NO345567B1 - System og fremgangsmåte for deteksjon av vanninntrengning og intervensjon i en produksjonsbrønn - Google Patents

System og fremgangsmåte for deteksjon av vanninntrengning og intervensjon i en produksjonsbrønn Download PDF

Info

Publication number
NO345567B1
NO345567B1 NO20093168A NO20093168A NO345567B1 NO 345567 B1 NO345567 B1 NO 345567B1 NO 20093168 A NO20093168 A NO 20093168A NO 20093168 A NO20093168 A NO 20093168A NO 345567 B1 NO345567 B1 NO 345567B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
well
water
occurrence
fluid
trend
Prior art date
Application number
NO20093168A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20093168L (no
NO20093168A (no
Inventor
Guy P Vachon
Brian L Thigpen
Garabed Yeriazarian
Jaedong Lee
Chee M Chok
Clark Sann
Xin Liu
Original Assignee
Baker Hughes Holdings Llc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Holdings Llc filed Critical Baker Hughes Holdings Llc
Publication of NO20093168L publication Critical patent/NO20093168L/no
Publication of NO20093168A publication Critical patent/NO20093168A/no
Publication of NO345567B1 publication Critical patent/NO345567B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/32Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10Locating fluid leaks, intrusions or movements

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
  • Feedback Control In General (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)
  • Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
  • Manufacture, Treatment Of Glass Fibers (AREA)
  • Fire-Extinguishing By Fire Departments, And Fire-Extinguishing Equipment And Control Thereof (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Teknisk område
[0001] Denne fremstillingen vedrører generelt produksjonsbrønner og deteksjon og forutsigelse av vanninntrengning i slike brønner.
2. Teknisk bakgrunn
[0002] Teknisk bakgrunn foreligger i følgende patentpublikasjoner: WO 00/00716 A2, US 5,767,680, WO 2005/045371 A1 og WO 99/57417 A2, idet WO 00/00716 A2 beskriver et system og en fremgangsmåte for kontroll av fluidstrømmer i én eller flere olje- og/eller gassbrønner i en geologisk formasjon, hvor hver av brønnene omfatter et produksjonsrør, hvor formasjonen inneholder et vannholdig volum med høyere vannstand, omfattende: én eller flere måleanordninger, der hver er montert i forhold til en valgt sone i en brønn for å måle avstanden til vannstanden i sonen; én eller flere ventilanordninger omfattet i produksjonsrørene for regulering av fluidstrømmen fra den omkringliggende formasjonen til produksjonsrøret; én eller flere kontrollenheter som er koblet til hver av ventilene for regulering på grunnlag av den målte avstanden eller avstandene. Brønnhull blir boret i undergrunnsformasjoner for produksjon av hydrokarboner (olje og gass). Etter boring av et brønnhull blir brønnhullet vanligvis avsluttet ved å fôre brønnhullet med et fôringsrør som blir perforert i nærheten av hver olje- og gass-førende formasjon (også referert til her som i "produksjonssone" eller i "reservoar") for å ekstrahere fluidet fra slike reservoarer (referert til som formasjonsfluidet), som typisk innbefatter vann, olje og/eller gass. I flere produksjonssonebrønner blir det brukt pakninger for å isolere de forskjellige produksjonssonene. Fluidet fra hver produksjonssone blir kanalisert gjennom én eller flere rørledninger i brønnen for å kanalisere de produserte fluidene til overflaten. Sandsiler er vanligvis plassert i nærheten av perforeringene for å hindre innstrømming av faststoffer fra formasjonen inn i brønnen. Ventiler og strupere er installert i brønnen for å regulere strømmingen av formasjonsfluidene inn i brønnen, fra brønnen inn i rørledningene i brønnen og gjennom rørledningene til overflaten. Overflatebehandlingsenheter separerer hydrokarbonene fra det produserte fluidet, og de separerte hydrokarbonene blir så transportert for behandling via et rør eller en mobil transporteringsenhet.
[0003] Under de tidlige fasene av produksjon fra en produksjonssone strømmer formasjonsfluidet typisk til overflaten på grunn av at formasjonstrykket er tilstrekkelig større enn det trykket som utøves av fluidsøylen i brønnen. Denne trykkdifferansen løfter de produserte fluidene til overflaten. Etter hvert som reservoaret tømmes, blir formasjonstrykket noen ganger ikke tilstrekkelig til å løfte det produserte formasjonsfluidet til overflaten. I slike tilfeller blir det ofte brukt en kunstig løftemekanisme til å løfte det produserte fluidet fra brønnen til overflaten. En elektrisk neddykkbar pumpe blir ofte installert i brønnen for å løfte formasjonsfluidet til overflaten. Vann eller damp blir noen ganger injisert inn i én eller flere hjelpebrønner for å dirigere formasjonsfluidene mot brønnen for å forbedre produksjonen av formasjonsfluidet fra reservoaret. En majoritet av brønnene produserer vanligvis hydrokarboner og en viss mengde vann som er naturlig tilstede i reservoaret. Under forskjellige tilstander, slik som når reservoaret er blitt tømt i tilstrekkelig grad, kan imidlertid betydelige mengder med vann som er tilstede i tilstøtende formasjoner trenge inn i reservoaret og migrere inn i brønnen. Betydelige mengder med vann kan også komme inn i brønnen av andre grunner, slik som forekomst av forkastninger i formasjonen som inneholder reservoaret, spesielt i formasjoner med høy porøsitet og høy mobilitet. Feil i sementbindingene mellom fôringsrøret og formasjonen, hull utviklet i fôringsrøret på grunn av korrosjon, og så videre, kan også være kilde for vanninntrengning i brønnen. For mye innstrømming av vann i brønnen (også referert til som "vanninntregning") i en produserende brønn kan: være ødeleggende for driften av brønnen; forårsake for store mengder sand som strømmer inn i brønnen; skade brønnhullsanordninger; forurense behandlingsanlegg på overflaten, osv. Det er derfor ønskelig å ha et system og fremgangsmåter som er nyttige for å detektere og forutsi forekomsten av vanninntrengning, å bestemme handlinger som kan tas for å sikre brønnen og brønnutstyret fra potensiell skade og for å foreta (manuelle eller automatiske) korrigerende handlinger for å redusere eller eliminere potensiell skade på brønnen som kan inntreffe på grunn av en vanninntrengning i brønnen.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0004] Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav 1, 13 og 17. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige patentkrav. En fremgangsmåte for å forutsi en forekomst av en vanninntrengning i en brønn som produserer fluid fra én eller flere produksjonssoner er angitt i det selvstendige krav 1. Ifølge et aspekt, innbefatter fremgangsmåten å anvende én eller flere målinger vedrørende forekomst av en mengde vann i det fluidet som er produsert fra en produksjonssone for å forutsi forekomsten av en vanninntrengning. Ifølge et annet aspekt, kan fremgangsmåten forutsi en estimert tid eller tidsperiode for forekomsten av vanninntrengningen og kan sende visse meldinger eller varselsignaler til ett eller flere steder, tilveiebringe anbefalte handlinger som kan foretas for å redusere risikoen for skade på brønnen, og kan automatisk innlede eller foreta én eller flere handlinger for å mildne en virkning av vanninntrengningen i brønnen.
[0005] Ifølge et annet aspekt er det tilveiebrakt i det selvstendige krav 13 et datamaskinlesbart medium som er tilgjengelig for en prosessor for å utføre instruksjoner som befinner seg i et datamaskinprogram innbakt i det datamaskinlesbare mediet, hvor datamaskinprogrammet innbefatter instruksjoner for i det minste periodisk å utnytte et mål for vann i det fluidet som produseres av minst én produksjonssone, og én eller flere modeller for å forutsi forekomsten av en vanninntrengning.
[0006] Ifølge et annet aspekt er det tilveiebrakt i det selvstendige krav 17 en anordning for forutsigelse av en forekomst av en vanninntrengning i en brønn som produserer fluid fra minst én produksjonssone. Videre er det angitt i beskrivelsen, kun som et eksempel og for forklaringsformål, et system for å estimere vanninntrengning som innbefatter en styringsenhet som har en prosessor, et lager for å lagre et program og en database, hvor prosessoren som bruker datamaskinprogrammet og vanninnholdsmålingene over tid, tilveiebringer et estimat eller en forutsigelse av vanninntrengning. Prosessoren kan sende meldinger og anbefalte handlinger som skal tas på ett eller flere steder som angår vanninntrengningen, og kan automatisk indikere eller foreta én eller flere av de anbefalte handlingene.
[0007] Eksempler på de viktigste trekkene ved anordningen og fremgangsmåten for deteksjon av vanninntrengning og intervensjon i en produksjonsbrønn, er blitt oppsummert ganske generelt, slik at den detaljerte beskrivelsen av disse som følger, lettere kan forstås, og for at bidragene til teknikkens stand kan verdsettes. Det er selvsagt ytterligere trekk som vil bli beskrevet i det etterfølgende og som vil utgjøre innholdet i patentkravene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0008] For å få en detaljert forståelse av anordningene og fremgangsmåtene for deteksjon av vanninntrengning og for intervensjon i brønner som blir beskrevet og krevd beskyttelse for her, skal det vises til de vedføyde tegningene og den følgende detaljerte beskrivelse av tegningene hvor like elementer vanligvis er blitt gitt like henvisningstall, og hvor:
Fig. 1A og 1B viser kollektivt et skjematisk diagram over et produksjonsbrønnsystem for å produsere fluid fra flere produksjonssoner i henhold til én mulig utførelsesform; og
Fig. 2 er et eksempel på et funksjonsskjema for et styresystem som kan benyttes for et brønnsystem, innbefattende det systemet som er vist på figurene 1A og 1B, for å ta forskjellige målinger vedførende brønnen, forutsi vanninntrengning, bestemme ønskede handlinger som kan tas for å mildne virkningene av en slik vanninntrengning i brønnen og foreta én eller flere slike handlinger.
DETALJERT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0009] Figurene 1A og 1B viser kollektivt et skjematisk diagram for et produksjonsbrønnsystem 10 som innbefatter forskjellige strømningsreguleringsanordninger og sensorer i brønnen 50 og på overflaten 112, og innbefatter videre styringsenheter, datamaskinprogrammer og algoritmer som kan brukes kollektivt for å implementere fremgangsmåtene og konseptene som blir beskrevet her. Fig.1A viser en produksjonsbrønn 50 som er blitt dannet ved å bruke eksempler på utstyr, anordninger og sensorer som kan benyttes til å implementere konseptene og fremgangsmåtene som beskrives her. Fig.1B viser eksempler på overflateutstyr, anordninger, sensorer, styringsenheter, datamaskinprogrammer, modeller og algoritmer som kan benyttes til: å detektere og/eller forutsi en forekomst av en inntrengningstilstand i brønnen; sende passende meldinger og alarmer til en operatør; bestemme justeringer som skal foretas eller handlinger som må tas vedrørende de forskjellige operasjonene i brønnen 50 for å mildne eller eliminere negative virkninger av den potensielle eller aktuelle forekomsten av vanninntrengningen; automatisk å styre én eller flere av anordningene eller utstyret i systemet 10; og å opprette en toveis kommunikasjon med ett eller flere fjerntliggende steder og/eller styringsenheter via passende forbindelser, innbefattende internett, ledningsførte eller trådløse forbindelser.
[0010] Fig.1A viser en brønn 50 dannet i en formasjon 55 som produserer formasjonsfluid 56a og 56b fra to eksempel på produksjonssoner 52a (den øvre produksjonssonen) og 52b (den nedre produksjonssonen). Brønnen 50 er vist fôret med et fôringsrør 57 som har perforeringer 54a ved den øvre produksjonssonen 52a og perforeringer 54b ved den nedre produksjonssonen 52b. En pakning 64 som kan være en gjenvinnbar pakning, anbrakt over eller lenger opp i hullet enn perforeringene 54a for den nedre produksjonssonen, isolerer den nedre produksjonssonen 52b fra den øvre produksjonssonen 52a. En sikt 59b i nærheten av perforeringene 54b i brønnen 50 kan være installert for å hindre eller sperre for faststoffer slik som sand, fra å komme inn i brønnhullet fra den nedre produksjonssonen 54b. En sikt 59a kan likeledes brukes ved de øvre produksjonssone-perforeringene 59a til å hindre eller sperre faststoffer fra å komme inn i brønnen 50 fra den øvre produksjonssonen 52a.
[0011] Formasjonsfluidet 56b fra den nedre produksjonssonen 52b kommer inn i ringrommet 51a i brønnen 50 gjennom perforeringene 54a og inn i et produksjonsrør 53 via en strømmingsreguleringsventil 67. Strømningsreguleringsventilen 67 kan være en fjernstyrt glidehylseventil eller en annen egnet ventil eller strupeanordning som kan regulere strømmingen av fluid fra ringrommet 51a inn i produksjonsrøret 53. En justerbar ventil eller mengderegulator 44 i forbindelse med ledningen 45, regulerer fluidstrømmingen inn i ledningen 45 og kan brukes til å justere strømming av fluidet til overflaten 112. Hver ventil, mengderegulator og andre slike anordninger i brønnen kan drives elektrisk, hydraulisk, mekanisk og/eller pneumatisk fra overflaten. Fluidet fra den øvre produksjonssonen 52a og den nedre produksjonssonen 52b kommer inn i ledningen 46.
[0012] I tilfeller hvor formasjonstrykket ikke er tilstrekkelig til å skyve fluidet 56a og/eller fluidet 56b til overflaten, kan en kunstig løftemekanisme slik som en elektrisk neddykkbar pumpe (ESP, et gassløftesystem, en strålepumpe, en ejektorpumpe, en hydraulisk pumpe eller en vandrehulromspumpe) kan benyttes til å pumpe fluider fra brønnen til overflaten 112. I systemet 10, mottar en ESP 30 i en manifold 31 formasjonsfluidene 56a og 56b og pumper disse fluidene via produksjonsrøret 47 til overflaten 112. En kabel 34 leverer kraft til pumpen 30 fra en kraftkilde 132 på overflaten (fig. 1B) som blir styrt av en ESP-styringsenhet 130. Kabelen 134 kan også innbefatte toveis datakommunikasjonsforbindelser 134a og 134b som innbefatte én eller flere elektriske ledere eller fiberoptiske forbindelser for å tilveiebringe en toveis signal- og dataforbindelse mellom ESP-anordningen 30, ESP-sensorene SE og ESP-styringsenheten 130. ESP-styringsenheten 130, styrer ifølge et aspekt, driften av ESP-anordningen 30. ESP-styringsenheten 130 kan være et datamaskinbasert system som kan innbefatte en prosessor, slik som en mikroprosessor, et lager og programmer som kan brukes til å analysere og styre operasjonene til ESP-anordningen 30. Ifølge et aspekt, mottar styringsenheten 130 signaler fra sensorer SE (fig.1A) vedrørende den aktuelle pumpefrekvensen, strømmingsmengden gjennom ESP-anordningen, fluidtrykket og temperaturen i forbindelse med ESP-anordningen 30 og kan motta målinger eller informasjon vedrørende visse kjemiske egenskaper, slik som korrosjon, utfelling, asfaltener, osv., og reagere på disse eller andre bestemmelser ved å styre driften av ESP-anordningen 30. Ifølge et aspekt kan ESP-styringsenheten 130 være innrettet for å endre ESP-pumpehastigheten ved å sende styresignaler 134a som reaksjon på de data som er mottatt via forbindelsen 134b eller instruksjoner mottatt fra en annen styringsanordning. ESP-styringsenheten 130 kan også stenge for kraften til ESP-anordningen via kraftledningen 134. Ifølge et annet aspekt, kan ESP-styringsenheten 130 tilveiebringe de ESP-relaterte dataene og informasjonen (frekvens, temperatur, trykk, kjemisk sensorinformasjon, osv.) til den sentrale styringsanordningen 150 som igjen kan levere styre- eller kommandosignaler til ESP-styringsenheten 130 for å bevirke valgte operasjoner for ESP-anordningen 30.
[0013] En rekke hydrauliske, elektriske og datakommunikasjonsledninger (kollektivt betegnet med henvisningstall 20 (fig.1A) er ført inne i brønnen 50 for å drive de forskjellige anordningene i brønnen 50 og for å tilveiebringe målinger og andre data fra de forskjellige sensorene i brønnen 50. Et produksjonsrør 21 kan som et eksempel levere eller injisere et spesielt kjemikalium fra overflaten inn i fluidet 56b via en stamme 36. Et rør 22 kan likeledes levere eller injisere et partikkelformet kjemikalium til fluidet 56A i produksjonsrøret via en stamme 37. Ledninger 23 og 24 kan operere mengderegulatorene 40 og 42 og kan brukes til å drive eventuelle andre innretninger, slik som ventilen 67. Ledningen 25 kan levere elektrisk kraft til visse anordninger nede i hullet fra en passende kraftkilde på overflaten.
[0014] Ifølge et aspekt, er en rekke forskjellige andre sensorer plassert på passende steder i brønnen 50 for å tilveiebringe målinger eller informasjon vedrørende et antall brønnhullsparametere av interesse. Ifølge et aspekt, kan én eller flere strekklappeller sensorbærere, slik som en bærer 15, være plassert i produksjonsrøret for å romme et antall passende sensorer. Bæreren 15 kan innbefatte én eller flere temperatursensorer, trykksensorer, strømningsmålingssensorer, resistivitetssensorer, sensorer som tilveiebringer informasjon om densitet, viskositet, vanninnhold eller vannkutt, og kjemiske sensorer som gir informasjon om skalldannelse, korrosjon, asfaltener, hydrater, osv. Densitetssensorer kan være fluiddensitetsmålinger for fluid fra hver produksjonssone og for det kombinerte fluidet fra to eller flere produksjonssoner. Resistivitetssensoren eller en annen passende sensor kan tilveiebringe målinger vedrørende vanninnholdet eller vannkuttet til den fluidblandingen som er mottatt fra hver produksjonssone. Andre sensorer kan brukes til å estimere olje/vannforholdet og gass/olje-forholdet for hver produksjonssone og for det kombinerte fluidet. Temperatur-, trykk- og strømmingssensorene tilveiebringer målinger for trykket, temperaturen og strømmingsmengden for fluidet i ledningen 53. Ytterligere målebærere kan brukes til å fremskaffe trykk-, temperatur- og strømmingsmålinger, vanninnhold vedrørende formasjonsfluidet som er mottatt fra den øvre produksjonssonen 52a. Ytterligere brønnhullssensorer kan brukes ved andre ønskede steder for å tilveiebringe målinger vedrørende kjemiske karakteristikker ved brønnhullsfluidet, slik som parafiner, hydrater, sulfider, utfellinger, asfalten, emulsjon, osv. I tillegg kan sensorene s1-sn være permanent installert i brønnhullet 50 for å tilveiebringe akustiske eller seismiske målinger, formasjonstrykk- og temperaturmålinger, resistivitetsmålinger og målinger vedrørende egenskapene ved fôringsrøret 51 og formasjonen 55. Slike sensorer kan være installert i fôringsrøret 57 eller mellom fôringsrøret 57 og formasjonen 55. I tillegg, kan sikten 59a og/eller sikten 59b være belagt med sporstoffer som blir frigjort på grunn av forekomsten av vann, hvilke sporstoffer kan detekteres ved overflaten eller nede i hullet for å bestemme eller forutsi opptreden av vanninntrengning. Det kan også være tilveiebrakt sensorer ved overflaten, slik som en sensor for å måle vanninnholdet i det mottatte fluidet, totalt strømmingsmengde for det mottatte fluidet, fluidtrykk ved brønnhodet, temperatur, osv.
[0015] Tilstrekkelig med sensorer kan generelt plasseres på passende måte i brønnen 50 for å fremskaffe målinger vedrørende hver ønsket parameter av interesse. Slike sensorer kan innbefatte, men er ikke begrenset til, sensorer for å måle trykk svarende til hver produksjonssone, trykk langs brønnhullet, trykk inne i rørene som fører formasjonsfluidet, trykk i ringrommene, temperaturer ved valgte steder langs brønnhullet, fluidstrømmingsmengder svarende til hver av produksjonssonene, total strømmingsmengde, strømming gjennom ESP-anordningen, ESP-temperaturen og -trykket, kjemiske sensorer, akustiske eller seismiske sensorer, optiske sensorer, osv. Sensorene kan være av en hvilken som helst egnet type, innbefattende elektriske sensorer, mekaniske sensorer, piezoelektriske sensorer, fiberoptiske sensorer, optiske sensorer, osv. Signalene fra brønnhullssensorene kan være delvis eller fullstendig behandlet nede i hullet (slik som ved hjelp av en mikroprosessor og tilhørende elektronikk-kretser som er i signal- eller datakommunikasjon med brønnhullssensorene og anordningene) og så kommunisert til overflatestyringsanordningen 150 via en signal/data-forbindelse, slik som forbindelsen 101. Signalene fra brønnhullssensorene kan sendes direkte til styringsanordningen 150 som beskrevet mer detaljert her.
[0016] Det vises tilbake til fig.1B, hvor systemet 10 er vist nærmere for å innbefatte en kjemisk injeksjonsenhet 120 ved overflaten for å levere additiver 113a til brønnen 50 og additiver 113b til fluidbehandlingsenheten 170 på overflaten. De ønskede additivene 113a fra en kilde 116a (slik som en lagringstank) kan injiseres i brønnhullet 50 via injeksjonsledninger 21 og 22 ved hjelp av en passende pumpe 118, slik som en fortrengningspumpe. Additivene 113A strømmer gjennom ledningene 21 og 22 og strømmer inn i manifoldene 30 og 37. De samme eller forskjellige injeksjonslinjene kan brukes til å levere additiver til forskjellige produksjonssoner. Separate injeksjonslinjer slik som linjene 21 og 22, muliggjør uavhengig injeksjon av forskjellige additiver ved forskjellige brønndybder. I et slikt tilfelle blir forskjellige additivkilder og pumper anvendt til å lagre og til å pumpe de ønskede additivene. Additiver kan også injiseres i en overflaterørledning, slik som ledningen 176 eller overflatebehandlingsanlegget slik som enheten 170.
[0017] En passende strømmingsmåler 120, som kan være en strømmingsmåler med høy nøyaktighet og lav strømmingsmengde (slik som en måler av utvekslingstypen eller en nutasjonsmåling), måler strømmingsmengden gjennom ledningene 21 og 22 og leverer signaler som er representative for de respektive strømmingsmengdene. Pumpen 118 blir drevet av en passende anordning 122, slik som en motor eller en trykkluftanordning. Pumpeslaget og/eller pumpehastigheten kan reguleres av styringsanordningen 80 via en drivkrets 92 og styreledningen 122a. Styringsanordningen 80 kan styre pumpen 118 ved å benytte programmer som er lagret i et lager 91 i forbindelse med styringsanordningen 80 og/eller instruksjoner levert til styringsanordningen 80 fra den sentrale styringsanordningen eller prosessoren 150 eller en fjernstyringsanordning 185. Den sentrale styringsanordningen 150 kommuniserer med styringsanordningen 80 via en passende toveis forbindelse 85.
Styringsanordningen 80 kan innbefatte en prosessor 92, et lager 91 for lagring av programmer, tabeller, data og modeller. Prosessoren 92, som benytter signaler fra strømningsmåleanordningen som er mottatt via ledningen 121, og programmer lagret i lageret 91, bestemmer strømmingshastigheten til hvert av additivene og viser disse strømmingshastighetene eller strømmingsmengdene på en visningsanordning 81. En sensor 94 kan tilveiebringe informasjon om én eller flere parametere for pumpen, slik som pumpehastighet, slaglengde, osv. Pumpehastigheten eller slaglengden kan etter forholdene økes når den målte mengden av det injiserte additivet er mindre enn den ønskede mengden, og minskes når den injiserte mengden er større enn den ønskede mengden. Styringsanordningen 80 innbefatter også kretser og programmer, generelt betegnet med henvisningstall 92, for å tilveiebringe en tilkoplingsanordning eller et grensesnitt for visningsanordningen 81 på stedet og for å utføre andre ønskede funksjoner. En nivåsensor 94a gir informasjon om det gjenværende innholdet i kilden 116. Den sentrale styringsenheten 150 kan alternativt sende kommandoer til styringsanordningen 80 vedrørende additiv-injeksjonen eller kan utføre funksjonene til styringsanordningen 80. Selv om figurene 1A-B illustrerer en produksjonsbrønn, vil man forstå at et oljefelt kan innbefatte et antall produksjonsbrønner og også andre forskjellige brønner, slik som hjelpebrønner, injeksjonsbrønner, sidebrønner, testbrønner, osv. Verktøyene og anordningene som er vist på figurene, kan benyttes i ethvert antall slike brønner og kan være utformet for å arbeide sammen med eller uavhengig.
[0018] Fig.2 viser et funksjonelt diagram over et system 200 av produksjonsbrønner som kan benyttes til å implementere de forskjellige funksjonene og den fremgangsmåten som angår å detektere og forutsi vanninntrengning, å bestemme handlinger som kan tas for å mildne virkningene av en opptreden av vanninntrengning, for å ta visse forholdsregler som en reaksjon på dette og for å utføre andre funksjoner som beskrevet her for et system av produksjonsbrønner innbefattende brønnsystemet 10 på fig.1A og 1B. Driften av brønnsystemet 10 er her beskrevet under henvisning til figurene 1A, 1B og 2.
[0019] Det vises til fig.2, hvor systemet 200 innbefatter en sentral styringsenhet eller en styringsanordning 150 som innbefatter en prosessor 152, et lager 154 og tilhørende kretser 156 som kan benyttes til å utføre forskjellige funksjoner og fremgangsmåter som beskrevet her. Systemet 200 innbefatter en database 230 som er tilgjengelig for prosessorene 152, hvilken database kan innbefatte brønnavslutningsdata og informasjon slik som: typer og plasseringer av sensorer i brønnen; sensorparametere; typer av anordninger og deres parametere, slik som strupeventildimensjoner, strupeventilposisjoner, ventildimensjoner, ventilposisjoner, osv.), formasjonsparametere slik som bergartstype for forskjellige formasjonslag, porøsitet, permeabilitet, mobilitet, dybde for hvert lag og hver produksjonssone; sandskjermparametere; sporstoffinformasjon; ESP-parametere slik som hestekraft, frekvensområde, driftstrykk og temperaturområder; historiske brønndriftsdata, innbefattende produksjonsmengder over tid for hver produksjonssone, trykk- og temperaturverdier over tid for hver produksjonssone; nåværende og tidligere strupings- og ventilinnstillinger; informasjon om forebyggende arbeid; vanninnhold svarende til hver produksjonssone over tid; innledende seismiske data og oppdaterte seismiske data (4D seismiske data), vannfrontovervåkningsdata, osv.
[0020] I løpet av levetiden til en brønn blir én eller flere tester, kollektivt betegnet med henvisningstall 224, vanligvis utført for å estimere tilstanden til de forskjellige brønnelementene og forskjellige parametere for formasjonene som omgir brønnen, innbefattende produksjonssonene. Slike tester kan innbefatte, men er ikke begrenset til: inspeksjonstester for fôringsrøret ved å bruke elektriske eller akustiske logger; brønnlukkingstester som kan innbefatte trykkoppbygging, temperatur- og strømmingstester; seismiske tester som kan benytte en kilde på overflaten og seismiske sensorer i brønnen for å bestemme vannfront- og laggrense-forhold; tester for overvåking av fluidfronter; sekundære utvinningstester; osv. Alle slike testdata 224 kan lagres i et lager og leveres til prosessoren 152 for å estimere ett eller flere aspekter vedrørende vanninntrengningen. I tillegg kan prosessoren 152 i systemet 200 ha periodisk eller kontinuerlig tilgang til brønnsensor-måledataene 222 og måledataene 226 på overflaten og enhver annen ønsket informasjon eller målinger 228. Måledataene 222 fra brønnsensorene innbefatter, men er ikke begrenset til, informasjon vedrørende vanninnhold, resistivitet, densitet, sandinnhold, strømmingsmengder, trykk, temperatur, kjemiske karakteristikker eller sammensetninger, densitet, tyngde, helning, elektriske og elektromagnetiske målinger og strupings- og ventilposisjoner. Overflatemålingene 226 innbefatter, men er ikke begrenset til strømmingsvolumer, trykk, strupings- og ventilposisjoner, ESP-parametere, vanninnholdberegninger, kjemiske injeksjonsmengder og posisjoner, informasjon om sporstoffdeteksjoner, osv.
[0021] Systemet 200 innbefatter også programmer, modeller og algoritmer 232 som er innbakt i ett eller flere datamaskinlesbare medier som er tilgjengelige for prosessoren 152 for å utføre instruksjoner som befinner seg i programmene for å utføre fremgangsmåtene og funksjonene som er beskrevet her. Prosessoren 152 kan gjøre bruk av ett eller flere programmer, modeller og algoritmer for å utføre forskjellige funksjoner og metoder beskrevet her. Ifølge et aspekt, kan programmet/modellene/algoritmene 232 innbefatte en analysator 260 for en brønn, som benytter en nodal analyse, et neuralt nett eller en annen algoritme for å detektere og/eller forutsi vanninntrengning, estimere kilden eller kildene for vanninntrengningen, slik som posisjonen til soner og formasjoner over og/under de produserende sonene, sprekker i sementbindinger eller fôringsrør, osv., hvor utstrekningen eller alvorligheten av vanninntrengningen og en forventet tid eller tidsperiode i løpet av hvilken en vanninntrengning kan inntreffe.
[0022] Under drift, mottar den sentrale styringsanordningen 150 brønnhullsmålinger og/eller informasjon vedrørende brønnhullsmålinger (kollektivt betegnet ved henvisningstall 222). Den sentrale styringsanordningen 150 kan være programmert for å motta noen eller alle slike informasjoner periodisk eller kontinuerlig. Ifølge et aspekt, kan den sentrale styringsanordningen 150 estimere en måling av vann (slik som vanninnhold, vannkutt, osv.) vedrørende formasjonsfluidet (for hver sone og/eller den kombinerte strømmingen) over en tidsperiode og estimere eller forutsi en opptreden av vanninntrengning ved å bruke slike vannmåleestimater. Styringsanordningen 150 kan benytte en trend i forbindelse med vannmålingene over en tidsperiode eller benytte estimater i sanntid eller nesten sanntid for vannmålingene til å detektere og/eller forutsi forekomsten av vanninntrengningen. Målet på vann i formasjonsfluidet kan tilveiebringes ved hjelp av en analysator ved overflaten som bestemmer vanninnholdet eller vannkuttet i det produserte fluidet 224. Et vannmål kan innbefatte, men er ikke begrenset til, en kvantitet, en prosentandel med vannkutt, en terskelverdi, en størrelse på endring i verdier, osv. Vannmålet eller vanninnholdet i formasjonsfluidet kan også estimeres fra: brønnhullssensorene (slik som resistivitets- eller densitetssensorer); analyse av sporstoffer som er tilstede i det produserte fluidet nede i hullet eller ved overflaten; densitetsmålinger; eller fra eventuelle andre egnede sensormålinger. Vanninnholdet kan også beregnes i hele eller i en del av brønnhullet ved hjelp av en passende prosessor og overføres til den sentrale styringsanordningen 150 via en passende forbindelse eller trådløs telemetri, innbefattende akustiske og elektromagnetiske telemetrimetoder. Den sentrale styringsanordningen 150 kan ifølge et aspekt benytte ett eller flere programmer, modeller og/eller algoritmer til å estimere om vanninntrengningen allerede har inntruffet eller når vanninntrengningen kan inntreffe, dvs. forutsi opptredenen av en vanninntrengning. Modellene/ algoritmene kan benytte informasjon vedrørende formasjonsparameterne 230; brønnavslutningsdata 230; testdata 224 for brønnen 50; og annen informasjon til å forutsi inntreden av vanninntrengning og/eller kilden for slik inntrengning. Prosessoren kan f.eks. forutsi en forekomst av en vanninntrengning ved å bruke firedimensjonale seismiske kart i lys av posisjonen til vannfronten i forhold til en spesiell produserende sone eller fra formasjonssprekker i forbindelse med den produserende sonen. Firedimensjonale seismiske kart kan f.eks. visuelt illustrere endringer i undergrunnsformasjoner over en valgt tidsperiode. Prosessoren 152 kan også forutsi posisjonen til vanninntrengningen i lys av slike data. Ifølge et annet aspekt kan prosessoren forutsi vanninntrengning på grunn av ødeleggelsen av fôringsrøret fra inspeksjonsdata for røret eller ødeleggelse i sementbindingene. I alle fall kan prosessoren benytte ny og tidligere informasjon.
[0023] Når den sentrale styringsanordningen 150, som bruker brønnytelsesanalysatoren, bestemmer en aktuell eller potensiell vanninntrengning, bestemmer den handlingene som skal tas for å mildne eller eliminere virkningene av vanninntrengningen og kan sende meldinger, alarmtilstander, vanninntrengningsparametere, handlinger som operatøren skal foreta, handlinger som automatisk blir foretatt av styringsanordningen 150, osv., som vist ved 260, der meldingene blir vist på en passende visningsanordning 262 som er plassert på ett eller flere steder, innbefattende brønnstedet og/eller en fjerntliggende styringsenhet 185. Informasjonen kan sendes ved hjelp av en hvilken som helst egnet dataforbindelse, innbefattende en eternettforbindelse og internett 272. Informasjonen som sendes av den sentrale styringsanordningen, kan vises ved hjelp av ethvert egnet medium, slik som en monitor. De fjerntliggende stedene kan innbefatte klientsteder eller personale som forvalter brønnen fra et fjerntliggende kontor. Den sentrale styringsanordningen 150 som benytter data slik som strupeventilposisjoner, ESP-frekvens, brønnhullsstrupeog ventilposisjoner, kjemikalier, injeksjons-enhetoperasjon og eventuelle andre informasjoner 226, kan bestemme én eller flere justeringer som skal foretas eller handlinger som skal foretas (kollektivt referert til som en operasjon eller operasjoner) vedrørende driften av brønnen, hvor operasjonene, når de implementeres, er ventet å lindre eller eliminere visse negative effekter av den aktuelle eller potensielle vanninntrengningen på brønnen 50. Den sentrale styringsanordningen 150 kan anbefale å lukke en spesiell produksjonssone ved å lukke en ventil eller mengdereguleringsanordning; å lukke alle soner; lukke en strupeventil ved overflaten; redusere fluidproduksjonen fra en spesiell sone; endre frekvensen til ESP-anordningen eller stenge ESP-anordningen; endre kjemikalieinjeksjonen til en sone; osv. Den sentrale styringsanordningen 150 sender disse anbefalingene til en operatør. Brønnytelsesanalysatoren kan ifølge et aspekt bruke en forutseende modell som kan benytte en nodal analyse, neurale nettverk eller en annen algoritme til å estimere eller vurdere virkningene av de foreslåtte handlingene og til å utføre en økonomisk analyse, slik som en nettoverdi-analyse basert på den estimerte effektiviteten til handlingene. Brønnytelsesanalysatoren kan også estimere kostnadene ved å innlede én eller flere av handlingene og kan utføre en sammenlignende analyse av forskjellige eller alternative handlinger. Brønnytelsesanalysatoren kan også bruke en iterativ prosess til å komme til et optimalt sett med handlinger som skal foretas av operatøren og/eller styringsanordningen 150. Den sentrale styringsanordningen kan kontinuerlig overvåke brønnytelsen og virkningene av handlingene 264 og sende resultatene til operatøren og de fjerntliggende stedene.
[0024] Ifølge et aspekt, kan den sentrale styringsanordningen 150 være innrettet for å vente i en tidsperiode før operatøren foretar de foreslåtte handlingene (manuelle justeringer 265) og som reaksjon på justeringene som foretas av operatøren, å omberegne informasjonen om vanninntrengning, eventuelle ytterligere ønskede handlinger og fortsette å operere på den måten som er beskrevet ovenfor.
[0025] Ifølge et annet aspekt, kan den sentrale styringsanordningen være innrettet for automatisk å innlede én eller flere av de anbefalte handlingene, f.eks. ved å sende kommandosignaler til de valgte styringsanordningene, slik som til ESP-styringsanordningen for å justere driften av ESP-anordningen 242; styringsenheter eller drivanordninger (160, fig.1A og element 240) som styrer brønnhullsstrupere 244; brønnhullsventiler 246; overflatestrupere 249; en kjemikalie-injeksjonsenhet 250; andre anordninger 254; osv. Slike handlinger kan tas i sanntid eller nesten sanntid. Den sentrale styringsanordningen 150 fortsetter å overvåke virkningene av de handlingene som er tatt 264. Ifølge et annet aspekt kan den sentrale styringsanordningen 150 eller styringsanordningen 185 være innrettet for å oppdatere én eller flere modeller/algoritmer/programmer 234 for videre bruk ved overvåkning av brønnen. Systemet 200 kan dermed operere som en lukket sløyfe for kontinuerlig å overvåke ytelsen til brønnen, detektere og/eller forutsi vanninntrengning, bestemme handlinger som vil lindre negative virkninger av vanninntrengning, bestemme virkningene av en handling som er tatt av operatøren, automatisk innlede handlinger, utføre økonomiske analyser for å forbedre eller optimalisere produksjonen fra én eller flere soner.
[0026] Det vises fremdeles til fig.1A, 1B og 2, hvor fremgangsmåter for å detektere og/eller forutsi en vanninntrengning i en produserende brønn er vist rent generelt. En fremgangsmåte innbefatter å estimere et mål for vann i det fluidet som produseres fra minst én produksjonssone i det minste periodisk, og å forutsi forekomsten av vanninntrengning ved å benytte i det minste delvis en trend for de estimerte målene på vannet. De estimerte målene kan fremskaffes fra én eller flere av: (i) en måling av vanninnhold eller vannkutt i det fluidet som er mottatt på overflaten; (ii) en måling fremskaffet fra en sensor i brønnen; (iii) en densitet for det produserte fluidet; (iv) en resistivitetsmåling av det produserte fluidet; (v) målinger av en parameter av interesse tatt ved et antall steder i brønnen; (vi) en måling vedrørende frigjøring av et sporstoff plassert i brønnen; (vii) en optisk sensormåling i brønnen; og (viii) akustiske målinger i brønnen. Estimering av forekomsten av vanninntrengningen kan innbefatte å sammenligne trenden med en forutbestemt forventet trend. Fremgangsmåten kan videre innbefatte å bestemme en fysisk tilstand for én eller flere av: (i) et fôringsrør i brønnen; (ii) en sementbinding mellom fôringsrøret og en formasjon; (iii) formasjonsgrensetilstander; og å benytte én eller flere av de bestemte fysiske tilstandene til å estimere en posisjon for vanninntrengning ved minst én av produksjonssonene.
[0027] Ifølge et annet aspekt kan en fremgangsmåte forutsi forekomsten av vanninntrengningen fra testdata, slik som seismiske data, fluidfrontdata, fôringsrør- eller sementbindings-loggedata, osv. En slik fremgangsmåte behøver ikke nødvendigvis bero på en analyse av et produsert fluid. Ifølge andre aspekter, kan derimot fremgangsmåten forutsi en inntreden av vanninntrengning basert på faktorer slik som nærheten av en vannfront til en brønn, en bevegelseshastighet for en vannfront, endringer i trykk, osv. Basert på målinger som indikerer slike faktorer, kan fremgangsmåten forutsi eller estimere forekomsten av vanninntrengningen. Ifølge et annet aspekt, kan fremgangsmåten oppdatere én eller flere av programmene, modellene og algoritmene basert på informasjon om vanninntrengning og/eller de handlingene som er tatt som reaksjon på dette.
[0028] Fremgangsmåten kan videre innbefatte forutsigelse av en tid eller en tidsperiode for forekomsten av vanninntrengningen. Fremgangsmåten kan videre innbefatte utførelse av én eller flere operasjoner vedrørende brønnen som reaksjon på estimeringen av forekomsten av vanninntrengningen. Operasjonene kan være én eller flere av: (i) lukking av en strupeventil; (ii) endring av driften av en elektrisk neddykkbar pumpe installert i brønnen; (iii) operasjon av en ventil i brønnen; (iv) endring av mengden av et additiv som leveres til brønnen; (v) lukking av fluidstrømming fra en valgt produksjonssone; (vi) isolering av fluidstrømming fra en produksjonssone; (vii) utførelse av en sekundær operasjon for å redusere sannsynligheten for den estimerte forekomsten av vanninntrengning; (viii) sending av en melding til en operatør for å informere om den estimerte forekomsten av vanninntrengningen; og (ix) sending av en foreslått operasjon som skal utføres av en operatør. Estimeringen av forekomsten av vanninntrengningen kan utføres hovedsakelig i sanntid.
[0029] Ifølge et annet aspekt, kan ett eller flere datamaskinprogrammer tilveiebringes på et datamaskinlesbart medium som blir aksessert av en prosessor for å utføre instruksjoner som befinner seg i ett eller flere dataprogrammer for å utføre fremgangsmåtene og funksjonene som er beskrevet her. Ifølge et aspekt, kan datamaskinprogrammet innbefatte (a) instruksjoner for i det minste periodisk å beregne et mål for vann i det fluidet som produseres av minst én produksjonssone; og (b) instruksjoner for å forutsi en forekomst av vanninntrengning ved å benytte i det minste delvis en trend for målene på vann. Datamaskinprogrammet kan videre innbefatte instruksjoner for å estimere forekomsten av vanninntrengning ved å bruke i det minste én av: (i) mengden med vann i det produserte fluidet som er mottatt på overflaten; (ii) en måling fremskaffet fra en sensor i brønnen; (iii) en densitet for det produserte fluidet; (iv) en resistivitetsmåling av det produserte fluidet; (v) målinger av en parameter av interesse tatt ved et antall steder i brønnen; (vi) en frigjøring av et sporstoff som er plassert i brønnen; (vii) en optisk sensormåling i brønnen; og (viii) akustiske målinger i brønnen. Instruksjonene for å estimere forekomsten av vanninntrengningen kan videre innbefatte instruksjoner for å sammenligne trenden med en forutbestemt trend og tilveiebringe estimatet av forekomsten av vanninntrengningen når differansen mellom trenden og den forutbestemte trenden krysser en terskel. Datamaskinprogrammet kan videre innbefatte instruksjoner for å sende signal om å utføre en operasjon som er valgt fra en gruppe bestående av: (i) lukking av en strupeventil; (ii) endring av driften av en elektrisk neddykkbar pumpe installert i brønnen; (iii) operasjon av en ventil i brønnen; (iv) endring av en mengde av et additiv som tilsettes brønnen; (v) lukking av fluidstrømming fra en valgt produksjonssone; (vi) isolering av fluidstrømming fra en produksjonssone; (vii) utførelse av en sekundær operasjon for å redusere sannsynligheten for en forekomst av vanninntrengning; (viii) sending av en melding til en operatør for å informere om den estimerte forekomsten av vanninntrengning; og (ix) sending av en foreslått operasjon som skal utføres av en operatør.
[0030] Ifølge et annet aspekt er det beskrevet, som et eksempel, et system som detekterer forekomsten av vanninntrengning i en brønn som produserer formasjonsfluid fra én eller flere produksjonssoner. Systemet innbefatter en brønn som har én eller flere strømningsreguleringsanordninger som kan regulere strømmingen av formasjonsfluid inn i brønnen. Systemet kan også innbefatte én eller flere sensorer for å tilveiebringe målinger som kan indikere et mål på vann i formasjonsfluidene. En styringsanordning på overflaten som benytter informasjon fra sensorene og/ eller annen informasjon og/eller testdata, estimerer forekomsten av vanninntrengning. Ifølge et aspekt vil en prosessor tilknyttet styringsanordningen: (i) estimere en mengde med vann i det fluidet som produseres fra den minst ene produksjonssonen i det minste periodisk; og (ii) estimerer forekomsten av vanninntrengning ved å benytte i det minste delvis en trend for den estimerte mengden med vann. Prosessoren kan også bestemme én eller flere handlinger som kan tas for å mildne en virkning av vanninntrengning og kan innlede én eller flere slike handlinger ved å justere minst én strømningsreguleringsanordning i systemet.
[0031] Selv om den foregående beskrivelse er rettet mot foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner som faller innenfor rammen definert av de vedføyde patentkrav, være opplagte for fagkyndige på området. Det er ment at alle variasjoner som faller innenfor rammen definert av de vedføyde patentkrav, skal omfattes av den foregående beskrivelse og sammendraget.

Claims (21)

PATENTKRAV
1. Fremgangsmåte for å forutsi en forekomst av en vanninntrengning i en brønn (50) som produserer et fluid fra minst én produksjonssone,
k a r a k t e r i s e r t v e d trinn med:
å produsere et formasjonsfluid (56a, 56b) fra én eller flere produksjonssoner (52a, 52b);
å måle, ved å bruke én eller flere sensorer, vanninnhold eller vannkutt i det produserte fluidet som er mottatt fra den ene eller de flere produksjonssoner (52a, 52b), i det minste periodisk;
å bestemme en trend for vanninnholdet eller vannkuttet fra vanninnholds- eller vannkuttmålingene over en tidsperiode;
å tilveiebringe porøsitet og permeabilitet for den ene eller de flere produksjonssoner (52a, 52b);
å tilveiebringe en parameter for brønnen (50);
å tilveiebringe en simuleringsmodell; og
å forutsi, ved å bruke en prosessor (92, 152), vanninntrengningen ved å benytte simuleringsmodellen, parameteren for brønnen (50), trenden for vanninnholdet eller vannkuttet, og én av porøsiteten og permeabiliteten for den ene eller de flere produksjonssoner (52a, 52b).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor måling av vanninnhold eller vannkutt omfatter å bruke minst én av: (i) en måling av vanninnhold i fluidet som er mottatt ved overflaten (112); (ii) en måling fremskaffet fra en sensor i brønnen (50); (iii) en densitet for det produserte fluidet; (iv) en resistivitetsmåling av det produserte fluidet; (v) målinger av en parameter av interesse tatt ved et flertall av steder i brønnen (50); (vi) frigjøring av et sporstoff som er plassert i brønnen (50); (vii) en optisk sensormåling i brønnen (50); og (viii) akustiske målinger i brønnen (50).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor forutsigelse av vanninntrengningen omfatter: å sammenligne trenden med en forutbestemt forventet trend.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å bestemme en fysisk tilstand for én av: (i) et fôringsrør (51, 57) i brønnen (50), og; (ii) en sementbinding mellom fôringsrøret (51, 57) og en formasjon (55), og å korrelere den bestemte fysiske tilstanden med en forutbestemt fysisk tilstand for å estimere en posisjon for den forutsagte vanninntrengningen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å bruke en akustisk måling i brønnen (50) til å bekrefte forutsigelsen av forekomsten av vanninntrengningen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å forutsi et tidspunkt for forekomsten av vanninntrengningen.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, videre omfattende: å utføre minst én operasjon vedrørende brønnen (50) som reaksjon på forutsigelsen av tidspunktet for forekomsten av vanninntrengningen.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor den minst ene operasjonen er valgt fra en gruppe bestående av: (i) lukking av en strupeventil; (ii) endring av driften av en elektrisk neddykkbar pumpe (30) som er installert i brønnen (50); (iii) operasjon av en ventil i brønnen (50); (iv) endring av en mengde av et additiv som leveres til brønnen (50); (v) lukking av fluidstrømming fra en valgt produksjonssone; (vi) isolering av fluidstrømming fra en produksjonssone; (vii) utførelse av en sekundær operasjon for å redusere sannsynligheten for den estimerte forekomsten av vanninntrengningen; (viii) sending av en melding til en operatør for å informere om den estimerte forekomsten av vanninntrengningen; og (ix) sending av en foreslått operasjon som skal utføres av en operatør.
9. Fremgangsmåte ifølge noen av kravene 1 og 5-8, hvor forutsigelsen av vanninntrengningen blir utført i sanntid.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende logging av brønnen (50) for å estimere en posisjon for vanninntrengningen.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor loggingen av brønnen (50) er én av:
(i) logging for å bestemme en tilstand for en sementbinding mellom et fôringsrør (51, 57) i brønnen (50) og en formasjon (55) som omgir brønnen (50); og (ii) logging for å bestemme én eller flere defekter i fôringsrøret (51, 57) i brønnen (50).
12. Fremgangsmåte ifølge noen av kravene 1 og 5-8, hvor den ene eller de flere produksjonssoner (52a, 52b) innbefatter et flertall av produksjonssoner, og hvor fremgangsmåten videre omfatter: å forutsi vanninntrengningen svarende til en spesiell sone blant flertallet av produksjonssoner.
13. Datamaskinlesbart medium som er egnet til å aksesseres av en prosessor (92, 152) for å utføre instruksjoner som befinner seg i et datamaskinprogram innbakt i det datamaskinlesbare mediet, hvor datamaskinprogrammet omfatter:
instruksjoner for i det minste periodisk å beregne en måling av vanninnhold eller vannkutt i et fluid (56a, 56b) som produseres av én eller flere produksjonssoner (52a, 52b) i en brønn (50);
instruksjoner for å definere en modell som benytter minst én parameter for brønnen (50) og minst én av: porøsitet og permeabilitet for brønnen (50);
instruksjoner for å bestemme en trend for målingen av vann fra den periodiske beregnede målingen av vanninnhold eller vannkutt; og
instruksjoner for å forutsi i sanntid når en vanninntrengning vil forekomme ved å benytte i det minste delvis trenden for målingen av vann og modellen.
14. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 13, hvor datamaskinprogrammet videre omfatter instruksjoner for å estimere forekomsten av vanninntrengningen ved å bruke minst én av: (i) målingen av vann i det produserte fluidet (56a, 56b) som er mottatt ved overflaten (112); (ii) en måling fremskaffet fra en sensor i brønnen (50); (iii) en densitet for det produserte fluidet (56a, 56b); (iv) en resistivitetsmåling for det produserte fluidet (56a, 56b); (v) målinger av en parameter av interesse tatt ved et flertall av steder i brønnen (50); (vi) en frigjøring av et sporstoff plassert i brønnen (50); (vii) en optisk sensormåling i brønnen (50); og (viii) akustiske målinger i brønnen (50).
15. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 13, hvor instruksjonene for å forutsi forekomsten av vanninntrengningen videre omfatter instruksjoner for å sammenligne trenden med en forutbestemt trend for å tilveiebringe forutsigelsen av forekomsten av vanninntrengningen når differansen mellom trenden og den forutbestemte trenden krysser en terskel.
16. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 13, hvor datamaskinprogrammet videre omfatter instruksjoner for å sende et signal om å utføre en operasjon som er valgt fra en gruppe bestående av: (i) lukking av en strupeventil; (ii) endring av driften av en elektrisk neddykkbar pumpe (30) som er installert i brønnen (50); (iii) operasjon av en ventil i brønnen (50); (iv) endring av en mengde av et additiv som leveres til brønnen (50); (v) lukking av fluidstrømming fra en valgt produksjonssone; (vi) isolering av fluidstrømming fra en produksjonssone; (vii) utførelse av en sekundær operasjon for å redusere sannsynligheten for en forekomst av vanninntrengningen; (viii) sending av en melding til en operatør for å informere om den estimerte forekomsten av vanninntrengningen; og (ix) sending av en foreslått operasjon som skal utføres av en operatør.
17. Anordning for forutsigelse av en forekomst av en vanninntrengning i en brønn (50) som produserer fluid fra minst én produksjonssone,
k a r a k t e r i s e r t v e d:
en prosessor (92, 152) programmert for:
å måle for vanninnhold eller vannkutt i det produserte fluidet (56a, 56b) som er mottatt fra den ene eller de flere produksjonssoner (52a, 52b), i det minste periodisk;
å bestemme en trend for vanninnholdet eller vannkuttet fra vanninnholds- eller vannkuttmålingene over en tidsperiode;
å tilveiebringe porøsitet og permeabilitet for produksjonssonen (52a, 52b); å tilveiebringe en parameter for brønnen (50);
å tilveiebringe en simuleringsmodell; og
å forutsi vanninntrengningen ved å benytte simuleringsmodellen, parameteren for brønnen (50), trenden for vanninnholdet eller vannkuttet, og én av porøsiteten og permeabiliteten for den ene eller de flere produksjonssoner (52a, 52b).
18. Anordning ifølge krav 17, hvor prosessoren (92, 152) videre er konfigurert til å styre minst én anordning ved brønnen (50) for å regulere en effekt av den estimerte forekomsten av vanninntrengningen, idet anordningen er valgt fra en gruppe bestående av: (i) en strupeventil; (ii) en elektrisk neddykkbar pumpe (30) installert i brønnen (50); (iii) en ventil i brønnen (50); (iv) en injeksjonsanordning som leverer et additiv til brønnen (50); (v) en strømningsreguleringsanordning som lukker fluidstrømming fra en valgt produksjonssone; (vi) en strømmingsisoleringsanordning for å isolere fluidstrømming fra en produksjonssone; (vii) et brønnhullsverktøy innrettet for å redusere en sannsynlighet for en forekomst av vanninntrengningen; og (viii) en sender for å sende en melding til en operatør vedrørende utførelse av en operasjon angående brønnen (50).
19. Anordning ifølge krav 17, videre omfattende en fjerntliggende styringsanordning i datakommunikasjon med prosessoren (92, 152), hvor prosessoren (92, 152) videre er konfigurert til å sende informasjon til den fjerntliggende styringsanordningen vedrørende forekomsten av vanninntrengningen, og hvor den fjerntliggende styringsanordningen er konfigurert til å sende kommandoer til prosessoren (92, 152) for å styre minst én anordning ved brønnen (50).
20. Anordning ifølge krav 17, hvor prosessoren (92, 152) videre er konfigurert til å sammenligne trenden med en forutbestemt trend for å forutsi forekomsten av vanninntrengningen.
21. Anordning ifølge krav 17, hvor prosessoren (92, 152) videre er konfigurert til å utføre instruksjoner som er inneholdt i et datamaskinprogram som inneholder en algoritme for å forutsi et tidspunkt for forekomsten av vanninntrengningen.
NO20093168A 2007-04-19 2008-04-18 System og fremgangsmåte for deteksjon av vanninntrengning og intervensjon i en produksjonsbrønn NO345567B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/737,478 US7805248B2 (en) 2007-04-19 2007-04-19 System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well
PCT/US2008/060807 WO2008131210A2 (en) 2007-04-19 2008-04-18 System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20093168L NO20093168L (no) 2009-11-11
NO20093168A NO20093168A (no) 2009-11-11
NO345567B1 true NO345567B1 (no) 2021-04-19

Family

ID=39873088

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20093168A NO345567B1 (no) 2007-04-19 2008-04-18 System og fremgangsmåte for deteksjon av vanninntrengning og intervensjon i en produksjonsbrønn

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7805248B2 (no)
AU (1) AU2008242750B2 (no)
BR (1) BRPI0810422B1 (no)
CA (1) CA2683994C (no)
GB (1) GB2463381B (no)
MY (1) MY154395A (no)
NO (1) NO345567B1 (no)
WO (1) WO2008131210A2 (no)

Families Citing this family (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8682589B2 (en) * 1998-12-21 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites
US7711486B2 (en) * 2007-04-19 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production
US8397810B2 (en) * 2007-06-25 2013-03-19 Turbo-Chem International, Inc. Wireless tag tracer method
US7890264B2 (en) * 2007-10-25 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Waterflooding analysis in a subterranean formation
US8214186B2 (en) * 2008-02-04 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Oilfield emulator
WO2010040045A2 (en) * 2008-10-03 2010-04-08 Schlumberger Canada Limited Identification of casing collars while drilling and post drilling and using lwd and wireline
US8251140B2 (en) 2009-09-15 2012-08-28 Schlumberger Technology Corporation Fluid monitoring and flow characterization
US8230731B2 (en) 2010-03-31 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining incursion of water in a well
US8596354B2 (en) 2010-04-02 2013-12-03 Schlumberger Technology Corporation Detection of tracers used in hydrocarbon wells
US20110257887A1 (en) * 2010-04-20 2011-10-20 Schlumberger Technology Corporation Utilization of tracers in hydrocarbon wells
US8464581B2 (en) * 2010-05-13 2013-06-18 Schlumberger Technology Corporation Passive monitoring system for a liquid flow
US8322414B2 (en) 2010-05-25 2012-12-04 Saudi Arabian Oil Company Surface detection of failed open-hole packers using tubing with external tracer coatings
US20120046866A1 (en) * 2010-08-23 2012-02-23 Schlumberger Technology Corporation Oilfield applications for distributed vibration sensing technology
US9422793B2 (en) 2010-10-19 2016-08-23 Schlumberger Technology Corporation Erosion tracer and monitoring system and methodology
US8668019B2 (en) * 2010-12-29 2014-03-11 Baker Hughes Incorporated Dissolvable barrier for downhole use and method thereof
US20120330466A1 (en) * 2011-06-27 2012-12-27 George Joel Rodger Operational logic for pressure control of a wellhead
US20140126325A1 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 Silixa Ltd. Enhanced seismic surveying
US20160003027A1 (en) * 2013-03-12 2016-01-07 Chevron U.S.A. Inc. System and method for detecting structural integrity of a well casing
US20180179881A1 (en) * 2013-03-12 2018-06-28 Chevron U.S.A. Inc. System and method for detecting structural integrity of a well casing
WO2015040042A1 (en) * 2013-09-17 2015-03-26 Mærsk Olie Og Gas A/S Detection of a watered out zone in a segmented completion
GB201319105D0 (en) 2013-10-29 2013-12-11 Wellstream Int Ltd Detection apparatus and method
EP2887100B1 (en) * 2013-12-20 2022-10-26 Sercel Method for downloading data to a central unit in a seismic data acquisition system
WO2015108433A1 (en) 2014-01-14 2015-07-23 Baker Hughes Incorporated A method for detecting fluid fronts using a combination of electric and gravity measurements in boreholes
CA2934027C (en) * 2014-01-24 2018-10-23 Landmark Graphics Corporation Optimized acidizing of a production well near aquifer
US10072485B2 (en) * 2014-02-12 2018-09-11 Rockwell Automation Asia Pacific Business Center Pte. Ltd. Systems and methods for localized well analysis and control
GB2526255B (en) * 2014-04-15 2021-04-14 Managed Pressure Operations Drilling system and method of operating a drilling system
WO2015167467A1 (en) 2014-04-29 2015-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Valves for autonomous actuation of downhole tools
US9739905B2 (en) 2014-07-03 2017-08-22 Saudi Arabian Oil Company Electromagnetic time-lapse remote sensing of reservoir conditions
WO2016010960A1 (en) * 2014-07-18 2016-01-21 Schlumberger Canada Limited Intelligent water flood regulation
CA2984184C (en) * 2015-04-27 2022-05-31 Statoil Petroleum As Method for inverting oil continuous flow to water continuous flow
US10378317B2 (en) * 2015-06-29 2019-08-13 Conocophillips Company FCD modeling
WO2018106251A1 (en) 2016-12-09 2018-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Detecting a flood front in a cross bed environment
GB2572092A (en) 2017-01-12 2019-09-18 Halliburton Energy Services Inc Detecting a flood front in a formation
US10364655B2 (en) 2017-01-20 2019-07-30 Saudi Arabian Oil Company Automatic control of production and injection wells in a hydrocarbon field
US10705240B2 (en) 2017-05-11 2020-07-07 Saudi Arabian Oil Company Capacitive electromagnetic formation surveillance using passive source
US20190024485A1 (en) * 2017-07-19 2019-01-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods and systems for automated cementing and liner hanging
WO2019132875A1 (en) 2017-12-27 2019-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Detecting a fraction of a component in a fluid
BR112020004652B1 (pt) 2017-12-27 2023-04-04 Halliburton Energy Services, Inc Aparelho, sistema, e, método de detecção de uma fração de um componente em um fluido
WO2020112141A1 (en) * 2018-11-30 2020-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Flow rate management for improved recovery
US12031426B2 (en) 2018-12-24 2024-07-09 Schlumberger Technology Corporation ESP monitoring system and methodology
WO2020194031A1 (en) * 2019-03-26 2020-10-01 Abu Dhabi National Oil Company Use of chemical in-flow tracers for early water breakthrough detection
US11035972B2 (en) * 2019-05-13 2021-06-15 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for electromagnetic waterfront surveillance in a vicinity of an oil well
US11293268B2 (en) 2020-07-07 2022-04-05 Saudi Arabian Oil Company Downhole scale and corrosion mitigation
CN114139802B (zh) * 2021-11-30 2022-12-06 贵州乌江水电开发有限责任公司 一种基于流域水情变化趋势分析模型的实时优化调度方法
CN115492558B (zh) * 2022-09-14 2023-04-14 中国石油大学(华东) 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5767680A (en) * 1996-06-11 1998-06-16 Schlumberger Technology Corporation Method for sensing and estimating the shape and location of oil-water interfaces in a well
WO1999057417A2 (en) * 1998-05-05 1999-11-11 Baker Hughes Incorporated Chemical actuation system for downhole tools and method for detecting failure of an inflatable element
WO2000000716A2 (no) * 1998-06-18 2000-01-06 Kongsberg Offshore A.S Controlling fluid flow in oil or gass wells
WO2005045371A1 (en) * 2003-11-05 2005-05-19 Abb As Detection of water breakthrough

Family Cites Families (55)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3211225A (en) * 1963-05-28 1965-10-12 Signal Oil & Gas Co Well treating apparatus
US3710867A (en) * 1971-01-05 1973-01-16 Petrolite Corp Apparatus and process for adding chemicals
US3954006A (en) 1975-01-31 1976-05-04 Schlumberger Technology Corporation Methods for determining velocities and flow rates of fluids flowing in well bore
US3991827A (en) * 1975-12-22 1976-11-16 Atlantic Richfield Company Well consolidation method
US4064936A (en) * 1976-07-09 1977-12-27 Mcclure L C Chemical treating system for oil wells
FR2421272A1 (fr) * 1978-03-28 1979-10-26 Europ Propulsion Systeme pour la telecommande et l'entretien d'une tete de puits immergee
US4354553A (en) * 1980-10-14 1982-10-19 Hensley Clifford J Corrosion control downhole in a borehole
US4436148A (en) * 1981-04-27 1984-03-13 Richard Maxwell Chemical treatment for oil wells
US4375833A (en) * 1981-09-04 1983-03-08 Meadows Floyd G Automatic well treatment system
US4635723A (en) * 1983-07-07 1987-01-13 Spivey Melvin F Continuous injection of corrosion-inhibiting liquids
US4582131A (en) * 1984-09-26 1986-04-15 Hughes Tool Company Submersible chemical injection pump
US4665981A (en) * 1985-03-05 1987-05-19 Asadollah Hayatdavoudi Method and apparatus for inhibiting corrosion of well tubing
US4589434A (en) * 1985-06-10 1986-05-20 Exxon Production Research Co. Method and apparatus to prevent hydrate formation in full wellstream pipelines
JPS62110135A (ja) * 1985-11-08 1987-05-21 Cosmo Co Ltd アスフアルテン濃度定量方法および装置
US4721158A (en) * 1986-08-15 1988-01-26 Amoco Corporation Fluid injection control system
US4830112A (en) * 1987-12-14 1989-05-16 Erickson Don J Method and apparatus for treating wellbores
US4901563A (en) * 1988-09-13 1990-02-20 Atlantic Richfield Company System for monitoring fluids during well stimulation processes
US4926942A (en) 1989-02-22 1990-05-22 Profrock Jr William P Method for reducing sand production in submersible-pump wells
US5006845A (en) * 1989-06-13 1991-04-09 Honeywell Inc. Gas kick detector
US5172717A (en) * 1989-12-27 1992-12-22 Otis Engineering Corporation Well control system
US5517593A (en) * 1990-10-01 1996-05-14 John Nenniger Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint
US5305209A (en) * 1991-01-31 1994-04-19 Amoco Corporation Method for characterizing subterranean reservoirs
US5209301A (en) * 1992-02-04 1993-05-11 Ayres Robert N Multiple phase chemical injection system
US5353237A (en) * 1992-06-25 1994-10-04 Oryx Energy Company System for increasing efficiency of chemical treatment
US6006832A (en) * 1995-02-09 1999-12-28 Baker Hughes Incorporated Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5706896A (en) * 1995-02-09 1998-01-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells
US5829520A (en) * 1995-02-14 1998-11-03 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device
US5647435A (en) * 1995-09-25 1997-07-15 Pes, Inc. Containment of downhole electronic systems
US6061634A (en) * 1997-04-14 2000-05-09 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for characterizing earth formation properties through joint pressure-resistivity inversion
US6281489B1 (en) * 1997-05-02 2001-08-28 Baker Hughes Incorporated Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics
WO1998057030A1 (en) 1997-06-09 1998-12-17 Baker Hughes Incorporated Control and monitoring system for chemical treatment of an oilfield well
US6070663A (en) * 1997-06-16 2000-06-06 Shell Oil Company Multi-zone profile control
US5937946A (en) * 1998-04-08 1999-08-17 Streetman; Foy Apparatus and method for enhancing fluid and gas flow in a well
WO2000037770A1 (en) * 1998-12-21 2000-06-29 Baker Hughes Incorporated Closed loop chemical injection and monitoring system for oilfield operations
US6196314B1 (en) * 1999-02-15 2001-03-06 Baker Hughes Incorporated Insoluble salt control system and method
US6467340B1 (en) * 1999-10-21 2002-10-22 Baker Hughes Incorporated Asphaltenes monitoring and control system
US6543540B2 (en) * 2000-01-06 2003-04-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole production zone
NO20002137A (no) * 2000-04-26 2001-04-09 Sinvent As Reservoarovervåkning ved bruk av kjemisk intelligent frigjøring av tracere
US6408943B1 (en) * 2000-07-17 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors
ATE377137T1 (de) 2000-09-12 2007-11-15 Schlumberger Technology Bv Untersuchung von mehrschichtigen lagerstätten
US20020112888A1 (en) * 2000-12-18 2002-08-22 Christian Leuchtenberg Drilling system and method
EP1358394B1 (en) 2001-02-05 2007-01-24 Schlumberger Holdings Limited Optimization of reservoir, well and surface network systems
US6795773B2 (en) * 2001-09-07 2004-09-21 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion method, including integrated approach for fracture optimization
US7178591B2 (en) 2004-08-31 2007-02-20 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for formation evaluation
US7725301B2 (en) 2002-11-04 2010-05-25 Welldynamics, B.V. System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well
AU2004239363A1 (en) * 2003-03-17 2004-11-25 Joule Microsystems Canada Inc. System enabling remote analysis of fluids
FR2852710B1 (fr) * 2003-03-18 2005-04-29 Inst Francais Du Petrole Methode pour former rapidement un modele stochastique representatif de la distribution d'une grandeur physique dans un milieu heterogene par une selection appropriee de realisations geostatistiques
US7261162B2 (en) * 2003-06-25 2007-08-28 Schlumberger Technology Corporation Subsea communications system
US20050149264A1 (en) 2003-12-30 2005-07-07 Schlumberger Technology Corporation System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well
US6874361B1 (en) 2004-01-08 2005-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Distributed flow properties wellbore measurement system
US7114557B2 (en) 2004-02-03 2006-10-03 Schlumberger Technology Corporation System and method for optimizing production in an artificially lifted well
GB2416871A (en) 2004-07-29 2006-02-08 Schlumberger Holdings Well characterisation using distributed temperature sensor data
US20060266913A1 (en) 2005-05-26 2006-11-30 Baker Hughes Incororated System, method, and apparatus for nodal vibration analysis of a device at different operational frequencies
US7654318B2 (en) 2006-06-19 2010-02-02 Schlumberger Technology Corporation Fluid diversion measurement methods and systems
US7890273B2 (en) 2007-02-20 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Determining fluid and/or reservoir information using an instrumented completion

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5767680A (en) * 1996-06-11 1998-06-16 Schlumberger Technology Corporation Method for sensing and estimating the shape and location of oil-water interfaces in a well
WO1999057417A2 (en) * 1998-05-05 1999-11-11 Baker Hughes Incorporated Chemical actuation system for downhole tools and method for detecting failure of an inflatable element
WO2000000716A2 (no) * 1998-06-18 2000-01-06 Kongsberg Offshore A.S Controlling fluid flow in oil or gass wells
WO2005045371A1 (en) * 2003-11-05 2005-05-19 Abb As Detection of water breakthrough

Also Published As

Publication number Publication date
CA2683994C (en) 2013-08-06
BRPI0810422B1 (pt) 2018-04-17
AU2008242750A1 (en) 2008-10-30
GB2463381B (en) 2011-12-07
MY154395A (en) 2015-06-15
NO20093168L (no) 2009-11-11
NO20093168A (no) 2009-11-11
WO2008131210A3 (en) 2009-01-22
US20080262735A1 (en) 2008-10-23
GB2463381A (en) 2010-03-17
CA2683994A1 (en) 2008-10-30
WO2008131210A2 (en) 2008-10-30
GB0918120D0 (en) 2009-12-02
BRPI0810422A2 (pt) 2014-10-14
AU2008242750B2 (en) 2013-06-13
US7805248B2 (en) 2010-09-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO345567B1 (no) System og fremgangsmåte for deteksjon av vanninntrengning og intervensjon i en produksjonsbrønn
US20080257544A1 (en) System and Method for Crossflow Detection and Intervention in Production Wellbores
US8682589B2 (en) Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites
NO341444B1 (no) System og fremgangsmåte for å overvåke fysisk tilstand til produksjonsbrønnsutstyr og å styre brønnens produksjon
EP3201423B1 (en) Integrated drilling control system and associated method
US20080262737A1 (en) System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells
AU2011222568B2 (en) System and method for safe well control operations
US9650884B2 (en) Use of downhole isolation valve to sense annulus pressure
US20190234210A1 (en) System and method for downhole inorganic scale monitoring and intervention in a production well
EP1485574A2 (en) Method and system for controlling well circulation rate
CN110325705A (zh) 用于操作防喷器系统的系统和方法

Legal Events

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

Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US