrør 412 midtstilt i boringen 437 i en brønn 414. En nedsenkbar elektrisk trykkøkningspumpe 470 er installert i produksjonsrøret 412 for å opprettholde en ønsket gjennomstrømningsmengde av produksjonsfluid. En følerpak-ke 410 måler fluidstrømningen ut av trykkøkningspumpen 470. Et fiberoptisk rør 422 overfører data fra følerpakken 410 til demodulatoren på overflateinstallasjon 436. Data fra føler-pakken 410 brukes til å overvåke pumpeytelsen og for å få korrekte målinger av en flerfasevæske som passerer gjennom produksjonsrøret i pumpeområdet.
Idet det henvises til figur 6, innbefatter et flerbrønnsnett-verk 500 en flerhet av brønnutløpsrør 514 som styrer strøm-ningen av produksjonsfluid fra hver respektive brønn inn i et hovedoppsaarlingsrør 516. Hvert brønnutløpsrør 514 innbefatter en ventil 522 og en følerpakke 510 for å bestemme strømningen fra hver brønn. Følerpakkene 530 er forbundet med hverandre ved bruk av et fiberoptisk rør 522 som overfører data til demodulatoren 523 som befinner seg på overflateinstallasjon 536.
Ved drift kan gjennomstrømningsmengdene i hvert av pro-duksjonsrørene 514 måles før fluidet fra hvert rør blandes. På dette vis kan fluidstrømningen fra bestemte produksjonsrør 514 stenges helt eller delvis, og optimal produksjon kan opp-nås .
Idet det henvises til figur 7, innbefatter en eksisterende brønnkonfigurasjon 600 en brønn 614 modifisert med en flerhet av følerpakker 610 med evne til å foreta fluidmålinger. Brøn-nen 614 har et produksjonsrør 612 midtstilt i en boring 637 og pakninger 646 som deler produksjonsrøret 612 inn i produksjonssoner 640, 641. Følerpakkene 610 er seriekoplet ved hjelp av et kveilrør 624 for å danne en følersele 626 som så føres inn i produksjonsrøret 612. Røret 624 inneholder et fiberoptisk rør for overføring av følerdata til demodulatoren 623. Hver av følerpakkene 610 er plassert i en beskyttende beholder 628 og midtstilt i produksjonsrøret 612 ved bruk av en buefjær 632. Andre teknikker for midtstilling av følerpak-ker er kjent og godkjent for bruk.
Ved drift kan den eksisterende brønn 614 modifiseres med flerheten av følerpakker 610 for å bestemme egenskapene hos fluidet som strømmer fra produksjonssonene 640, 641. Buefjæ-rene 632 sikrer at følerpakkene 610 midtstilles i forhold til produksjonsrøret 612. Således kan også produksjonen i eksisterende brønner optimaliseres uten å forstyrre den kontinuer-lige fluidstrømmen.
Idet det henvises til figur 8, innbefatter et separasjonssys-tem 700 for separasjon av olje, gass, vann og slam en fluid-separasjonstank 702 med et innløpsrør 704, et gassutløpsrør 705, et oljeutløpsrør 706 og et utløpsrør 707 for vann og slam. Utløpsrøret 707 er delt inn i flere sekundære utløpsrør 708 som hvert er forsynt med en pumpe 709. En følerpakke 710 befinner seg umiddelbart nedstrøms hver pumpe 709 for å måle fluid som strømmer gjennom den korresponderende pumpe. Data fra følerpakken 710 overføres gjennom et fiberoptisk rør 722 til en demodulator 723. Systemet 700 innbefatter også en andre følerpakke 711 og reguleringsventil 750 anordnet på inn-løpsrøret 704.
Ved drift strømmer produksjonsfluid gjennom innløpsrøret 704 og inn i separatortanken 702, hvor det separeres og sendes til pumper 709 og utløpsrør 705, 706. Gassen og oljen sendes gjennom gass- og oljeutløpsrørene 705, 706, og spillmateria-lene (vann og slam) føres inn i utløpsrøret 707. Den andre følerpakke 711 fremskaffer informasjon om innstrømningen av produksjonsfluid i separasjonstanken 702. Avhengig av ulike krav kan reguleringsventilen 750 reguleres for å optimalisere innstrømningen av produksjonsfluid i separasjonstanken 702. Følerpakkene 710 fremskaffer informasjon om strømningspara-metrene i de sekundære utløpsrør 708. Data fra følerpakker 730 som befinner seg ved pumpeutløpene benyttes også for å overvåke pumpenes 709 yteevne. Fluidseparasjonssystemet 700 ifølge den foreliggende oppfinnelse optimaliserer separasjo-nen av produksjonsfluid og overvåker pumpenes 709 yteevne.
De fiberoptikkbaserte følerpakker er utformet ved å kveile optiske fibre på produksjonsrøret. I tillegg kan produksjons-røret produseres med optiske fibre innebygget i rørmateria-let, hvilket drøftes i referansene som anføres i dette skrift. For alle utførelsene unntatt utførelsen vist på figur 7, festes følerpakkene til produksjonsrøret før røret instal-leres i brønnen. For utførelsen som vises på figur 7, instal-leres hver av følerpakkene i en beskyttende beholder og brukes for å modifisere de eksisterende brønninstallasjoner. Hver av de viste utførelser kan utvides for å romme et større antall produksjonssoner eller følerpakker.
Én fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at prøve- og feilemetoden med å regulere ventilstillinger ikke lenger er nødvendig. Fluidstrømning i en hvilken som helst sone i pro-duksjonsrøret kan enkelt og nøyaktig bestemmes med en fiber-optikkbasert følerpakke montert på produksjonsrøret, og en korrekt ventilstilling kan beregnes deretter.
En annen fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at de en-kelte pumpers yteevne kan overvåkes uten å fjerne og undersø-ke pumpen.

Claims (11)

1. Brønnsammenstilling for strømning av produksjonsfluider fra en brønn (114) nedstrøms til overflaten (136), karakterisert ved at nevnte brønnsammen-stilling omfatter: et produksjonsrør (112) med en flerhet av produk sjonssoner (139, 140, 141), hvor hver av nevnte flerhet av produksjonssoner (139, 140, 141) er atskilt fra en annen av nevnte produksjonssoner (139, 140, 141) ved hjelp av en pakning (146); en flerhet av fiberoptiske følerpakker (10), hvor hver av nevnte flerhet av følerpakker (10) er anordnet på nevnte produksjonsrør (112) i hver av nevnte produksjonssoner (139, 140, 141) for å bestemme ulike parametre i nevnte produksjonsfluid; og en flerhet av reguleringsventiler (150), hvor hver av nevnte flerhet av reguleringsventiler (150) er anordnet på nevnte produksjonsrør (112) i hver av nevnte produksjonssoner (139, 140, 141) for å optimalisere strømningen av nevnte produksjonsfluid gjennom hver av nevnte produksjonssoner (139, 140, 141).
2. Brønnsammenstilling som angitt i krav 1, karakterisert ved at hver av nevnte fiberoptiske følerpakker (10) omfatter trykk- og temperaturgivere og en væskefraksjonsføler.
3. Brønnsammenstilling som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at hver av nevnte fiberoptiske følerpakker (10) er koplet til en dataprosessor ved hjelp av en dataoverføringsanordning.
4. Brønnsammenstilling som angitt i krav 3, karakterisert ved at nevnte dataprosessoranordning er en demodulator (123).
5. Brønnsammenstilling som angitt i krav 3 eller 4, karakterisert ved at nevnte dataoverførings-anordning er et fiberoptisk rør.
6. Brønnsammenstilling i henhold til hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at: - en av nevnte flerhet av produksjonssoner (139, 140, 141) er en første produksjonssone (141) avgrenset ved hjelp av en første pakning (146) anordnet i en ned-st rømsende av nevnte første produksjonssone (141), idet nevnte første pakning (146) har en oppstrøms første pakningsside (148) og en nedstrøms første pakningsside (149), hvor nevnte første produksjonssone (141) har en første soneåpning (151) som er anordnet i nevnte produksjonsrør (112) for å gjøre det mulig for nevnte produksjonsfluid å strømme inn i nevnte produksjonsrør (112), og en første reguleringsventil (150) for regulering av mengden av nevnte produk-sjonsf luid som strømmer nedstrøms fra nevnte første produksjonssone (141), idet nevnte første produksjonssone (141) også har en første fiberoptisk føler-pakke (10) som i det vesentlige er anordnet grensende til nevnte nedstrøms første pakningsside (149) for å måle nevnte produksjonsfluids parametre og overføre nevnte parametre til nevnte overflate for å bestemme sammensetningen av nevnte produksjonsfluid som strøm-mer inn i nevnte produksjonsrør (112) gjennom nevnte første produksjonssone (141), og - en av nevnte flerhet av produksjonssoner (139, 140, 141) er en andre produksjonssone (140) anordnet ned-strøms nevnte første produksjonssone (141) og atskilt fra denne ved hjelp av nevnte første pakning (146), idet nevnte andre produksjonssone (140) har en andre soneåpning (151) for å gjøre det mulig for produk-sjonsf luid å strømme inn i nevnte produksjonsrør (112) og en andre reguleringsventil (150) for regulering av mengden av nevnte produksjonsfluid som strøm-mer nedstrøms fra nevnte første produksjonssone (141) og nevnte andre produksjonssone (140), idet nevnte andre produksjonssone (140) har en andre pakning (146) anordnet i en nedstrømsende av nevnte andre produksjonssone (140), hvor nevnte andre pakning (146) har en oppstrøms andre pakningsside (148) og en nedstrøms andre pakningsside (149), og nevnte andre produksjonssone (140) har en andre fiberoptisk føler-pakke (10) som i det vesentlige er anordnet grensende til nevnte nedstrøms andre pakningsside (149) for å måle nevnte produksjonsfluids parametre og overføre nevnte parametre til nevnte overflate for å bestemme sammensetningen av nevnte produksjonsfluid som strøm-mer inn i nevnte produksjonsrør (112) gjennom nevnte første produksjonssone (141) og nevnte andre produksjonssone (140).
7. Brønnsammenstilling som angitt i krav 6, karakterisert ved at den videre omfatter en vann-brønn (213) for strømning av vann under trykk fra overflaten og nedstrøms inn i nevnte første og andre produksjonssone (241, 240), idet nevnte vannbrønn (213) har et vannrør (211) som er forsynt med en første og andre vannreguleringsventil (250) for regulering av mengden vann som strømmer ut av nevnte vannrør (211) og inn i henholdsvis nevnte første og andre produksjonssone (241, 240), og en første og andre fiberoptisk følerpakke (210) anordnet nedstrøms henholdsvis nevnte første og andre reguleringsventil (250) for å måle mengden vann fra nevnte vannrør (211) og inn i nevnte første og andre produksjonssoner (241, 240) for å avgjøre om nevnte første og andre reguleringsventiler (150) må reguleres.
8. Brønnsammenstilling som angitt i krav 6 og 7, karakterisert ved at en av nevnte flerhet av produksjonssoner (139, 140, 141) er en tredje produksjonssone (139) anordnet nedstrøms nevnte andre produksjonssone (140) og atskilt fra denne ved hjelp av nevnte andre pakning (146), idet nevnte tredje produksjonssone (139) har en tredje soneåpning (151) for å gjøre det mulig for produksjonsfluid å strømme inn i nevnte pro-duksjonsrør (112) og en tredje reguleringsventil (150) for regulering av mengden av nevnte produksjonsfluid som strømmer inn i nevnte produksjonsrør (112) gjennom nevnte tredje produksjonssone (139), idet nevnte tredje produksjonssone (139) har en tredje pakning (146) anordnet på en nedstrømsside derav, nevnte tredje pakning (146) har en oppstrøms tredje pakningsside (148) og en ned-strøms tredje pakningsside (149), idet nevnte tredje produksjonssone (139) har en tredje fiberoptisk føler-pakke (10) som i det vesentlige er anordnet grensende til nevnte nedstrøms tredje pakningsside (149) for å måle nevnte produksjonsfluids parametre og overføre nevnte parametre til nevnte overflate (136) for å bestemme sammensetning av nevnte produksjonsfluid som strømmer inn i nevnte produksjonsrør (112) gjennom nevnte første produksjonssone (141), nevnte andre produksjonssone (140) og nevnte tredje produksjonssone (139).
9. Brønnsammenstilling som angitt i krav 6, 7 eller 8, karakterisert ved at nevnte andre produksjonssone (140) er en sidesone.
10. Brønnsammenstilling som angitt i krav 9, karakterisert ved nevnte andre produksjonssone er anbrakt med avstand i sideretning til nevnte første produksjonssone, idet nevnte andre produksjonssone har en andre soneåpning for å gjøre det mulig for nevnte pro-duksjonsf luid å strømme inn i et andre produksjonsrør og en andre reguleringsventil for å regulere mengden av nevnte produksjonsfluid som strømmer gjennom nevnte andre produksjonssone, idet nevnte andre produksjonssone har en andre pakning anbrakt i en nedstrømsende av nevnte andre produksjonssone, hvor nevnte andre pakning har en oppstrøms andre pakningsside og en nedstrøms andre pakningsside, og nevnte andre produksjonssone har en andre fiberoptisk følerpakke som i det vesentlige er anordnet grensende til nevnte nedstrøms andre pakningsside for å måle nevnte produksjonsfluids parametre og overfø-re nevnte parametre til nevnte overflate for å bestemme sammensetningen av nevnte produksjonsfluid som strømmer inn i nevnte produksjonsrør gjennom nevnte andre produksjonssone .
11. Brønnsammenstilling som angitt i krav 6, karakterisert ved at nevnte første produksjonssone (141) også innbefatter en pumpe for pumping av nevnte produksjonsfluid nedstrøms mot nevnte overflate.
NO20020558A 1999-08-05 2002-02-04 Innretning for optimalisering av produksjonen av flerfasefluid NO326460B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/368,994 US6279660B1 (en) 1999-08-05 1999-08-05 Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid
PCT/US2000/021202 WO2001011189A2 (en) 1999-08-05 2000-08-03 Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20020558D0 NO20020558D0 (no) 2002-02-04
NO20020558L NO20020558L (no) 2002-03-21
NO326460B1 true NO326460B1 (no) 2008-12-08

Family

ID=23453621

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20020558A NO326460B1 (no) 1999-08-05 2002-02-04 Innretning for optimalisering av produksjonen av flerfasefluid

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6279660B1 (no)
EP (1) EP1200708B1 (no)
JP (1) JP4084042B2 (no)
AU (1) AU779037B2 (no)
CA (1) CA2381281C (no)
DE (1) DE60025002D1 (no)
NO (1) NO326460B1 (no)
WO (1) WO2001011189A2 (no)

Families Citing this family (78)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1192213C (zh) 1998-06-26 2005-03-09 塞德拉公司 利用声压测量管道中的流体参数的装置和方法
US6463813B1 (en) 1999-06-25 2002-10-15 Weatherford/Lamb, Inc. Displacement based pressure sensor measuring unsteady pressure in a pipe
US6691584B2 (en) 1999-07-02 2004-02-17 Weatherford/Lamb, Inc. Flow rate measurement using unsteady pressures
US6536291B1 (en) 1999-07-02 2003-03-25 Weatherford/Lamb, Inc. Optical flow rate measurement using unsteady pressures
CA2292278C (en) * 1999-12-10 2005-06-21 Laurie Venning A method of achieving a preferential flow distribution in a horizontal well bore
US6813962B2 (en) * 2000-03-07 2004-11-09 Weatherford/Lamb, Inc. Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement
US6601458B1 (en) 2000-03-07 2003-08-05 Weatherford/Lamb, Inc. Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement
US6782150B2 (en) 2000-11-29 2004-08-24 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for sensing fluid in a pipe
MY134072A (en) * 2001-02-19 2007-11-30 Shell Int Research Method for controlling fluid into an oil and/or gas production well
GB2390383B (en) * 2001-06-12 2005-03-16 Schlumberger Holdings Flow control regulation methods
GB0124615D0 (en) * 2001-10-12 2001-12-05 Alpha Thames Ltd A method and system for handling production fluid
US7059172B2 (en) * 2001-11-07 2006-06-13 Weatherford/Lamb, Inc. Phase flow measurement in pipes using a density meter
US6971259B2 (en) * 2001-11-07 2005-12-06 Weatherford/Lamb, Inc. Fluid density measurement in pipes using acoustic pressures
US6698297B2 (en) 2002-06-28 2004-03-02 Weatherford/Lamb, Inc. Venturi augmented flow meter
AU2003261080A1 (en) * 2002-06-21 2004-01-06 Sensor Highway Limited Technique and system for measuring a characteristic in a subterranean well
US20030234921A1 (en) 2002-06-21 2003-12-25 Tsutomu Yamate Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor
US7181955B2 (en) * 2002-08-08 2007-02-27 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method for measuring multi-Phase flows in pulp and paper industry applications
US7451809B2 (en) * 2002-10-11 2008-11-18 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve
US7255173B2 (en) * 2002-11-05 2007-08-14 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US7350590B2 (en) * 2002-11-05 2008-04-01 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US6997256B2 (en) * 2002-12-17 2006-02-14 Sensor Highway Limited Use of fiber optics in deviated flows
US6915686B2 (en) 2003-02-11 2005-07-12 Optoplan A.S. Downhole sub for instrumentation
US7159653B2 (en) 2003-02-27 2007-01-09 Weatherford/Lamb, Inc. Spacer sub
US6986276B2 (en) * 2003-03-07 2006-01-17 Weatherford/Lamb, Inc. Deployable mandrel for downhole measurements
US6837098B2 (en) * 2003-03-19 2005-01-04 Weatherford/Lamb, Inc. Sand monitoring within wells using acoustic arrays
US7261162B2 (en) * 2003-06-25 2007-08-28 Schlumberger Technology Corporation Subsea communications system
US20080264182A1 (en) * 2003-08-22 2008-10-30 Jones Richard T Flow meter using sensitive differential pressure measurement
US6910388B2 (en) * 2003-08-22 2005-06-28 Weatherford/Lamb, Inc. Flow meter using an expanded tube section and sensitive differential pressure measurement
NO336704B1 (no) * 2003-10-01 2015-10-26 Weatherford Lamb fremgangsmåte og apparat for måling av borehull-eller formasjonsparametere, fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av strømningsegenskaper for et fluid som strømmer gjennom en fôringsrørstreng.
JP4437029B2 (ja) * 2003-11-19 2010-03-24 パナソニック株式会社 空気調和機
US7210856B2 (en) * 2004-03-02 2007-05-01 Welldynamics, Inc. Distributed temperature sensing in deep water subsea tree completions
US7109471B2 (en) 2004-06-04 2006-09-19 Weatherford/Lamb, Inc. Optical wavelength determination using multiple measurable features
US7641395B2 (en) 2004-06-22 2010-01-05 Halliburton Energy Serives, Inc. Fiber optic splice housing and integral dry mate connector system
US7755032B2 (en) * 2005-04-15 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Measuring inflow performance with a neutron logging tool
US7503217B2 (en) * 2006-01-27 2009-03-17 Weatherford/Lamb, Inc. Sonar sand detection
MY163991A (en) * 2006-07-07 2017-11-15 Statoil Petroleum As Method for flow control and autonomous valve or flow control device
US20080066535A1 (en) 2006-09-18 2008-03-20 Schlumberger Technology Corporation Adjustable Testing Tool and Method of Use
GB2441843B (en) * 2006-09-18 2011-03-16 Schlumberger Holdings Methods of testing in boreholes
US7614294B2 (en) 2006-09-18 2009-11-10 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for downhole fluid compatibility
CN101187305B (zh) * 2007-01-18 2012-04-25 中国海洋石油总公司 单管同井抽注系统
EP2189622B1 (en) * 2007-01-25 2018-11-21 WellDynamics Inc. Casing valves system for selective well stimulation and control
EP2122120B1 (en) * 2007-02-12 2019-06-19 Weatherford Technology Holdings, LLC Apparatus and methods of flow testing formation zones
US7565834B2 (en) * 2007-05-21 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for investigating downhole conditions
US7789158B2 (en) 2007-08-03 2010-09-07 Pine Tree Gas, Llc Flow control system having a downhole check valve selectively operable from a surface of a well
CA2707088A1 (en) * 2007-11-30 2009-06-04 Schlumberger Canada Limited Downhole, single trip, multi-zone testing system and downhole testing method using such
NO337784B1 (no) * 2008-03-12 2016-06-20 Statoil Petroleum As System og fremgangsmåte for styring av fluidstrømmen i grenbrønner
CA2717366A1 (en) 2008-03-13 2009-09-17 Pine Tree Gas, Llc Improved gas lift system
US8251140B2 (en) * 2009-09-15 2012-08-28 Schlumberger Technology Corporation Fluid monitoring and flow characterization
US11639862B1 (en) * 2009-09-15 2023-05-02 Astro Technology Group, Llc Apparatus, system and method enabling multiplexed arrangement of optical fiber for sensing of operating conditions within a structural member
US8474528B2 (en) * 2009-09-22 2013-07-02 Schlumberger Technology Corporation Slurry bypass system for improved gravel packing
RU2534688C2 (ru) * 2012-08-21 2014-12-10 Олег Марсович Гарипов Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
EP4033069A1 (en) 2012-09-26 2022-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method of placing distributed pressure gauges across screens
MX371144B (es) 2012-09-26 2020-01-20 Halliburton Energy Services Inc Tubo de esnorquel con barrera contra desechos para medidores electronicos colocados sobre tamices de arena.
MX359577B (es) 2012-09-26 2018-10-03 Halliburton Energy Services Inc Portador de medidor de criba de arena en línea.
CN103790559B (zh) * 2012-10-26 2016-05-11 中国石油天然气股份有限公司 同心电动井下测调仪
GB2530416B (en) * 2013-03-29 2019-12-25 Schlumberger Holdings Optimum flow control valve setting system and procedure
US9410422B2 (en) 2013-09-13 2016-08-09 Chevron U.S.A. Inc. Alternative gauging system for production well testing and related methods
WO2015074243A1 (zh) * 2013-11-22 2015-05-28 中国石油天然气股份有限公司 多段压裂水平井智能测试系统和测试方法
US9982519B2 (en) * 2014-07-14 2018-05-29 Saudi Arabian Oil Company Flow meter well tool
RU2617761C2 (ru) * 2015-10-05 2017-04-26 Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа
CN105626038B (zh) * 2015-12-22 2022-01-28 东营市鑫吉石油技术有限公司 双向密封集流式流量调节仪
CN105507861A (zh) * 2016-01-06 2016-04-20 李永立 分层注水管柱
CN105937393B (zh) * 2016-06-27 2022-11-04 中国石油天然气股份有限公司 一种水平井拖动式产液剖面测试管柱及其测试方法
US20180187533A1 (en) * 2017-01-05 2018-07-05 Saudi Arabian Oil Company Hydrocarbon production by fluidically isolating vertical regions of formations
CN106677747A (zh) * 2017-01-19 2017-05-17 长江大学 一种水平井完井防砂用充填式控水筛管
US20190093474A1 (en) * 2017-09-22 2019-03-28 General Electric Company System and method for determining production from a plurality of wells
CN109681159B (zh) * 2017-10-17 2021-02-02 中国石油化工股份有限公司 一种油田多管分层注水管柱
CN108590604B (zh) * 2018-05-23 2021-03-02 四川省科学城久利电子有限责任公司 一种用于油田小流量不带桥偏心配水器的集流坐封结构
CN109084032B (zh) * 2018-09-13 2020-04-03 黑龙江省易爱蒽新材料科技发展有限公司 一种节能降耗可实现精调掺水和洗井控制的调节器
CN109958412B (zh) * 2018-12-25 2021-05-07 贵州航天凯山石油仪器有限公司 一种井下中继供电装置
CN110984930B (zh) * 2020-01-01 2021-05-28 东北石油大学 一种井下精细分层注水控制装置及其方法
US11613933B2 (en) * 2020-02-12 2023-03-28 Halliburton Energy Services, Inc. Concentric coiled tubing downline for hydrate remediation
US11066921B1 (en) * 2020-03-20 2021-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow condition sensing probe
US12006814B2 (en) * 2020-07-29 2024-06-11 Saudi Arabian Oil Company Downhole completion assembly for extended wellbore imaging
CN112855029B (zh) * 2021-04-26 2021-07-20 中铁九局集团第七工程有限公司 一种采空区钻孔外扩管施工方法
CN113187453B (zh) * 2021-07-01 2021-10-15 东营市瑞丰石油技术发展有限责任公司 一种可洗井防砂注水工艺管柱及其实现方法
US20240093577A1 (en) * 2022-09-20 2024-03-21 Ergo Exergy Technologies Inc. Quenching and/or sequestering process fluids within underground carbonaceous formations, and associated systems and methods
US11824682B1 (en) 2023-01-27 2023-11-21 Schlumberger Technology Corporation Can-open master redundancy in PLC-based control system

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2297571A (en) * 1995-01-21 1996-08-07 Phoenix Petroleum Services Well logging and control system
WO1998050680A2 (en) * 1997-05-02 1998-11-12 Baker Hughes Incorporated Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US346607A (en) 1886-08-03 Heel-nailing machine
US344094A (en) 1886-06-22 Calvin e
US2517603A (en) * 1945-04-12 1950-08-08 Stanslind Oil And Gas Company Fluid ingress well logging
GB1105949A (en) * 1965-10-05 1968-03-13 Texaco Development Corp Well completion apparatus
US4208196A (en) * 1978-10-30 1980-06-17 Combustion Engineering, Inc. Means for control of fluid distribution in low temperature separator
US4616700A (en) * 1984-09-18 1986-10-14 Hydril Company Automatic well test system and method
GB8511468D0 (en) * 1985-05-07 1985-06-12 Mobil North Sea Ltd Waterflooding injection system
US4721158A (en) * 1986-08-15 1988-01-26 Amoco Corporation Fluid injection control system
EP0364362B1 (fr) * 1988-10-14 1992-07-08 Institut Français du Pétrole Procédé et dispositif de diagraphie en puits de production non éruptif
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
GB9025230D0 (en) * 1990-11-20 1991-01-02 Framo Dev Ltd Well completion system
US5631413A (en) * 1994-05-20 1997-05-20 Computalog Usa, Inc. Fluid holdup tool and flow meter for deviated wells
US5706892A (en) 1995-02-09 1998-01-13 Baker Hughes Incorporated Downhole tools for production well control
US5730219A (en) 1995-02-09 1998-03-24 Baker Hughes Incorporated Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5959547A (en) 1995-02-09 1999-09-28 Baker Hughes Incorporated Well control systems employing downhole network
US5732776A (en) 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
US5706896A (en) 1995-02-09 1998-01-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells
US5996690A (en) 1995-06-06 1999-12-07 Baker Hughes Incorporated Apparatus for controlling and monitoring a downhole oil/water separator
US5941308A (en) * 1996-01-26 1999-08-24 Schlumberger Technology Corporation Flow segregator for multi-drain well completion
RU2066749C1 (ru) * 1996-03-14 1996-09-20 Владимир Викторович Шеляго Способ инклинометрии обсаженной скважины
US5906238A (en) 1996-04-01 1999-05-25 Baker Hughes Incorporated Downhole flow control devices
US5918669A (en) * 1996-04-26 1999-07-06 Camco International, Inc. Method and apparatus for remote control of multilateral wells
US6002985A (en) 1997-05-06 1999-12-14 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling development of an oil or gas reservoir
US5925879A (en) * 1997-05-09 1999-07-20 Cidra Corporation Oil and gas well packer having fiber optic Bragg Grating sensors for downhole insitu inflation monitoring
CA2296054C (en) * 1997-07-09 2007-12-04 Baker Hughes Incorporated Computer controlled injection wells
US5992519A (en) 1997-09-29 1999-11-30 Schlumberger Technology Corporation Real time monitoring and control of downhole reservoirs
US6009216A (en) * 1997-11-05 1999-12-28 Cidra Corporation Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors
EP1688585A3 (en) * 1998-12-17 2009-11-04 Chevron USA, Inc. Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2297571A (en) * 1995-01-21 1996-08-07 Phoenix Petroleum Services Well logging and control system
WO1998050680A2 (en) * 1997-05-02 1998-11-12 Baker Hughes Incorporated Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
.. *

Also Published As

Publication number Publication date
EP1200708B1 (en) 2005-12-21
AU779037B2 (en) 2005-01-06
WO2001011189A2 (en) 2001-02-15
CA2381281C (en) 2006-07-18
CA2381281A1 (en) 2001-02-15
WO2001011189A9 (en) 2002-09-12
NO20020558D0 (no) 2002-02-04
US6279660B1 (en) 2001-08-28
EP1200708A2 (en) 2002-05-02
AU6515300A (en) 2001-03-05
JP2003506603A (ja) 2003-02-18
WO2001011189A3 (en) 2001-11-15
JP4084042B2 (ja) 2008-04-30
NO20020558L (no) 2002-03-21
DE60025002D1 (de) 2006-01-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO326460B1 (no) Innretning for optimalisering av produksjonen av flerfasefluid
CA2926411C (en) Method and system for monitoring fluid flow in a conduit
AU2003241367B2 (en) System and method for flow/pressure boosting in subsea
CN110388189A (zh) 一种高温高压深井钻井溢流智能化节流压井方法及装置
NO342809B1 (no) Ventiltre med innvendig plassert strømningsmåler
RU2365744C1 (ru) Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом и установка для его реализации (варианты)
NO327389B1 (no) Anordning og fremgangsmate for overvaking og styring av nedihulls utstyr ved bruk av fiberoptikk
NO341390B1 (no) Havbunnsbrønnsammenstilling og framgangsmåte for å produsere en havbunnsbrønn
NO862846L (no) Produksjonssystem for hydrokarboner.
AU2014321317B2 (en) Use of downhole isolation valve to sense annulus pressure
NO337346B1 (no) Fremgangsmåter for å sirkulere ut en formasjonsinnstrømning fra en undergrunnsformasjon
NO316088B1 (no) Fluidseparator og fremgangsmåte for separering av fluider med forskjelligedensiteter i en ström gjennom en strömningsledning
AU2012203805A1 (en) Improved flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool
RU2513942C2 (ru) Способ эксплуатации газовой скважины
US10895141B2 (en) Controlled high pressure separator for production fluids
RU2001101297A (ru) Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации
EP2764207A1 (en) Wellbore influx detection with drill string distributed measurements
EA022511B1 (ru) Оборудование и способы улучшенного регулирования объема подводной добычи
US10533395B2 (en) Production assembly with integrated flow meter
RU2544204C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами
RU2364711C1 (ru) Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт
RU2722899C1 (ru) Способ эксплуатации газовой скважины
RU2371570C1 (ru) Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине
Pugh et al. First ever sub-sea hydraulic jet pump system used to optimize single well development offshore Tunisia
Isaev et al. Development, implementation and the results of implementation of novel dual completion technology, and new methods of evaluation of oil wells layers during dual completion

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, US

CREP Change of representative

Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, STORTINGSGATA 8, 0161 OSLO, NORGE

MK1K Patent expired