NO338632B1 - Apparat og fremgangsmåte for styring av strømning av formasjonsfluid inn i et produksjonsrør i et borehull - Google Patents
Apparat og fremgangsmåte for styring av strømning av formasjonsfluid inn i et produksjonsrør i et borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO338632B1 NO338632B1 NO20080224A NO20080224A NO338632B1 NO 338632 B1 NO338632 B1 NO 338632B1 NO 20080224 A NO20080224 A NO 20080224A NO 20080224 A NO20080224 A NO 20080224A NO 338632 B1 NO338632 B1 NO 338632B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- blowout
- valve
- fluid
- density
- seabed
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 50
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/05—Flapper valves
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Denne oppfinnelse vedrører generelt boring av brønner og produksjon fra brønner.
Generelt bores brønner i en svakt overbalansert tilstand hvor vekten av det anvendte borefluid bare svakt overveier boretrykket i de bergarter som bores.
Boreslam pumpes ned gjennom borestrengen til en borekrone og anvendes for å smøre og avkjøle borekronen og fjerne borekaks fra borehullet mens det bores. Det viskøse boreslam bærer borekakset oppover på utsiden av og omkring borestrengen.
I en balansert situasjon er densiteten av slammet som passerer nedover til borekronen og slammet som passerer oppover fra borekronen hovedsakelig den samme. Dette har den fordel at sannsynligheten for et såkalt "brønnspark" redu-seres. I en brønnsparksituasjon er nedovertrykket av boreslamkolonnen ikke til-strekkelig til å balansere poretrykket i de bergarter som bores, for eksempel poretrykket av gass eller annet fluid, som påtreffes i en formasjon. Som et resultat kan det skje en utblåsing (hvis en effektiv utblåsingssikring (BOP) ikke er montert på brønnen) som er en ekstremt farlig tilstand.
I underbalanser! boring er formålet forsettlig å skape en situasjon som be-skrevet i det foregående. Densiteten eller ekvivalent sirkulerende densitet av det oppover returnerende boreslam er nemlig lavere enn poretrykket av den bergart som bores og dette bevirker at gass, olje eller vann i bergarten kommer inn i borehullet fra den bergart som bores. Dette kan også resultere i økte borehastigheter, men også føre til høy strømning hvis bergartens permeabilitet og porøsitet tillater tilstrekkelige fluider å komme inn i borehullet.
I denne boresituasjon er det generell praksis å tilveiebringe en rekke forskjellige utblåsingssikringer for å kontrollere ethvert tap av kontrolltiltak eller utblåsinger som kunne skje.
En rekke forskjellige metoder er blitt anvendt for underbalanser! eller dobbelt gradient boring. Generelt innebærer de tilveiebringelse av en densitets senk-ende komponent til det returnerende boreslam. Gasser, sjøvann og glasskuler er blitt injisert i den returnerende boreslamstrømning for å redusere dens densitet.
I dype undervannsanvendelser kan det oppstå et antall problemer. På grunn av de trykk som er involvert blir alt signifikant mer komplisert. Det trykk som virker ned mot formasjonen inkluderer vekten av boreslammet, mens trykket i de grunne formasjoner dikteres av vekten av sjøvann over formasjonen. På grunn av de høyere trykk som er involvert kan boreslammet faktisk injiseres inn i formasjonen, frakturere denne og kan endog tilstoppe eller på annen måte tilsmusse selve formasjonen og alvorlig nedsette potensiell hydrokarbonproduksjon.
Ifølge US 6273193 B1 omfatter et dynamisk posisjonert konsentrisk stigerør-boresystem en dynamisk posisjonert boreenhet som kan opereres for å flyte i det minste delvis over en overflate av et vannlegeme, et første ytre lavtrykks marint stigerør som strekker seg fra boreenheten til vannlegemet, et oppspenn-ingssystem for å opplagre det første marine stigerør, et andre indre høytrykks marint stigerør konsentrisk forløpende innen det første ytre lavtrykks marine stige-rør, en overflateutblåsningssikring, en nedre marin stigerørspakke, en under-vannsutblåsningssikring og en kopling ved fundamentet av den nedre marine stigerørspakke for å frigjøre stigerørene fra brønnhodet i tilfelle av et posisjonstap av boreenheten.
WO 03/023181 A1 omtaler et arrangement og en fremgangsmåte for å styre og regulere bunnhullstrykket i en brønn under undervannsboring på dypt vann. Fremgangsmåten innbefatter å justere opp eller ned et væske/gass grense-snittnivå i et bore-stigerør. Arrangementet omfatter et høytrykksborestigerør og en overflateutblåsningssikring (BOP) ved den øvre ende av borestigerøret.
US 5848656 A angår en anordning for å styre undervannstrykk, hvilken anordning er tilpasset for bruk i boreinstallasjon som omfatter en undervannsut-blåsningssikring og en overflateutblåsningssikring hvorimellom et stigerør er anordnet for kommunikasjon, og for formålet med å danne en anordning hvor bruken av en strupeledning og drepeledning kan unngås. Anordningen kan omfatte et høytrykksstigerør og et høytrykksborerør som er således anordnet mellom under-vannsutblåsningssikringen og overflateutblåsningssikringen slik at det kan benyt-tes to separate høytrykksledninger som en erstatning for strupe- og drepe-ledningen.
US 2003/070840 A1 omtaler en fremgangsmåte og apparat for å styre boreslamtetthet ved en lokalisering enten ved sjøbunnen (eller like over sjøbun-nen) eller alternativt under sjøbunnen av brønner på dypt vann og ultradype vann-anvendelser. Fremgangsmåten kombinerer et basisfluid med lavere tetthet enn slammet påkrevet ved brønnhodet for å produsere et fortynnet slam i stigerøret.
Sammenfatning av oppfinnelsen
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte, kjennetegnet ved at den omfatter: operering av et havbunnsbrønnhode i en underbalanser! tilstand;
slam med en første densitet tilføres det nevnte brønnhode; og
fra havoverflaten injiseres et første densitetsnedsettende fluid inn i boreslam som returnerer fra det nevnte brønnhode gjennom et rør utstyr! med frakoplingslås og som er satt under strekk.
Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i kravene 2 til og med 21.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås videre ved et system for å til-føre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet, kjennetegnet ved at det omfatter: en overflatehenger for å strekke og nedhenge rør som kan forbindes til en kilde for densitetsnedsettende fluid; og
en havbunnsfrakoplingslås for å kople en første del av nevnte rør til en andre del av det nevnte rør, idet frakoplingslåsen er fjernstyr! for å kople den nevnte første del av det nevnte rør fra den nevnte andre del av det nevnte rør.
Foretrukne utførelsesformer av systemet er videre utdypet i krav 23 til og med 32.
Kort beskrivelse av tegningene
Figur 1 er en skjematisk avbildning av en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; Figur 2 er en forstørret skjematisk avbildning av undervannsavstengnings-sammenstilling vist i figur 1 i samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; Figur 3 er en forstørret, skjematisk tverrsnittstegning av spoleelementet 34 vist i figur 2, i samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; og Figur 4 er en skjematisk tverrsnittstegning av det roterende hode vist i figur 1 i samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
I noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan både boring og produksjon av fluider fra en formasjon foregå i en underbalanser! tilstand. Som anvendt heri betyr "underbalanser!" at vekten av boreslammet er mindre enn til-svarende boretrykket av formasjonen. Som anvendt heri refererer "dobbeltgradient" til det forhold at den densiteten av fluidet, ved noe punkt langs sitt forløp under bevegelse bort fra borekronen, er lavere enn densiteten av det fluid som beveger seg mot borekronen. Dobbeltgradientmetodene kan anvendes for å implementere underbalanser! boring. Etablering av en dobbeltgradient- eller underbalanser! tilstand kan implementeres ved hvilke som helst kjente metoder, inklusive injeksjon av gasser, sjøvann og glasskuler, for å nevne noen få eksempler.
Med henvisning til figur 1 kan et bore- og produksjonsapparat 11 inkludere et roterende hode 10 som roterer en streng for det formål å bore en brønn i en undervannsformasjon SF. Det roterende hode 10 roterer strengen gjennom en overflateutblåsingssikringsstakk (BOP-stakk) 12. Overflate utblåsingssikrings-stakken 12 kan inkludere ringromssikringer oppover strømningen av fluid fra brønnhodet til den overliggende flottørrigg 14.
Flottørriggen 14 kan strekkes ved bruk av strekkbøyler 16 koplet over en talje 54 til hydrauliske sylindere 56 for å skape et strekksystem 50. Strekksystemet 50 tillater at den øvre del av apparatet 11 kan bevege seg relativt til den nedre del, for eksempel i respons til sjøtilstander. Strekksystemet 50 tillater denne relative bevegelse og regulering av den relative posisjonering mens det opprettholdes strekk på husdelen (foringsrøret) 22 som strekker seg fra flottørriggen 14 nedover til en havbunnsavstengningssammenstilling 24.
Overflatedelen av apparatet 11 er koplet ved hjelp av en konnektor 20 til husdelen 22. Husdelen 22 er forbundet til den nedre seksjon av apparatet 11 via en frakoplingslås 72 lokaliser! under havoverflaten WL. Frakoplingslåsen 72 kan være hydraulisk operer! fra overflaten for å kople den øvre del av apparatet 11 fra den nedre del som inkluderer havbunnsavstengningssammenstillingen 24.
På riggen 14 er det også anordnet en kilde for fluid som har lavere densitet enn densiteten av det slam som pumpes ned gjennom borestrengen 24 fra overflaten i en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Fluidet med den lavere densitet kan tilveiebringes gjennom tilførselsrøret 60.
Et hengersystem 58 inkluderer et hengersystem 58 som hviler mot et underlag 56. Hengersystemet 58 strekker strekkrøret 26 som løper hele veien ned til en havbunnsfrakoplingslås 74 over havbunnsavstengningssammenstillingen 24. I likhet med frakoplingslåsen 72 kan havbunnsfrakoplingslåsen 74 være fjernstyrt eller overflatestyrt for å frakople strekkrøret 26 fra havbunnsavstengningssammenstillingen 24. I en utførelsesform kan underlaget 56 inkludere hydrauliske sylinder-innretninger som beveger seg i likhet med kutteventiler i utblåsingssikringer for å gripe strekkrøret 26.
Strømningsmengden av lavere densitetsfluid gjennom strekkrøret 25 fra overflaten kan kontrolleres fra overflaten ved hjelp av fjernstyrt ventilutstyr i havbunnsavstengningssammenstillingen 24, i en utførelsesform. Det er fordelaktig å tilveiebringe dette lavere densitetsfluid fra overflaten i motsetning til å forsøke å tilføre det fra en undervannslokalitet, som for eksempel i havbunnsavstengningssammenstillingen 24, på grunn av at det er mye lettere å kontrollere og operere store pumper fra flottørriggen 14.
Havbunnsavstengningssammenstillingen 24 opererer med utblåsings-sikringsstakken (BOP-stakken) 12 for å hindre utblåsinger. Mens overflateutblås-ingssikringsstakken 12 kontrollerer fluidstrømning er havbunnsavstengningssammenstillingen 24 ansvarlig for å avstenge eller skille brønnhodet fra delen av apparatet 11 derover, ved bruk av kutteventiler 30a og 30b som vist i figur 2. Foringsrøret 22 kan således koples ved hjelp av en konnektor 28a til kutteventilen 30a. Kutteventilen 30a er ved hjelp av et spoleelement 34 med flenser 32a og 32b koplet til kutteventilen 30b. Kutteventilen 30b kan ved hjelp av flensen 38 koples til en brønnhodekonnektor 28b, i sin tur forbundet til brønnhodet.
Som vist i figur 2 er strekkrøret 26 forbundet til en fjernstyrt ventil 36 som kontrollerer strømningsmengden av lavdensitet fluid gjennom strekkrøret 26 til det indre av spoleelementet 34. Innløpet fra strekkrøret 26 til spoleelementet 34 er mellom de to kutteventiler 30a og 30b.
Injeksjonen av lavere densitetsfluid, som vist i figur 3, anvender den fjernstyrte ventil 36 på spoleelementet 34. Spoleelementet 34 kan få boreslam, angitt som Minn til å bevege seg nedover gjennom huset 22. Det returnerende boreslam, angitt som Mut, passerer oppover i ringrommet 46 som omgir strengen 40 og spolerøret 44. Lavere densitet fluid kan således når den fjernstyrte ventil er åpnet injiseres inn i den returnerende boreslam/hydrokarbonstrømning for å nedsette dens densitet.
En underbalanser! situasjon kan skapes som et resultat av dobbelt densi-tetene av boreslammet i en utførelsesform. Boreslam over den fjernstyrte ventil 36 kan nemlig befinne seg ved en lavere densitet enn densiteten av boreslammet under den fjernstyrte ventil 36, så vel som densiteten av det slam som beveger seg nedover til formasjonen. Den fjernstyrte ventil 36 kan inkludere et roterende element 37 som tillater at den fjernstyrte ventil 36 kan åpnes eller kontrolleres. Som et ytterligere eksempel kan den fjernstyrte ventil 36 være en svingbar port-ventil med en hydraulisk avbruddssikring som automatisk lukker ventilen i tilfellet av et tap av hydraulikk. Den fjernstyrte ventil 36 kan muliggjøre graden av underbalanser! boring til å være overflatestyrt eller fjernstyrt avhengig av avfølte tilstan-der, inklusive det oppover trykk som leveres av formasjonen. For eksempel kan den fjernstyr! ventil 36 styres akustisk fra overflaten.
I noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan strømnings-kontroll foretas mest effektivt ved overflaten, mens avstengingskontroll foretas best på havbunnen. Pumpingen av det lavere densitetsfluid foretas også på overflaten, men injeksjonen av dette fluid kan foretas ved havbunnsavstengningssammenstillingen 24, i en utførelsesform mellom kutteventilene 30a og 30b.
Det roterende hode 10, vist mer detaljer! i figur 4, er koplet til overflate-utblåsingssikringsstakken 12 ved en skjøt 70. Returnerende fluid, indiker! som Mut, føres gjennom en ventil 68 til et passende oppsamlingsområde. Oppsam-lingsområdet kan oppsamle både boreslam med medrevet borekaks, så vel som produksjonsfluider som for eksempel hydrokarboner. Produksjonsfluidene kan separeres ved bruk av velkjente metoder.
Oppoverstrømningen av fluidet Mut begrenses av en pakning 62. I en ut-førelsesform er pakningen 62 en gummi- eller elastisk ring som tetter ringrommet omkring strengen 40 og hindrer den videre oppoverstrømning av fluider. Samtidig muliggjør pakningen 62 utøvelsen av en roterende kraft i retningen av den sirku-lære pil fra det roterende hode 66 til strengen 40 for boreformål. Tetninger 65 kan være anordnet mellom en teleskopskjøt 64 og det roterende hode 66 ettersom både boring og produksjon kan gjennomføres i en underbalanser! situasjon.
I noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan en hav-bunnsavstengingssammenstilling 24 være anordnet for å avstenge strengen i tilfellet av en svikt, som for eksempel en utblåsing. Samtidig kontrollerer overflate ringromsutblåsingssikringerfluidstrømning. Dobbeltgradient boring kan oppnås ved tilveiebringelse av fluid fra overflaten gjennom et sideinnløp inn i regionen mellom øvre og nedre utblåsingssikringer 30 av kutteventiltypen. Ved anordningen av det separate strekkrør 26 med en fjernstyrt havbunnsfrakoplingslås 74 kan passende volum av fluid tilføres som ellers ikke ville være tilgjengelig med konven-sjonelle drepe- og strupeledninger. Strekkrøret 26 for tilveiebringelse av densitets-kontrollfluidet kan både strekkes og låses. Som et resultat kan dobbeltgradient produksjon og boring oppnås i noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse.
Claims (32)
1. Fremgangsmåte,
karakterisert vedat den omfatter: operering av et havbunnsbrønnhode i en underbalanser! tilstand; slam med en første densitet tilføres det nevnte brønnhode; og fra havoverflaten injiseres et første densitetsnedsettende fluid inn i boreslam som returnerer fra det nevnte brønnhode gjennom et rør (26) utstyr! med frakoplingslås og som er satt under strekk.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den inkluderer produsering av hydrokarboner fra en havbunnsbrønn i en under-balansert tilstand ved bruk av et roterende hode (10) montert på en overflate-utblåsingssikring (12).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert vedat den inkluderer anvendelse av overflateutblåsings-sikringen (12) for å tilveiebringe overflatestrømningskontroll.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en undervanns-utblåsingssikring (24) i tillegg til nevnte overflateutblåsingssikring (12).
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av undervannsut-blåsingssikringer av kutteventiltypen (30a, 30b).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en separat ledning for at det nevnte første densitets-nedsettende fluid kan bli pumpet fra overflaten til en undervannslokalitet for boreslammet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en undervanns-utblåsingssikring (24) og at den nevnte ledning føres til nevnte undervannsutblås-ingssikring (24).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av et par under-vannsutblåsingssikringer av kutteventiltypen og at nevnte første densitetsnedsettende fluid injiseres mellom nevnte utblåsingssikringer av kutteventiltypen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en fjernstyrt ventil for å kontrollere strømningen av nevnte fluid og at ventilen posisjoneres ved en undervannslokalitet.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av et roterende hode (10) som overfører rotasjonsenergi til den nevnte borestreng gjennom en pakning.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av den nevnte rotasjonsenergi gjennom en elastisk pakning.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert vedat den omfatter kopling av nevnte overflateutblåsingssikringer til brønnhodet ved bruk av foringsrør og tilveiebringelse av en fjernstyrt havbunns frakoplingslås for å skille forbindelsen mellom det nevnte brønnhode og nevnte overflateutblåsingssikringer.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert vedat den inkluderer strekking av nevnte foringsrør.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en strømning av boreslam gjennom et foringsrør til en borekrone.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,
karakterisert vedat den inkluderer nedsettelse av densiteten av boreslam som returnerer fra den nevnte borekrone gjennom det nevnte foringsrør.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en separat ledning for å muliggjøre at fluid kan pumpes fra overflaten til en undervannslokalitet for å nedsette densiteten av det returnerende boreslam.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en strekkledning for å tilveiebringe det nevnte fluid fra den nevnte overflate.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en frakoplingslås for å kople ledningen fra brønnhodet.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en undervanns-utblåsingssikring (24) og at den nevnte ledning føres til nevnte undervannsutblås-ingssikring (24).
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av et par utblåsingssikringer av kutteventiltypen og at det nevnte fluid pumpes mellom nevnte utblåsingssikringer av kutteventiltypen.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en fjernstyrt ventil for å kontrollere strømningen av det nevnte fluid og at ventilen posisjoneres ved en havbunnslokalitet.
22. System for å tilføre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet,karakterisert vedat det omfatter: en overflatehenger (58) for å strekke og nedhenge rør (26) som kan forbindes til en kilde for densitetsnedsettende fluid; og en havbunnsfrakoplingslås (74) for å kople en første del av nevnte rør (26) til en andre del av det nevnte rør (26), idet frakoplingslåsen er fjernstyrt for å kople den nevnte første del av det nevnte rør (26) fra den nevnte andre del av det nevnte rør (26).
23. System ifølge krav 22,
karakterisert vedat det inkluderer en havbunnsventil (36) for å kontrollere strømningsmengden av fluid gjennom røret (26).
24. System ifølge krav 23,
karakterisert vedat ventilen (36) er koplet til en konnektor for å kople røret (26) til en havbunnslokalitet.
25. System ifølge krav 22,
karakterisert vedat det inkluderer en havbunnsavstengningssammenstilling (24) koplet til det nevnte rør (26).
26. System ifølge krav 25,
karakterisert vedat nevnte havbunnsavstengningssammenstilling (24) inkluderer et par utblåsingssikringer (30a, 30b) av kutteventil-typen koplet til hverandre.
27. System ifølge krav 26,
karakterisert vedat det inkluderer en kopling (34) for å forbinde nevnte utblåsingssikringer (30a, 30b) av kutteventiltypen til hverandre, idet den nevnte kopling er innrettet til å motta det nevnte rør (26), idet koplingen er anordnet for å føre borefluid nedover gjennom en sentral passasje og oppover gjennom en radielt forskjøvet passasje.
28. System ifølge krav 22,
karakterisert vedat havbunnslåsen (74) frakopler etter deteksjon av en svikt.
29. System ifølge krav 22,
karakterisert vedat den nevnte henger (58) inkluderer et hydraulisk system for å gripe røret (26).
30. System ifølge krav 26,
karakterisert vedat det videre innbefatter en anordning som kopler nevnte utblåsningssikringer, nevnte anordning har et innløp for å motta en densitetsnedsettende fluid for å senke densiteten til boreslammet som beveger seg oppover gjennom nevnte anordning.
31. System ifølge krav 30,
karakterisert vedat det innbefatter en separat ledning for å tilføre lavere densitetsfluid, nevnte ledning innbefatter en fjernstyrt aktiverbar ventil (36).
32. System ifølge krav 31,
karakterisert vedat nevnte ventil (36) automatisk lukker ved tap av styring.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/219,511 US7290606B2 (en) | 2004-07-30 | 2005-09-02 | Inflow control device with passive shut-off feature |
PCT/US2006/033547 WO2007027617A2 (en) | 2005-09-02 | 2006-08-30 | Inflow control device with passive shut-off feature |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20080224L NO20080224L (no) | 2008-05-08 |
NO338632B1 true NO338632B1 (no) | 2016-09-19 |
Family
ID=37487720
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20080224A NO338632B1 (no) | 2005-09-02 | 2008-01-14 | Apparat og fremgangsmåte for styring av strømning av formasjonsfluid inn i et produksjonsrør i et borehull |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7290606B2 (no) |
AU (1) | AU2006284971B2 (no) |
CA (1) | CA2614645C (no) |
GB (1) | GB2441723B (no) |
NO (1) | NO338632B1 (no) |
WO (1) | WO2007027617A2 (no) |
Families Citing this family (127)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO314701B3 (no) * | 2001-03-20 | 2007-10-08 | Reslink As | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
NO319620B1 (no) * | 2003-02-17 | 2005-09-05 | Rune Freyer | Anordning og fremgangsmåte for valgbart å kunne stenge av et parti av en brønn |
NO325434B1 (no) * | 2004-05-25 | 2008-05-05 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk |
WO2006015277A1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7481271B2 (en) * | 2006-02-27 | 2009-01-27 | Grant Michael E | Marginal oil extraction system |
US7708068B2 (en) * | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
US8453746B2 (en) | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7469743B2 (en) * | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7802621B2 (en) * | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US20070246212A1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Richards William M | Well screens having distributed flow |
MX2009000130A (es) * | 2006-07-07 | 2009-06-11 | Statoilhydro Asa | Metodo para el control de flujo y valvula autonoma o dispositivo para el control de flujo. |
US20080041582A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Geirmund Saetre | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20080041588A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Richards William M | Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls |
US20080041580A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
US20080066535A1 (en) | 2006-09-18 | 2008-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Adjustable Testing Tool and Method of Use |
US7614294B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for downhole fluid compatibility |
GB2441843B (en) * | 2006-09-18 | 2011-03-16 | Schlumberger Holdings | Methods of testing in boreholes |
US7832473B2 (en) * | 2007-01-15 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the flow of fluid between a downhole formation and a base pipe |
WO2008097312A1 (en) | 2007-02-06 | 2008-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
US20080283238A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
NO20072639A (no) * | 2007-05-23 | 2008-10-27 | Ior Tech As | Ventil for et produksjonsrør, og produksjonsrør med samme |
AU2008290585B2 (en) * | 2007-08-17 | 2011-10-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches |
US9004155B2 (en) * | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
US8096351B2 (en) * | 2007-10-19 | 2012-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Water sensing adaptable in-flow control device and method of use |
US8312931B2 (en) | 2007-10-12 | 2012-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device |
US7942206B2 (en) | 2007-10-12 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | In-flow control device utilizing a water sensitive media |
EP2198119B1 (en) * | 2007-10-16 | 2017-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid control apparatus and methods for production and injection wells |
US8544548B2 (en) | 2007-10-19 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids |
US7913765B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use |
US7918272B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production |
US8069921B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production |
US7775271B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7784543B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7793714B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US20090101329A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System |
US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7775277B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US20090101354A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids |
US7789139B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US20090101336A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7891430B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-02-22 | Baker Hughes Incorporated | Water control device using electromagnetics |
US20090101344A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
US8474535B2 (en) * | 2007-12-18 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen inflow control device with check valve flow controls |
CA2715568A1 (en) * | 2008-02-14 | 2009-08-20 | Schlumberger Canada Limited | Valve apparatus for inflow control |
WO2009108413A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating flow in a wellbore |
US8839849B2 (en) * | 2008-03-18 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis |
US7921920B1 (en) | 2008-03-21 | 2011-04-12 | Ian Kurt Rosen | Anti-coning well intake |
US7992637B2 (en) | 2008-04-02 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Reverse flow in-flow control device |
US8931570B2 (en) | 2008-05-08 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive in-flow control device for subterranean wellbores |
US8555958B2 (en) | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
US7789152B2 (en) | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
US8171999B2 (en) * | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US7762341B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device utilizing a reactive media |
US8590609B2 (en) | 2008-09-09 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sneak path eliminator for diode multiplexed control of downhole well tools |
US7987909B2 (en) * | 2008-10-06 | 2011-08-02 | Superior Engery Services, L.L.C. | Apparatus and methods for allowing fluid flow inside at least one screen and outside a pipe disposed in a well bore |
US7954546B2 (en) * | 2009-03-06 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Subterranean screen with varying resistance to flow |
US20100300675A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8132624B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8151881B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US20100300674A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8056627B2 (en) * | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8893809B2 (en) * | 2009-07-02 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
US8550166B2 (en) * | 2009-07-21 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting in-flow control device |
US20110030965A1 (en) * | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Coronado Martin P | Downhole Screen with Valve Feature |
US8443888B2 (en) * | 2009-08-13 | 2013-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for passive fluid control in a wellbore |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US8276669B2 (en) | 2010-06-02 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system with circulation inducing structure therein to variably resist flow in a subterranean well |
US8235128B2 (en) | 2009-08-18 | 2012-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow path control based on fluid characteristics to thereby variably resist flow in a subterranean well |
US8893804B2 (en) | 2009-08-18 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternating flow resistance increases and decreases for propagating pressure pulses in a subterranean well |
US9016371B2 (en) * | 2009-09-04 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore |
US8403061B2 (en) * | 2009-10-02 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a flow control device that reduces flow of the fluid when a selected property of the fluid is in selected range |
US8291976B2 (en) * | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
US8469107B2 (en) * | 2009-12-22 | 2013-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore |
US8469105B2 (en) * | 2009-12-22 | 2013-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore |
US8210258B2 (en) * | 2009-12-22 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Wireline-adjustable downhole flow control devices and methods for using same |
NO336424B1 (no) * | 2010-02-02 | 2015-08-17 | Statoil Petroleum As | Strømningsstyringsanordning, strømningsstyringsfremgangsmåte og anvendelse derav |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
US8261839B2 (en) | 2010-06-02 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use in a subterranean well |
US8356668B2 (en) | 2010-08-27 | 2013-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow restrictor for use in a subterranean well |
US8430130B2 (en) | 2010-09-10 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
US8950502B2 (en) | 2010-09-10 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
US8851180B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-releasing plug for use in a subterranean well |
US8544554B2 (en) | 2010-12-14 | 2013-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Restricting production of gas or gas condensate into a wellbore |
US8496059B2 (en) | 2010-12-14 | 2013-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling flow of steam into and/or out of a wellbore |
US8839857B2 (en) | 2010-12-14 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geothermal energy production |
US8607874B2 (en) * | 2010-12-14 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling flow between a wellbore and an earth formation |
US8910716B2 (en) | 2010-12-16 | 2014-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling fluid flow from a formation |
US8733401B2 (en) | 2010-12-31 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cone and plate fluidic oscillator inserts for use with a subterranean well |
US8418725B2 (en) | 2010-12-31 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluidic oscillators for use with a subterranean well |
US8646483B2 (en) | 2010-12-31 | 2014-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cross-flow fluidic oscillators for use with a subterranean well |
MX352073B (es) | 2011-04-08 | 2017-11-08 | Halliburton Energy Services Inc | Método y aparato para controlar un flujo de fluido en una válvula autónoma que utiliza un interruptor adhesivo. |
US8678035B2 (en) | 2011-04-11 | 2014-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well |
US8844651B2 (en) | 2011-07-21 | 2014-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Three dimensional fluidic jet control |
US8863835B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable frequency fluid oscillators for use with a subterranean well |
US8955585B2 (en) | 2011-09-27 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming inclusions in selected azimuthal orientations from a casing section |
US8991506B2 (en) | 2011-10-31 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
CN103890312B (zh) | 2011-10-31 | 2016-10-19 | 哈里伯顿能源服务公司 | 具有往复式阀门以用于井下流体选择的自主流体控制装置 |
US8739880B2 (en) | 2011-11-07 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, P.C. | Fluid discrimination for use with a subterranean well |
US9506320B2 (en) | 2011-11-07 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance for use with a subterranean well |
US8684094B2 (en) | 2011-11-14 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing flow of undesired fluid through a variable flow resistance system in a well |
NO2788578T3 (no) * | 2011-12-06 | 2018-02-24 | ||
CA2762480C (en) * | 2011-12-16 | 2019-02-19 | John Nenniger | An inflow control valve for controlling the flow of fluids into a generally horizontal production well and method of using the same |
US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
NO334657B1 (no) * | 2012-11-21 | 2014-05-12 | Acona Innovalve As | Apparat og fremgangsmåte for å styre en fluidstrøm i eller inn i en brønn |
US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
NO340334B1 (no) * | 2013-06-21 | 2017-04-03 | Statoil Petroleum As | Strømningsstyringsanordning, strømningsstyrings-fremgangsmåte og anvendelse derav |
AU2014293014B2 (en) | 2013-07-25 | 2018-05-17 | Schlumberger Technology B.V. | Sand control system and methodology |
RU2016146216A (ru) | 2014-04-28 | 2018-05-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ для размещения в скважине гравийной набивки |
NO338579B1 (no) * | 2014-06-25 | 2016-09-12 | Aadnoey Bernt Sigve | Autonom brønnventil |
US9638000B2 (en) | 2014-07-10 | 2017-05-02 | Inflow Systems Inc. | Method and apparatus for controlling the flow of fluids into wellbore tubulars |
US9644461B2 (en) | 2015-01-14 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device and method |
NO20161700A1 (en) | 2016-10-27 | 2018-03-12 | Acona Innovalve As | An apparatus and a method for controlling fluid flow in, into or out of a well, and an orientation means for orienting the apparatus |
NO342635B1 (en) * | 2016-10-28 | 2018-06-25 | Aadnoey Bernt Sigve | Improved Autonomous Well Valve |
WO2018144669A1 (en) | 2017-02-02 | 2018-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool for gravel packing a wellbore |
US11493145B2 (en) | 2017-10-17 | 2022-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Density-based fluid flow control device |
WO2019135814A1 (en) * | 2018-01-05 | 2019-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Density-based fluid flow control devices |
WO2020040847A1 (en) * | 2018-08-23 | 2020-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shuttle valve for autonomous fluid flow device |
NO20210542A1 (en) | 2018-12-05 | 2021-04-30 | Halliburton Energy Services Inc | Improved density aicd using a valve |
US11116116B1 (en) | 2018-12-14 | 2021-09-07 | Smart Wires Inc. | Interference limiting enclosure for power flow devices |
US10890067B2 (en) * | 2019-04-11 | 2021-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method to use a buoyant body to measure two-phase flow in horizontal wells |
US11506016B2 (en) | 2020-04-20 | 2022-11-22 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Wellbore system, a member and method of making same |
EP4337845A1 (en) * | 2021-05-12 | 2024-03-20 | Services Pétroliers Schlumberger | Autonomous inflow control device system and method |
WO2022271149A1 (en) | 2021-06-21 | 2022-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive manufactured floats for use in a downhole environment |
US20230304377A1 (en) * | 2022-03-25 | 2023-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-density floats including one or more hollow ceramic shells for use in a downhole environment |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2810352A (en) * | 1956-01-16 | 1957-10-22 | Eugene D Tumlison | Oil and gas separator for wells |
US3451477A (en) * | 1967-06-30 | 1969-06-24 | Kork Kelley | Method and apparatus for effecting gas control in oil wells |
US5333684A (en) * | 1990-02-16 | 1994-08-02 | James C. Walter | Downhole gas separator |
US6505682B2 (en) * | 1999-01-29 | 2003-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling production |
Family Cites Families (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1649524A (en) | 1927-11-15 | Oil ahd water sepakatos for oil wells | ||
US1362552A (en) | 1919-05-19 | 1920-12-14 | Charles T Alexander | Automatic mechanism for raising liquid |
US1984741A (en) * | 1933-03-28 | 1934-12-18 | Thomas W Harrington | Float operated valve for oil wells |
US2089477A (en) | 1934-03-19 | 1937-08-10 | Southwestern Flow Valve Corp | Well flowing device |
US2214064A (en) | 1939-09-08 | 1940-09-10 | Stanolind Oil & Gas Co | Oil production |
US2257523A (en) | 1941-01-14 | 1941-09-30 | B L Sherrod | Well control device |
US2412841A (en) | 1944-03-14 | 1946-12-17 | Earl G Spangler | Air and water separator for removing air or water mixed with hydrocarbons, comprising a cartridge containing a wadding of wooden shavings |
US2762437A (en) | 1955-01-18 | 1956-09-11 | Egan | Apparatus for separating fluids having different specific gravities |
US3385367A (en) * | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
US3675714A (en) | 1970-10-13 | 1972-07-11 | George L Thompson | Retrievable density control valve |
US3739845A (en) | 1971-03-26 | 1973-06-19 | Sun Oil Co | Wellbore safety valve |
US3791444A (en) | 1973-01-29 | 1974-02-12 | W Hickey | Liquid gas separator |
US3951338A (en) | 1974-07-15 | 1976-04-20 | Standard Oil Company (Indiana) | Heat-sensitive subsurface safety valve |
US4066128A (en) | 1975-07-14 | 1978-01-03 | Otis Engineering Corporation | Well flow control apparatus and method |
US4173255A (en) | 1978-10-05 | 1979-11-06 | Kramer Richard W | Low well yield control system and method |
US4287952A (en) | 1980-05-20 | 1981-09-08 | Exxon Production Research Company | Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers |
US4497714A (en) | 1981-03-06 | 1985-02-05 | Stant Inc. | Fuel-water separator |
US4491186A (en) | 1982-11-16 | 1985-01-01 | Smith International, Inc. | Automatic drilling process and apparatus |
SU1335677A1 (ru) * | 1985-08-09 | 1987-09-07 | М.Д..Валеев, Р.А.Зайнашев, А.М.Валеев и А.Ш.Сыртланов | Устройство дл периодического раздельного отбора углеводородной и вод ной фаз |
US4974674A (en) | 1989-03-21 | 1990-12-04 | Westinghouse Electric Corp. | Extraction system with a pump having an elastic rebound inner tube |
US4998585A (en) | 1989-11-14 | 1991-03-12 | Qed Environmental Systems, Inc. | Floating layer recovery apparatus |
CA2034444C (en) | 1991-01-17 | 1995-10-10 | Gregg Peterson | Method and apparatus for the determination of formation fluid flow rates and reservoir deliverability |
GB9127535D0 (en) | 1991-12-31 | 1992-02-19 | Stirling Design Int | The control of"u"tubing in the flow of cement in oil well casings |
NO306127B1 (no) | 1992-09-18 | 1999-09-20 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og produksjonsror for produksjon av olje eller gass fra et olje- eller gassreservoar |
US5435395A (en) * | 1994-03-22 | 1995-07-25 | Halliburton Company | Method for running downhole tools and devices with coiled tubing |
US5609204A (en) | 1995-01-05 | 1997-03-11 | Osca, Inc. | Isolation system and gravel pack assembly |
US5597042A (en) | 1995-02-09 | 1997-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
NO954352D0 (no) * | 1995-10-30 | 1995-10-30 | Norsk Hydro As | Anordning for innströmningsregulering i et produksjonsrör for produksjon av olje eller gass fra et olje- og/eller gassreservoar |
FR2750732B1 (fr) | 1996-07-08 | 1998-10-30 | Elf Aquitaine | Procede et installation de pompage d'un effluent petrolier |
US6068015A (en) | 1996-08-15 | 2000-05-30 | Camco International Inc. | Sidepocket mandrel with orienting feature |
US5803179A (en) * | 1996-12-31 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screened well drainage pipe structure with sealed, variable length labyrinth inlet flow control apparatus |
US5831156A (en) | 1997-03-12 | 1998-11-03 | Mullins; Albert Augustus | Downhole system for well control and operation |
NO305259B1 (no) | 1997-04-23 | 1999-04-26 | Shore Tec As | FremgangsmÕte og apparat til bruk ved produksjonstest av en forventet permeabel formasjon |
NO320593B1 (no) * | 1997-05-06 | 2005-12-27 | Baker Hughes Inc | System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon |
US5881809A (en) | 1997-09-05 | 1999-03-16 | United States Filter Corporation | Well casing assembly with erosion protection for inner screen |
US6253861B1 (en) | 1998-02-25 | 2001-07-03 | Specialised Petroleum Services Limited | Circulation tool |
NO982609A (no) | 1998-06-05 | 1999-09-06 | Triangle Equipment As | Anordning og fremgangsmåte til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrøm mellom et hydrokarbonreservoar og en brønn |
FR2790510B1 (fr) | 1999-03-05 | 2001-04-20 | Schlumberger Services Petrol | Procede et dispositif de controle de debit en fond de puits, a commande decouplee |
US6367547B1 (en) | 1999-04-16 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole separator for use in a subterranean well and method |
US6679324B2 (en) * | 1999-04-29 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Downhole device for controlling fluid flow in a well |
US6286596B1 (en) | 1999-06-18 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-regulating lift fluid injection tool and method for use of same |
AU5079501A (en) | 2000-03-02 | 2001-09-12 | Shell Oil Co | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
US6629564B1 (en) | 2000-04-11 | 2003-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole flow meter |
US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
US6817416B2 (en) * | 2000-08-17 | 2004-11-16 | Abb Offshore Systems Limited | Flow control device |
US6371210B1 (en) | 2000-10-10 | 2002-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
US6622794B2 (en) * | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
NO313895B1 (no) | 2001-05-08 | 2002-12-16 | Freyer Rune | Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn |
GB2376488B (en) * | 2001-06-12 | 2004-05-12 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation method and apparatus |
CN1385594A (zh) | 2002-06-21 | 2002-12-18 | 刘建航 | 井下智能堵水阀 |
US7207386B2 (en) | 2003-06-20 | 2007-04-24 | Bj Services Company | Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production |
US6966373B2 (en) | 2004-02-27 | 2005-11-22 | Ashmin Lc | Inflatable sealing assembly and method for sealing off an inside of a flow carrier |
WO2006015277A1 (en) | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
-
2005
- 2005-09-02 US US11/219,511 patent/US7290606B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-08-30 WO PCT/US2006/033547 patent/WO2007027617A2/en active Application Filing
- 2006-08-30 AU AU2006284971A patent/AU2006284971B2/en not_active Ceased
- 2006-08-30 GB GB0800447A patent/GB2441723B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-08-30 CA CA2614645A patent/CA2614645C/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-01-14 NO NO20080224A patent/NO338632B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2810352A (en) * | 1956-01-16 | 1957-10-22 | Eugene D Tumlison | Oil and gas separator for wells |
US3451477A (en) * | 1967-06-30 | 1969-06-24 | Kork Kelley | Method and apparatus for effecting gas control in oil wells |
US5333684A (en) * | 1990-02-16 | 1994-08-02 | James C. Walter | Downhole gas separator |
US6505682B2 (en) * | 1999-01-29 | 2003-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling production |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20080224L (no) | 2008-05-08 |
AU2006284971B2 (en) | 2010-12-16 |
US20060076150A1 (en) | 2006-04-13 |
WO2007027617A3 (en) | 2007-06-28 |
AU2006284971A1 (en) | 2007-03-08 |
WO2007027617A2 (en) | 2007-03-08 |
US7290606B2 (en) | 2007-11-06 |
GB2441723A (en) | 2008-03-12 |
CA2614645A1 (en) | 2007-03-08 |
CA2614645C (en) | 2010-11-23 |
GB2441723B (en) | 2009-12-16 |
GB0800447D0 (en) | 2008-02-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO338632B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for styring av strømning av formasjonsfluid inn i et produksjonsrør i et borehull | |
NO338633B1 (no) | Fremgangsmåte for underbalansert brønnboring og system for å tilføre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet | |
US7237623B2 (en) | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser | |
US6142236A (en) | Method for drilling and completing a subsea well using small diameter riser | |
AU2016395455B2 (en) | Subsea tree and methods of using the same | |
NO330148B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring. | |
US20190145202A1 (en) | Drilling System and Method | |
NO342580B1 (no) | Apparat samt system for styring av trykk inne i et stigerør under boreoperasjoner | |
NO340643B1 (no) | Dobbel BOP og felles stigerørssystem | |
US9835009B2 (en) | Method and apparatus for managing annular fluid expansion and pressure within a wellbore | |
BRPI1000811B1 (pt) | método de remoção de fluido | |
NO20100239A1 (no) | Ventilsystem for oljebronn | |
US10125562B2 (en) | Early production system for deep water application | |
US20180245411A1 (en) | Method of operating a drilling system | |
US20180258730A1 (en) | Integrated rotating control device and gas handling system for a marine drilling system | |
US20210148192A1 (en) | Ball valve capping stack | |
US11053755B2 (en) | Iron roughnecks for non-stop circulation system | |
AU2008201481B2 (en) | Underbalanced well drilling and production | |
NO160537B (no) | Avlederinnretning. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |