NO341287B1 - Multilateral injeksjons-/produksjons-/lagringskompletteringsfremgangsmåte - Google Patents
Multilateral injeksjons-/produksjons-/lagringskompletteringsfremgangsmåte Download PDFInfo
- Publication number
- NO341287B1 NO341287B1 NO20051797A NO20051797A NO341287B1 NO 341287 B1 NO341287 B1 NO 341287B1 NO 20051797 A NO20051797 A NO 20051797A NO 20051797 A NO20051797 A NO 20051797A NO 341287 B1 NO341287 B1 NO 341287B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- wellbore
- passage
- flow
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 107
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- XOFYZVNMUHMLCC-ZPOLXVRWSA-N prednisone Chemical compound O=C1C=C[C@]2(C)[C@H]3C(=O)C[C@](C)([C@@](CC4)(O)C(=O)CO)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 XOFYZVNMUHMLCC-ZPOLXVRWSA-N 0.000 claims 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Stabilization Of Oscillater, Synchronisation, Frequency Synthesizers (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Automatic Assembly (AREA)
- Combined Devices Of Dampers And Springs (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt operasjoner utført, og utstyr benyttet, i forbindelse med undergrunnsbrønner, og tilveiebringer, i en her beskrevet utførelsesform, mer spesifikt multilaterale brønnkompletteringssystemer og
-fremgangsmåter.
En typisk multilateral brønn inkluderer multiple laterale brønnhull eller forgrenings-brønnhull. De multiple forgreningsbrønnhullene kan bli benyttet for vekslende å
injisere, overføre, lagre og produsere fluider i disse brønnene. Imidlertid er det pr i dag ingen tilfredsstillende systemer og fremgangsmåter som er kommersielt tilgjengelige for å utføre disse funksjonene beleilig, kostnadseffektivt og pålitelig i multilaterale brønner.
Videre er det vanskelig, om ikke umulig, å endre et typisk multilateralt kompletterings-system uten å trekke systemet ut av brønnen. Dersom brønnforholdene for eksempel endres, dersom det er ønskelig å injisere eller lagre fluider i en sone som tidligere ble produsert, må således typisk multilaterale kompletteringssystemer bli trukket ut av brønnen og bli rekonfigurert eller byttet ut for å være i overensstemmelse med de nye brønnforholdene.
Det er derfor velkjent av fagpersoner innen området at det er behov for forbedrede systemer og fremgangsmåter for multilaterale brønnkompletteringer. Fortrinnsvis bør slike forbedrede multilaterale brønnkompletteringssystemer og -fremgangsmåter kunne tilpasses skiftende brønnforhold og et mangfold med situasjoner.
CA 2301966 Al beskriver kjent teknikk på området.
Ved utføring av prinsippene ved den foreliggende oppfinnelse er, i henhold til en utførelsesform av denne, et brønnkompletteringssystem tilveiebragt som inkluderer muligheten for å utføre et mangfold funksjoner enkelt og økonomisk. Tilknyttede fremgangsmåter er også tilveiebragt.
I et aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebragt et system for komplettering av en brønn med et første brønnhull som krysser både andre, tredje og fjerde brønnhull. Systemet inkluderer en foringsrørstreng plassert i det første brønnhullet. Et første fluid blir injisert i det andre brønnhullet. Et andre fluid blir mottatt i det tredje brønnhullet. Det andre fluidet kan bli strømmet inn i det tredje brønnhullet som respons på at det første fluidet strømmer inn i det andre brønnhullet.
Det andre fluidet blir overført fra det tredje brønnhullet til det fjerde brønnhullet for lagring deri og senere produksjon. Overføringen av det andre fluidet blir utført ved hjelp av en passasje i det første brønnhullet isolert fra foringsrørstrengen.
I et annet aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebragt en fremgangsmåte for komplettering av en brønn med et første brønnhull som krysser både et andre, et tredje og et fjerde brønnhull. Fremgangsmåten inkluderer trinnene å: injisere et første fluid inn i en første sone krysset av det andre brønnhullet; motta et andre fluid i det tredje brønnhullet som respons på det første fluidinjiseringstrinnet; å strømme det andre fluidet fra det tredje brønnhullet til det fjerde brønnhullet; å lagre det andre fluidet i en andre sone krysset av det fjerde brønnhullet; og så produsere det andre fluidet fra den andre sonen til et fjerntliggende sted.
I nok et aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebragt en annen fremgangsmåte for komplettering av en brønn med et første brønnhull som krysser både et andre, et tredje og et fjerde brønnhull. Fremgangsmåten inkluderer trinnene å: først sammenkoble andre og tredje anordninger i en foringsrørstreng, idet hver av anordningene har en første passasje som danner en del av en langsgående strømningspassasje i foringsrør-strengen, og en andre passasje som krysser den første passasjen; å plassere foringsrør-strengen i det første brønnhullet; å injisere et første fluid gjennom den første anordningens andre passasje inn i det andre brønnhullet; å motta et andre fluid fra det tredje brønnhullet i den andre anordningens andre passasje; å strømme det andre fluidet fra den andre anordningen til den tredje anordningen; og å lagre det andre fluidet i en sone krysset av det fjerde brønnhullet.
Disse og andre trekk, fordeler og formål med den foreliggende oppfinnelse vil fremgå for en ordinær fagperson innen området ved nøye betraktning av den detaljerte beskrivelse av representative utførelsesformer av oppfinnelsen, gitt nedenfor, og av de medfølgende tegninger.
Figur 1 er et skjematisk tverrsnittsriss av et første system og fremgangsmåte som innehar prinsippene ved den foreliggende oppfinnelse, vist i en injeksjons/lagrings-konfigurasjon;
figur 2 er et skjematisk tverrsnittsriss av det første systemet og fremgangsmåten, vist i en produksjonskonfigurasjon;
figur 3 er et skjematisk tverrsnittsriss av det første systemet og fremgangsmåten, vist i en alternativ produksjonskonfigurasjon;
figur 4 er et skjematisk tverrsnittsriss av det første systemet og fremgangsmåten, vist i en avstengt konfigurasjon;
figur 5 er et forstørret tverrsnittsriss av det første systemet og fremgangsmåten, tatt langs linjen 5-5 i figur 1;
figur 6 er et tverrsnittsriss av en første alternativ stamme- og -passasj ekonfigurasj on;
figur 7 er et tverrsnittsriss av en andre alternativ stamme- og
-passasj ekonfigurasj on; og
figur 8 er et skjematisk tverrsnittsriss av et andre system og fremgangsmåte som innehar prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen.
I figur 1 er det representativt vist et system 10 som innehar prinsippene ved den foreliggende oppfinnelse. I den følgende beskrivelse av systemet 10 og andre anordninger og fremgangsmåter beskrevet heri, blir retningsbetegnelser, slik som "over", "under", "øvre", "nedre", etc. benyttet bare for enkelhets skyld ved henvisning til de medfølgende tegninger. I tillegg skal det forstås at de ulike utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse som er beskrevet heri kan bli benyttet i ulike orienteringer, slik som skrånende, opp-ned, horisontalt, vertikalt, etc, og i ulike konfigurasjoner, uten å avvike fra prinsippene ved den foreliggende oppfinnelse.
De innkorporerte, samtidig løpende søknader beskriver hvordan en anordning, slik som anordningen 12 vist i fig. 1, blir sammenkoblet i en foringsrørstreng 14, plassert i et hoved- eller morbrønnhull, sementert i hovedbrønnhullet, og blir benyttet for å bore et forgreningsbrønnhull 16. I figur 1 blir tre av anordningene 12, 18, 20 benyttet for å bore tre korresponderende forgreningsbrønnhull 16, 22, 24. Hovedbrønnhullet er ikke vist i figur 1 av illustrasjonshensyn.
De innkorporerte, samtidig løpende søknader beskriver også hvordan fluidkommunikasjon kan bli tilveiebragt mellom anordninger sammenkoblet i en foringsrørstreng ved bruk av passasjer utformet i anordningene og selektivt isolert fra en indre strømningspassasje i foringsrørstrengen. I systemet 10 er de øvre to anordningene 12,18 i fluidkommunikasjon via en passasje 26 utformet i hver av anordningene. Passasjen 26 er synlig i figur 5, som er et tverrsnittsriss av den øvre anordningen 12, tatt langs linjen 5-5 i figur 1. Den midtre anordningen 18 har et lignende tverrsnitt i systemet 10 som vist i figur 1.
Hver av anordningene 12, 18, 20 har en passasje 28 utformet langsgående derigjennom som er en del av en innvendig langsgående strømningspassasje 30 i foringsrørstrengen 14. Hver av anordningene 12, 18, 20 har også en passasje 32 som krysser og strekker seg sideveis i forhold til passasjen 28. Forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24 blir boret ved hjelp av awiksboreverktøy fra passasjen 28 gjennom passasjen 30 i den tilsvarende av anordningene 12, 18, 20.
Den øvre anordningen 12 inkluderer en strømningsstyreinnretning 34 som styrer strømmen mellom passasjen 32 og passasjen 26, og som også styrer strømmen mellom passasjene 32, 28 til anordningen 12. Strømningsstyreinnretningen 34 er vist i figur 1 ved å inkludere en glidehylse 36, men en hvilken som helst type strømningsstyre-innretning, slik som en kuleventil, en klaffventil, en struper, etc. kan bli benyttet som strømningsstyreinnretningen 34. Selv om det ikke er vist i figur 1 inkluderer strømningsstyreinnretningen 34 fortrinnsvis også en aktuator som kan fjernstyres via ledninger 38 (slik som hydrauliske, elektriske eller fiberoptiske ledninger) som strekker seg til et fjerntliggende sted (slik som jordoverflaten eller et annet sted i brønnen). Strømningsstyreinnretningen 34 kan også, eller alternativt, bli styrt ved hjelp av telemetri (slik som elektromagnetisk, trykkpuls- eller akustisk telemetri). Strømnings-styreinnretningen 34 kan inkludere en styringsmodul for å tillate kommunikasjon med det fjerntliggende stedet, dekode telemetrisignaler, etc.
Den midtre anordningen 18 inkluderer også en strømningsstyreinnretning 40 som ligner strømningsstyreinnretningen 34 beskrevet ovenfor. Strømningsstyreinnretningen 40 styrer også strømmen mellom passasjene 26, 32 og mellom passasjene 28, 32 i anordningen 18.
Den nedre anordningen 20 inkluderer også en strømningsstyreinnretning 42 som på mange måter ligner strømningsstyreinnretningene 34, 40. Imidlertid har ikke den nedre anordningen 20 passasjen 26 utformet deri, slik at strømningsstyreinnretningen 42 bare styrer strømmen mellom passasjene 28, 32 i den nedre anordningen.
I hver av anordningene 12, 18, 20 blir en plugg 44 installert etter at det tilsvarende av forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24 har blitt boret. Pluggen 44 forhindrer direkte strømning mellom passasjene 28, 32 i hver av anordningene 12, 18, 20.
Som vist i figur 1 er systemet 10 konfigurert for en injeksjons/lagringsoperasjon i brønnen. Strømningsstyreinnretningen 34 er konfigurert for å tillate strømning mellom passasjene 26, 32 og forhindre strømning mellom passasjene 28, 32. Strømningsstyre-innretningen 40 er konfigurert for å tillate strømning mellom passasjene 26, 32 og forhindre strømning mellom passasjene 28, 32. Strømningsstyreinnretningen 42 er konfigurert for å tillate strømning mellom passasjene 28, 32.
Fluid (indikert med piler 46), slik som vann eller damp, blir strømmet ned gjennom foringsrørstrengen 14 inn i passasjen 28 i den nedre anordningen 20. Fluidet 46 strømmer gjennom strømningsstyreinnretningen 42 og gjennom passasjen 32 og inn i forgreningsbrønnhullet 24. Fluidet 46 strømmer så utover til en formasjon eller sone 48 krysset av forgreningsbrønnhullet 24.
Denne strømmen av fluidet 46 inn i sonen 48 bevirker eller i det minste øker strømmen av annet fluid (indikert med piler 50), slik som olje eller gass, inn i forgreningsbrønn-hullet 22. Fortrinnsvis krysser forgreningsbrønnhullet 22 den samme sonen 48 som er krysset av forgreningsbrønnhullet 24. Det vil enkelt forstås av en fagperson innen området hvordan det å strømme et relativt tungt fluid, slik som vann, inn i en sone vil tvinge et relativt sett mindre tungt fluid, slik som olje eller gass til å stige i en sone. I denne situasjonen blir fluidet 46 injisert inn i en nedre del av sonen 48, og det hydrokarbonbærende fluidet 50 blir strømmet ut av den øvre del av sonen 48.
Imidlertid skal det forstås at disse flytende og relative posisjonene ikke er nødvendig for å holde seg til prinsippene ved oppfinnelsen. For eksempel kan et relativt sett mindre tungt fluid, slik som gass, bli injisert i en øvre del av en sone, mens et relativt sett tyngre fluid, slik som olje, blir strømmet fra en nedre del av en sone.
I denne situasjonen kan anordningene 18, 20 ha motsatte posisjoner i forhold til det som er vist i fig. 1. Dersom anordningen 20 er sammenkoblet i foringsrørstrengen 14 mellom anordningene 12, 18, så kan anordningen 20 ha et tverrsnitt som vist i figur 6. Dette alternative tverrsnittet tilveiebringer passasjen 26 gjennom anordningen 20 for fluidkommunikasjon mellom strømningsstyreinnretningene 34, 40 til anordningene 12, 18.
Som et annet alternativ kan anordningen 20 være konfigurert lik de andre anordningene 12, 18, hvor strømningsstyreinnretningen 42 også er i stand til å styre strømmen mellom passasjene 26, 32. Det vil således forstås at mange ulike konfigurasjoner er mulig, og anordningene 12, 18, 20 kan ha ulike relative plasseringer, uten å avvike fra prinsippene i henhold til oppfinnelsen.
Fluidet 50 mottatt i forgreningsbrønnhullet 22 blir strømmet gjennom strømningsstyre-innretningen 40 og inn i passasjen 26 i den midtre anordningen 18. Fluidet 50 strømmer så fra passasjen 26, gjennom strømningsstyreinnretningen 34 og inn i passasjen 32 i den øvre anordningen 12. Fluidet 50 strømmer så inn i forgreningsbrønnhullet 16 og utover inn i en formasjon eller sone 52 krysset av forgreningsbrønnhullet 16. Sonen 52 kan, men trenger ikke være, den samme som sonen 48 i hvilken fluidet 46 blir injisert.
Dersom fluidet 50 er gass, eller i det minste lettere enn fluidet 46, så kan sonen 52 være en øvre del av sonen 48. For gass- eller oljelagring kan sonen 52 også være fullstendig isolert fra sonen 48. Bemerk at det injiserte fluidet 46 kan være gass, i hvilket tilfelle fluidet 50 kan bli lagret i sonen 52 som kan være en nedre del av sonen 48, i hvilket tilfelle anordningen 12 ville bli forbyttet med (switched with) anordningen 20 i foringsørstrengen 14.
Som vist i figur 1 blir således fluidet 46 injisert i sonen 48 gjennom anordningen 20, og som respons blir fluidet 50 mottatt i forgreningsbrønnhullet 22. Fluidet 50 strømmer igjennom passasjen 26 mellom anordningene 12, 18. Fluidet 50 strømmer så gjennom anordningen 12 og inn i sonen 52 for lagring i denne.
Ved nå i tillegg å henvise til figur 2, er systemet 10 vist i en konfigurasjon i hvilken det tidligere lagrede fluidet 50 blir produsert fra sonen 52 i hvilken det ble lagret. I denne konfigurasjonen tillater strømningsstyreinnretningen 34 i den øvre anordningen 12 strømning mellom passasjen 28, 32 i anordningen. Strømningsstyreinnretningen 40 i den midtre anordningen 18 forhindrer strømning mellom passasjene 28, 32, og forhindrer strømning mellom passasjene 26, 32. Strømningsstyreinnretningen 42 i den nedre anordningen 20 forhindrer strømning mellom passasjene 28, 32.
Fluidet 50 strømmer ut av sonen 52 og inn i forgreningsbrønnhullet 16. Fluidet 50 strømmer så inn i passasjen 32, gjennom strømningsstyreinnretningen 34 og inn i passasjen 28. Fluidet 50 kan så strømme igjennom foringsrørstrengpassasjen 30 til et fjerntliggende sted, slik som jordoverflaten.
Ved nå i tillegg å henvise til figur 3, er systemet 10 vist i en konfigurasjon i hvilken fluidet 50 blir produsert fra forgreningsbrønnhullet 22 uten å bli lagret i sonen 52. I stedet strømmer fluidet 50 inn i passasjen 32, gjennom strømningsstyreinnretningen 40 og inn i passasjen 28 i den midtre anordningen 18. Fluidet 50 kan da bli produsert gjennom foringsrørstrengpassasjen 30 til det fjerntliggende stedet.
I denne konfigurasjonen tillater strømningsstyreinnretningen 40 strømning mellom passasjene 28, 32, men forhindrer strømning mellom passasjene 26, 32, i den midtre anordningen 18. Strømningsstyreinnretningen 34 forhindrer strømning mellom passasjene 26, 32 og imellom passasjene 28, 32 i den øvre anordningen 12. Strømningsstyreinnretningen 42 forhindrer strømning mellom passasjene 28, 32 i den nedre anordningen 20.
Ved nå i tillegg å henvise til figur 4, er systemet 10 vist i en konfigurasjon i hvilken hvert av de tre forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24 er avstengt.
Strømningsstyreinnretningen 34 forhindrer strømning mellom passasjene 26, 32 og mellom passasjene 28, 32 i den øvre anordningen 12. Strømningsstyreinnretningen 40 forhindrer strømning mellom passasjene 28, 32 og mellom passasjene 26, 32, i den midtre anordningen 18. Strømningsstyreinnretningen 42 forhindrer strømning mellom passasjene 28, 32 i den nedre anordningen 20.
Denne konfigurasjonen kan for eksempel bli benyttet når en nødssituasjon oppstår. Hver av strømningsstyreinnretningene 34, 40, 42 kan utføre funksjonen til en sikkerhetsventil for å avstenge det korresponderende av forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24. Strømningsstyreinnretningene 34, 40, 42 kan respondere på et signal overført fra et fjerntliggende sted (for eksempel via telemetri eller via ledningene 38), eller de kan respondere på tilstander målt nedihulls, for å stenge av strømmen derigjennom.
Det kan nå fullt forstås hvordan systemet 10 tilveiebringer forbedret funksjonalitet, enkelhet og allsidighet i multilaterale kompletteringer. Selv om bare tre anordninger 12,18, 20 er vist i figurene 1-4, kan et hvilket som helst antall anordninger bli benyttet i systemet 10, for eksempel kan enda en anordning bli inkludert i foringsrørstrengen 14 for å produsere fluid fra enda en sone krysset av brønnen, for injeksjon av fluid i enda en sone, eller for lagring av fluid i enda en sone. Ytterligere anordninger kan bli sammenkoblet på nær sagt hvilket som helst ønsket sted i foringsrørstrengen 14.
Bemerk at systemet 10 ikke nødvendigvis er konfigurert som vist i figurene 1-4. En hvilken som helst av sonene 48, 52 kan være annerledes plassert, og annerledes plassert i forhold til en eller flere andre soner. Anordningene 12, 18, 20 kan være annerledes plassert, og annerledes plassert i forhold til de andre anordningene. En hvilken som helst av forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24 kan være en forlengelse av hovedbrønnhullet, og forgreningsbrønnhullene er ikke nødvendigvis boret igjennom anordningene 12, 18, 20.
Ved nå i tillegg å henvise til figur 8, er et annet system 60 som innehar prinsippene ved oppfinnelsen skjematisk representativt vist. Systemet 60 ligner på mange måter systemet 10 som er beskrevet ovenfor. Elementer som ligner de som er tidligere beskrevet er indikert i figur 8 ved bruk av de samme henvisningstall.
Systemet 60 benytter tre anordninger 62, 64, 66 sammenkoblet i en foringsrørstreng 14 og sementert i et hovedbrønnhull 67, som i systemet 10. Forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24 blir boret igjennom passasjene 32 i de tilsvarende av anordningene 62, 64, 66. En plugg 44 blir installert etter boring for å forhindre direkte strømning mellom passasjene 28, 32 i hver av anordningene 62, 64, 66.
I systemet 60 er imidlertid anordningene 62, 64, 66 identisk med hverandre. Hver av anordningene 62, 64, 66 har to passasjer 68, 70 utformet derigjennom og en strømnings-styreinnretning 72 for å styre strømmen mellom passasjen 32 og hver av passasjene 28, 668, 70. Dette innebærer at strømnigsstyreinnretningen 72 selektivt tillater å forhindre strømning mellom passasjen 32 og hver av passasjene 28, 68, 70 i hver av anordningene 62,64, 66.
Et tverrsnittsriss av anordningen 62 er vist i figur 7, tatt langs linjen 7-7 i figur 8. I dette risset kan anordningen av passasjene 28, 68, 70 tydelig ses. Passasjene 68, 70 er vist side ved side i figur 8 av illustrasjons- og beskrivelseshensyn.
For å styre strømmen mellom passasjene 28, 32, 68, 70 er strømningsstyreanordningen 72 fortrinnsvis av typen som av fagpersoner innen området er kjent som en "fireveis"-ventil. Imidlertid skal det forstås at andre antall strømningsstyreinnretninger og andre typer strømningsstyreinnretninger kan bli benyttet uten å fravike fra prinsippene ved oppfinnelsen. For eksempel kan en separat ventil bli benyttet for å styre strømmen mellom passasjen 32 og hver av de andre passasjene 28, 68, 70.
Passasjene 68, 70 er tilveiebragt i anordningene 62, 64, 66 for å isolere injeksjons- og overføringsstrømmer fra foringsrørstrengpassasjen 30. Denne konfigurasjonen kan være ønskelig i situasjoner i hvilken fluid (indikert med piler 74) skal produsere gjennom foringsrørstrengstrømningspassasjen 30 mens fluid blir injisert i et forgreningsbrønnhull og fluid blir overført mellom forgreningsbrønnhullene gjennom de andre passasjene 68, 70.
Et fluid (indikert med piler 76), slik som gass, kan bli injisert fra passasjen 68, gjennom strømningsstyreinnretningen 72 og inn i passasjen 72 i den øvre anordningen 62. Fluidet 72 vil så strømme inn i forgreningsbrønnhullet 16 og utover og inn i en formasjon eller sone 78 krysset av forgreningsbrønnhullet. Strømningsstyre-innretningen 72 i den øvre anordningen 62 vil tillate strømning mellom passasjene 32, 68, men forhindre strømning mellom passasjene 32, 70 og mellom passasjene 28, 32.
Strømning av fluidet 76 inn i sonen 78 vil bevirke, eller i det minste øke, strømmen av annet fluid (indikert med piler 80), slik som olje, inn i forgreningsbrønnhullet 22. Fluidet 80 ville så strømme inn i passasjen 32, gjennom strømningsstyreinnretningen 72 og inn i passasjen 70 i den midtre anordningen 64. Strømningsstyreinnretningen 72 vil tillate strømning mellom passasjene 32, 70, men forhindre strømning mellom passajsene 28, 32 og mellom passasjene 32, 68. Fluidet 80 vil strømme fra den midtre anordningen 64 til den nedre anordningen 66 gjennom passasjen 70.
I den nedre anordning 66 vil fluidet 80 strømme fra passasjen 70, gjennom strømnings-styreinnretningen 72 og inn i passasjen 32. Fluidet 80 vil så strømme inn i forgreningsbrønnhullet 24 og utover og inn i en formasjon eller en sone 82 krysset av forgreningsbrønnhullet. Strømningsstyreinnretningen 72 i den nedre anordningen 66 kan tillate strømning mellom passasjene 32, 70, men vil forhindre strømning mellom passasjene 28, 32 og mellom passasjene 32, 68.
Fluidet 80 vil bli lagret i sonen 82. Sonen 82 kan være en nedre del av sonen 78, eller den kan være fullstendig isolert fra sonen 78. Fluidet 80 kan bli produsert fra sonen 82 ved å aktivere strømningsstyreinnretning 72 i den nedre anordningen 66 for å tillate strømning mellom passasjene 28, 32, men forhindre strømning mellom passasjene 32, 68 og mellom passasjene 32, 70.
Det vil enkelt forstås at et hvilket som helst antall anordninger 62, 64, 66 kan bli sammenkoblet i foringsrørstrengen 14 for å injisere fluid inn i, overføre fluid mellom, eller produsere fluid fra et hvilket som helst antall forgreningsbrønnhull. For eksempel kan fluidet 74 bli produsert gjennom en annen anordning sammenkoblet under den nedre anordning 66. Videre kan anordningene 62, 64, 66 ha en hvilken som helst relativ posisjon i forhold til de andre anordningene, og anordningene kan være tilsvarende eller forskjellig konfigurert.
I stedet for å injisere fluidet 76 gjennom foringsrørstrengstrømningspassasjen 30, blir fluidet i systemet 60 mottatt i den øvre anordningen 62 fra en rørstreng 84 som strekker seg til et fjerntliggende sted. Passasjen 68 strekker seg gjennom rørstrengen 84.
Rørstrengen 84 er utenfor rørstrengen 14 i hovedbrønnhullet 67, og er isolert fra foringsrørstrengstrømningspassasjen 30. Dette tillater injeksjon av fluidet 76 mens fluidet 74 blir produsert gjennom foringsrørstrengstrømningspassasjen 30.
En annen rørstreng 86 kan, om ønskelig, være sammenkoblet med den øvre anordningen 62, for å transportere fluidet 80 til et fjerntliggende sted. I det tilfellet ville passasjen 70 strekke seg gjennom rørstrengen 86, og tillate fluidet 80 å strømme gjennom rørstrengen 86 til for eksempel det fjerntliggende stedet, for testing eller produksjon adskilt fra fluidet 74 produsert gjennom foringsrørstrengen 14 i situasjoner hvor sammenblanding av fluidene 74, 80 ikke er ønskelig, eller ikke tillatt.
Systemet 60 demonstrerer det brede spekteret av multilaterale brønnkompletteringer som kan bli utført ved bruk av prinsippene i henhold til oppfinnelsen. Fluid kan bli injisert i et hvilket som helst forgreningsbrønnhull 16, 22, 24 bare ved å tillate strømning mellom passasjene 32, 68 i den tilknyttede av anordningene 62, 64, 66. Fluid kan bli overført mellom en hvilken som helst av anordningene 62, 64, 66 bare ved å tillate strømning mellom passasjene 32, 70 i hver av anordningene. Fluid kan bli produsert fra en hvilken som helst av forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24 bare ved å tillate strømning mellom passasjene 28, 32 i den tilknyttede av anordningene 62, 64, 66.
Fluid kan bli injisert i multiple forgreningsbrønnhull, overført mellom mer enn to forgreningsbrønnhull, lagret i multiple forgreningsbrønnhull, og produsert fra multiple forgreningsbrønnhull samtidig. I tillegg kan anordningene bli sammenkoblet i rørstrengen 14 for å tillate disse operasjonene å bli utført i ytterligere forgreningsbrønn-hull.
Siden hver anordning har injeksjons-, fluidoverførings- og produksjonsmulighet (grunnet passasjene 28, 68, 70 utformet i hver anordning) kan en hvilken som helst av disse operasjonene bli utført i en hvilken som helst av anordningene når som helst. For eksempel kan det øvre forgreningsbrønnhullet 16 ha produsert olje når brønnen var initielt komplettert. Senere, etter at mye av oljen er utvunnet fra den øvre delen av sonen 78, kan forgreningsbrønnhullet 16 bli benyttet for å injisere gass i sonen for å øke oljeutvinningen fra den nedre delen av sonen via forgreningsbrønnhullet 22. Gassen injisert i sonen 78 kan bli separert fra fluidet 80 produsert fra sonen 78, eller fra en annen sone.
Selvfølgelig vil en fagperson innen området, etter nøye betraktning av beskrivelsen ovenfor av representative utførelsesformer av oppfinnelsen enkelt forstå at mange modifikasjoner, tillegg, erstatninger, utelatelser og andre endringer kan bli gjort for disse spesifikke utførelsesformene, så lenge slike endringer ligger innenfor rammene av patentkravene. For eksempel kan, i hvert av systemene 10, 60, en hvilken som helst av forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24 være en forlengelse eller annen del av hovedbrønnhullet 67, pluggen 44 kan bli erstattet av pakninger som isolerer passasjen 32 i passasjen 28, det er ikke nødvendig at forgreningsbrønnhullene 16, 22, 24 blir boret gjennom anordningen, etc.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/253,136 US6840321B2 (en) | 2002-09-24 | 2002-09-24 | Multilateral injection/production/storage completion system |
PCT/US2003/026791 WO2004029410A1 (en) | 2002-09-24 | 2003-08-27 | Multilateral injection/production/storage completion method |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20051797L NO20051797L (no) | 2005-04-12 |
NO20051797D0 NO20051797D0 (no) | 2005-04-12 |
NO341287B1 true NO341287B1 (no) | 2017-10-02 |
Family
ID=31993103
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20051797A NO341287B1 (no) | 2002-09-24 | 2005-04-12 | Multilateral injeksjons-/produksjons-/lagringskompletteringsfremgangsmåte |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6840321B2 (no) |
AU (1) | AU2003262901A1 (no) |
GB (1) | GB2407604B (no) |
NO (1) | NO341287B1 (no) |
WO (1) | WO2004029410A1 (no) |
Families Citing this family (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2006015277A1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7565835B2 (en) * | 2004-11-17 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for balanced pressure sampling |
US7497264B2 (en) * | 2005-01-26 | 2009-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Multilateral production apparatus and method |
US7762336B2 (en) * | 2006-06-12 | 2010-07-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flapper latch |
US7673689B2 (en) * | 2006-06-12 | 2010-03-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Dual flapper barrier valve |
AU2007345288B2 (en) * | 2007-01-25 | 2011-03-24 | Welldynamics, Inc. | Casing valves system for selective well stimulation and control |
US7828065B2 (en) * | 2007-04-12 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method of stabilizing a flow along a wellbore |
US7909094B2 (en) * | 2007-07-06 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oscillating fluid flow in a wellbore |
US8312931B2 (en) | 2007-10-12 | 2012-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device |
US7942206B2 (en) | 2007-10-12 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | In-flow control device utilizing a water sensitive media |
US8096351B2 (en) * | 2007-10-19 | 2012-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Water sensing adaptable in-flow control device and method of use |
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 |
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 |
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 |
US8069921B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production |
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 |
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 |
US20090101329A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System |
US7918272B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Permeable medium 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 |
US20090101354A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids |
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 |
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 |
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 |
US8839849B2 (en) | 2008-03-18 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis |
US7992637B2 (en) | 2008-04-02 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Reverse flow in-flow control device |
US8931570B2 (en) | 2008-05-08 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive in-flow control device for subterranean wellbores |
US7789152B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
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 |
US7762341B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device utilizing a reactive media |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
GB0902701D0 (en) * | 2009-02-18 | 2009-04-01 | Univ Edinburgh | A method and system of enhanced performance in communication systems |
US8151881B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-04-10 | 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 |
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 |
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 |
WO2011163305A2 (en) * | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Schlumberger Canada Limited | Side pocket barrier valve gas lift and mandrel |
NO338616B1 (no) * | 2010-08-04 | 2016-09-12 | Statoil Petroleum As | Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner |
US9512702B2 (en) * | 2013-07-31 | 2016-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control system and methodology |
CN104563989A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于水平井的同井注采热力采油方法及其管柱 |
US10961819B2 (en) * | 2018-04-13 | 2021-03-30 | Oracle Downhole Services Ltd. | Downhole valve for production or injection |
US11434704B2 (en) | 2020-12-18 | 2022-09-06 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Alternate path for borehole junction |
US20240191622A1 (en) * | 2022-12-09 | 2024-06-13 | Saudi Arabian Oil Company | In-situ sweep testing system and method for conducting in-situ oil recovery sweep testing |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2301966A1 (en) * | 2000-03-22 | 2001-09-22 | Ian Gillis | Method and apparatus for use in completing a borehole |
Family Cites Families (35)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4646836A (en) * | 1984-08-03 | 1987-03-03 | Hydril Company | Tertiary recovery method using inverted deviated holes |
GB9003758D0 (en) * | 1990-02-20 | 1990-04-18 | Shell Int Research | Method and well system for producing hydrocarbons |
US5156586A (en) | 1990-07-10 | 1992-10-20 | Bardyne | Orbital separator for orbitally separating a mixture |
US5123488A (en) * | 1991-06-24 | 1992-06-23 | Mobil Oil Corporation | Method for improved displacement efficiency in horizontal wells during enhanced oil recovery |
US5311936A (en) | 1992-08-07 | 1994-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for isolating one horizontal production zone in a multilateral well |
US5318122A (en) | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
US5330007A (en) | 1992-08-28 | 1994-07-19 | Marathon Oil Company | Template and process for drilling and completing multiple wells |
US5339904A (en) | 1992-12-10 | 1994-08-23 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections |
US5462120A (en) | 1993-01-04 | 1995-10-31 | S-Cal Research Corp. | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
US5839508A (en) | 1995-02-09 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Downhole apparatus for generating electrical power in a well |
US5868210A (en) * | 1995-03-27 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same |
US5878815A (en) * | 1995-10-26 | 1999-03-09 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
US5680901A (en) * | 1995-12-14 | 1997-10-28 | Gardes; Robert | Radial tie back assembly for directional drilling |
US5941308A (en) * | 1996-01-26 | 1999-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Flow segregator for multi-drain well completion |
US6056059A (en) * | 1996-03-11 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well |
GB2315504B (en) | 1996-07-22 | 1998-09-16 | Baker Hughes Inc | Sealing lateral wellbores |
WO1998015712A2 (en) * | 1996-10-08 | 1998-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of forming wellbores from a main wellbore |
US5879108A (en) * | 1997-06-09 | 1999-03-09 | Eder Associates | Air sparging/soil vapor extraction apparatus |
US6079494A (en) * | 1997-09-03 | 2000-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing and producing a subterranean well and associated apparatus |
CA2218278C (en) | 1997-10-10 | 2001-10-09 | Baroid Technology,Inc | Apparatus and method for lateral wellbore completion |
US6119771A (en) | 1998-01-27 | 2000-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
US6082455A (en) | 1998-07-08 | 2000-07-04 | Camco International Inc. | Combination side pocket mandrel flow measurement and control assembly |
US6863129B2 (en) * | 1998-11-19 | 2005-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for providing plural flow paths at a lateral junction |
US6568469B2 (en) * | 1998-11-19 | 2003-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting a main well bore and a lateral branch |
US6354375B1 (en) | 1999-01-15 | 2002-03-12 | Smith International, Inc. | Lateral well tie-back method and apparatus |
US6253846B1 (en) | 1999-02-24 | 2001-07-03 | Shell Oil Company | Internal junction reinforcement and method of use |
US6279651B1 (en) * | 1999-07-20 | 2001-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tool for managing fluid flow in a well |
EG22205A (en) | 1999-08-09 | 2002-10-31 | Shell Int Research | Multilateral wellbore system |
US6615920B1 (en) * | 2000-03-17 | 2003-09-09 | Marathon Oil Company | Template and system of templates for drilling and completing offset well bores |
US20020023754A1 (en) * | 2000-08-28 | 2002-02-28 | Buytaert Jean P. | Method for drilling multilateral wells and related device |
US6431283B1 (en) | 2000-08-28 | 2002-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of casing multilateral wells and associated apparatus |
US6481503B2 (en) | 2001-01-08 | 2002-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Multi-purpose injection and production well system |
US20030024700A1 (en) * | 2001-08-06 | 2003-02-06 | Cavender Travis Wayne | Gas storage and production system |
US6789628B2 (en) * | 2002-06-04 | 2004-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for controlling flow and access in multilateral completions |
-
2002
- 2002-09-24 US US10/253,136 patent/US6840321B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-08-27 GB GB0503777A patent/GB2407604B/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-08-27 WO PCT/US2003/026791 patent/WO2004029410A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-08-27 AU AU2003262901A patent/AU2003262901A1/en not_active Abandoned
-
2005
- 2005-04-12 NO NO20051797A patent/NO341287B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2301966A1 (en) * | 2000-03-22 | 2001-09-22 | Ian Gillis | Method and apparatus for use in completing a borehole |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20051797L (no) | 2005-04-12 |
AU2003262901A1 (en) | 2004-04-19 |
US6840321B2 (en) | 2005-01-11 |
NO20051797D0 (no) | 2005-04-12 |
GB2407604B (en) | 2005-12-21 |
WO2004029410A1 (en) | 2004-04-08 |
GB2407604A (en) | 2005-05-04 |
GB0503777D0 (en) | 2005-03-30 |
US20040055750A1 (en) | 2004-03-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO341287B1 (no) | Multilateral injeksjons-/produksjons-/lagringskompletteringsfremgangsmåte | |
AU2017268527B2 (en) | Variably configurable wellbore junction assembly | |
US9062530B2 (en) | Completion assembly | |
CN104011326B (zh) | 使用处理井的导向孔作为监测井实时监测和发送水力压裂地震事件至表面的系统 | |
NO333168B1 (no) | Multilateral produksjon og/eller injeksjon ved alternative baner | |
NO336272B1 (no) | Fremgangsmåter for styring av strøm og adkomst i multilaterale kompletteringer. | |
EP1398457A2 (en) | Method and apparatus for remote control of multilateral wells | |
NO338614B1 (no) | Strømningsstyreanordning og multilateral avslutningsanordning med styreanordning for fast strømning og en styre-anordning for regulerbar strømning | |
US20140083691A1 (en) | Multiple zone integrated intelligent well completion | |
NO319233B1 (no) | Anordning for komplettering av en underjordisk bronn | |
US20050121190A1 (en) | Segregated deployment of downhole valves for monitoring and control of multilateral wells | |
US20090090499A1 (en) | Well system and method for controlling the production of fluids | |
US20210355790A1 (en) | Intelligent Completion of a Multilateral Wellbore with a Wired Smart Well in the Main Bore and with a Wireless Electronic Flow Control Node in a Lateral Wellbore | |
US11795780B2 (en) | Electronic flow control node to aid gravel pack and eliminate wash pipe | |
US11506031B2 (en) | Wireless electronic flow control node used in a screen joint with shunts | |
WO2017146841A1 (en) | Multilateral junction with feed-through | |
US9828826B2 (en) | Wellbore isolation system with communication lines | |
CA3198444A1 (en) | Multiple position sleeve system for improved wellbore injection | |
AU2012391052A1 (en) | Multiple zone integrated intelligent well completion | |
WO2017222679A1 (en) | Wellbore isolation system with communication lines |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |