RU2002126207A - Беспроводное управление поступлением и нагнетанием в интервал между двумя точками ствола скважины - Google Patents
Беспроводное управление поступлением и нагнетанием в интервал между двумя точками ствола скважиныInfo
- Publication number
- RU2002126207A RU2002126207A RU2002126207/03A RU2002126207A RU2002126207A RU 2002126207 A RU2002126207 A RU 2002126207A RU 2002126207/03 A RU2002126207/03 A RU 2002126207/03A RU 2002126207 A RU2002126207 A RU 2002126207A RU 2002126207 A RU2002126207 A RU 2002126207A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- borehole
- communication
- tubing
- sections
- flow
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 18
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 12
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 7
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 5
- 230000002028 premature Effects 0.000 claims 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 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
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
- E21B43/123—Gas lift valves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Percussion Or Vibration Massage (AREA)
- Devices For Medical Bathing And Washing (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Claims (32)
1. Нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов, содержащая перфорированную секцию, имеющую множество перфорированных секций, по меньшей мере, в ее части, проходящей внутри ствола буровой скважины, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, проходящую внутри перфорированной секции, источник тока, изменяющегося во времени, расположенный на поверхности, электрически подсоединенный к, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонне или перфорированной секции так, что по меньшей мере насосно-компрессорная колонна или перфорированная секция служит в качестве электрического проводника для передачи электрического тока, изменяющегося во времени, от поверхности в скважину, и скважинная управляемая секция буровой скважины содержит модуль связи и управления, датчик и клапан с электрическим управлением, модуль связи и управления, электрически подсоединенный к, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонне или перфорированной секции, при этом датчик и клапан с электрическим управлением электрически подсоединены к модулю связи и управления, и клапан с электрическим управлением адаптирован для регулировки потока между внешней частью насосно-компрессорной колонны и внутренней частью насосно-компрессорной колонны на основании, по меньшей мере, частично, измерений датчика.
2. Нефтяная скважина по п.1, включающая индукционный дроссель, расположенный вокруг части, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонны или перфорированной секции или адаптированный для направления части тока через модуль связи и управления за счет возникновения разности потенциалов внутри, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонны или перфорированной обсадной колонны между одной стороной индукционного дросселя и другой стороной индукционного дросселя, при этом модуль связи и управления электрически подсоединен параллельно к напряжению.
3. Нефтяная скважина по п.1, в которой скважинная управляемая секция буровой скважины дополнительно содержит замедлитель потока, расположенный внутри перфорированной секции и вокруг насосно-компрессорной колонны для обеспечения препятствия прохождению потока флюида внутри обсадной колонны от одной стороны замедлителя потока до другой стороны замедлителя потока.
4. Нефтяная скважина по п.3, в котором замедлителем потока является пакер.
5. Нефтяная скважина по п.3, в которой замедлителем потока является электрически управляемый пакер, содержащий электрически управляемый клапан.
6. Нефтяная скважина по п.3, в которой замедлителем потока является расширенная часть насосно-компрессорной колонны.
7. Нефтяная скважина по п.3, в которой замедлителем потока является воротник, расположенный вокруг насосно-компрессорной колонны и внутри перфорированной секции.
8. Нефтяная скважина по п.1, в которой датчиком является датчик потока флюида.
9. Нефтяная скважина по п.1, в которой датчиком является датчик давления флюида.
10. Нефтяная скважина по п.1, в которой датчиком является датчик плотности флюида.
11. Нефтяная скважина по п.1, в которой датчиком является преобразователь акустических сигналов.
12. Нефтяная скважина по п.1, дополнительно содержащая, по меньшей мере, одну дополнительную скважинную управляемую секцию буровой скважины, причем каждую из секций буровой скважины разделяет друг от друга замедлитель потока, и каждая секция буровой скважины содержит датчик и клапан с электрическим управлением, причем клапаны с электрическим управлением адаптированы для регулировки потока между внешней частью насосно-компрессорной колонны и внутренней частью насосно-компрессорной колонны, при этом замедлитель потока расположен внутри перфорированных секций и вокруг других частей насосно-компрессорной колонны так, чтобы препятствовать прохождению потока флюида внутри перфорированных секций на каждом из замедлителей потока.
13. Нефтяная скважина по п.1, в которой модуль связи и управления, датчик и клапан с электрическим управлением размещены внутри коллектора насосно-компрессорной колонны, связанного с насосно-компрессорной колонной.
14. Нефтяная скважина по п.1, в которой модуль связи и управления включает модем.
15. Способ добычи нефти из нефтяной скважины, содержащий следующие этапы: обеспечение множества скважинных управляемых секций буровой скважины, причем ряд секций буровой скважины содержит модуль связи и управления, датчик, клапан с электрическим управлением и замедлитель потока, расположенный внутри обсадной колонны буровой скважины и вокруг части эксплуатационной насосно-компрессорной колонны скважины, модуль связи и управления электрически подсоединен к, по меньшей мере, одной насосно-компрессорной колонне или обсадной колонне, и клапан с электрическим управлением и датчик электрически подсоединены к модулю связи и управления;
обеспечение препятствия прохождению потоку флюида между секциями буровой скважины внутри обсадной колонны с помощью замедлителей потока;
измерение характеристики флюида в каждой из секций буровой скважины с помощью соответствующего датчика;
регулировка потока флюида в насосно-компрессорной колонне с одной или более секциями буровой скважины с помощью своих соответствующих клапанов с электрическим управлением на основании результатов измерений характеристик флюида;
добыча нефтепродуктов из буровой скважины через насосно-компрессорную колонну.
16. Способ по п.15, дополнительно содержащий следующие этапы:
подача тока, изменяющегося во времени, в, по меньшей мере, насосно-компрессорную колонну или обсадную колонну от источника тока, расположенного на поверхности;
обеспечение препятствия протеканию тока с помощью индукционного дросселя, расположенного вокруг, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонны или обсадной колонны;
создание разности потенциалов между одной стороной индукционного дросселя и другой стороной индукционного дросселя внутри, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонны или обсадной колонны;
направление тока через, по меньшей мере, один из модулей связи и управления при разности потенциалов с использованием индукционного дросселя;
подача питания на, по меньшей мере, один из модулей связи и управления с использованием разности потенциалов и тока, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонны или обсадной колонны.
17. Способ по п.16, дополнительно содержащий поддержание связи с, по меньшей мере, одним из модулей связи и управления через ток и через, по меньшей мере, насосно-компрессорную колонну или обсадную колонну.
18. Способ по п.15, дополнительно содержащий следующие этапы:
передача данных измерений флюида в компьютерную систему, расположенную на поверхности, с использованием модуля связи и управления через, по меньшей мере, насосно-компрессорную колонну или обсадную колонну;
вычисление падения давления вдоль секций буровой скважины с помощью компьютерной системы и с использованием данных измерений флюида;
определение необходимости регулировки клапанов с электрическим управлением секций буровой скважины;
посылка сигналов команд в модули связи и управления секций буровой скважины, где необходима регулировка клапана;
регулировка положения клапана с электрическим управлением через модуль связи и управления для каждой из секций буровой скважины, где необходима регулировка клапана.
19. Способ по п.15, содержащий регулировку потока флюида в каждой из секций буровой скважины для обеспечения, по существу, постоянной продуктивности из, по меньшей мере, одной нефтяной эксплуатационной зоны поперек секций буровой скважины и увеличение эффективности добычи из, по меньшей мере, одной нефтяной эксплуатационной зоны.
20. Способ по п.15, дополнительно содержащий обеспечение препятствия перетоку из одного проницаемого слоя, по меньшей мере, одной нефтяной эксплуатационной зоны, имеющей первое давление флюида, в другой проницаемый слой, по меньшей мере, одной нефтяной эксплуатационной зоны, имеющей второе давление флюида, когда первое давление больше чем второе давление.
21. Способ по п.15, дополнительно содержащий предотвращение преждевременного прорыва газа из образования нисходящего конуса газа в, по меньшей мере, одну нефтяную эксплуатационную зону.
22. Способ по п.15, дополнительно содержащий предотвращения преждевременного прорыва воды из образования восходящего конуса обводнения в, по меньшей мере, одну нефтяную эксплуатационную зону.
23. Способ по п.15, дополнительно содержащий этап улучшения профиля продуктивности, по меньшей мере, одной нефтяной эксплуатационной зоны.
24. Способ по п.15, дополнительно содержащий продление срока эксплуатации, по меньшей мере, одной нефтяной эксплуатационной зоны.
25. Способ по п.15, дополнительно содержащий измерение потока флюида в одной из секций буровой скважины с помощью датчика потока флюида.
26. Способ по п.16, дополнительно содержащий измерение давления флюида в одной из секций буровой скважины с помощью датчика давления.
27. Способ по п.15, дополнительно содержащий измерение плотности флюида в одной из секций буровой скважины с помощью датчика плотности флюида.
28. Способ управляемого нагнетания флюида в формацию с помощью скважины, содержащий следующие этапы:
обеспечение множества управляемых секций буровой скважины в скважине, каждая из которых содержит модуль связи и управления, датчик, клапан с электрическим управлением и замедлитель потока, при этом модуль связи и управления электрически подсоединен к, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонне или обсадной колонне, клапан с электрическим управлением и датчик электрически подсоединены к модулю связи и управления, и замедлитель потока расположен внутри обсадной колонны буровой скважины и вокруг части насосно-компрессорной колонны буровой скважины;
обеспечение препятствия прохождению потока флюида между секциями буровой скважины внутри обсадной колонны с помощью замедлителей потока;
измерение характеристики флюида в каждой из секций буровой скважины с помощью своего соответствующего датчика;
нагнетание флюида управляемым способом в насосно-компрессорную колонну;
регулировка потока флюида из внутренней части насосно-компрессорной колонны в формацию в одной или несколько секций буровой скважины с помощью своего соответствующего клапана с электрическим управлением на основании результатов измерений флюида.
29. Способ по п.28, дополнительно содержащий следующие этапы:
введение сигнала переменного тока в, по меньшей мере, насосно-компрессорную колонну или обсадную колонну от источника тока, расположенного на поверхности;
обеспечение препятствия прохождению сигнала переменного тока с помощью индукционного дросселя, расположенного вокруг, по меньшей мере, из насосно-компрессорной колонны или обсадной колонны;
направление сигнала переменного тока через, по меньшей мере, один из модулей связи и управления;
подача питания на, по меньшей мере, один из модулей связи и управления с использованием сигнала переменного тока из, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонны или обсадной колонны.
30. Способ по п.29, дополнительно содержащий поддержание связи с, по меньшей мере, одним из модулей связи и управления через сигнал переменного тока и через, по меньшей мере, насосно-компрессорную колонну или обсадную колонну.
31. Способ по п.28, дополнительно содержащий следующие этапы:
передача данных измерений характеристик флюида в компьютерную систему, расположенную на поверхности, с использованием модуля связи и управления через, по меньшей мере, насосно-компрессорную колонну или обсадную колонну;
вычисление падения давления вдоль секций буровой скважины с помощью компьютерной системы с использованием данных измерений характеристик флюида;
определение необходимости регулировки клапанов с электрическим управлением секций буровой скважины;
посылка сигналов команд в модули связи и управления секций буровой скважины, где необходима регулировка клапана;
при необходимости регулировки клапана регулировка положения клапана с электрическим управлением через модуль связи и управления для каждой из секций буровой скважины, где необходима регулировка клапана.
32. Способ по п.28, содержащий регулировку потока флюида в каждой из секций буровой скважины для обеспечения, по существу, равномерного нагнетания флюида из насосно-компрессорной колонны в образование поперек секций буровой скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US18639300P | 2000-03-02 | 2000-03-02 | |
| US60/186,393 | 2000-03-02 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002126207A true RU2002126207A (ru) | 2004-02-20 |
| RU2258799C2 RU2258799C2 (ru) | 2005-08-20 |
Family
ID=22684776
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002126207/03A RU2258799C2 (ru) | 2000-03-02 | 2001-03-02 | Нефтяная скважина, способ добычи нефти из нефтяной скважины и способ управляемого нагнетания флюида в формацию через скважину |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1259707A1 (ru) |
| AU (2) | AU2001250795B2 (ru) |
| BR (1) | BR0108874B1 (ru) |
| CA (1) | CA2401709C (ru) |
| MX (1) | MXPA02008579A (ru) |
| NO (1) | NO330961B1 (ru) |
| OA (1) | OA12224A (ru) |
| RU (1) | RU2258799C2 (ru) |
| WO (1) | WO2001065063A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8898018B2 (en) | 2007-03-06 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for hydrocarbon production |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6799637B2 (en) | 2000-10-20 | 2004-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing and method |
| US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| GB2390383B (en) * | 2001-06-12 | 2005-03-16 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation methods |
| MY129058A (en) * | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
| GB2408529B (en) * | 2002-03-04 | 2006-03-08 | Schlumberger Holdings | Sand screens |
| NO318165B1 (no) * | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
| GB2414837B (en) * | 2003-02-27 | 2006-08-16 | Schlumberger Holdings | Determining an inflow profile of a well |
| WO2006015277A1 (en) | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
| US7290606B2 (en) * | 2004-07-30 | 2007-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inflow control device with passive shut-off feature |
| US7762338B2 (en) | 2005-08-19 | 2010-07-27 | Vetco Gray Inc. | Orientation-less ultra-slim well and completion system |
| US7775275B2 (en) * | 2006-06-23 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a string having an electric pump and an inductive coupler |
| US8056628B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
| US8245782B2 (en) | 2007-01-07 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method of performing rigless sand control in multiple zones |
| GB0720420D0 (en) * | 2007-10-19 | 2007-11-28 | Petrowell Ltd | Method and apparatus |
| US7597150B2 (en) | 2008-02-01 | 2009-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using cavitations to actuate a valve |
| US8839849B2 (en) | 2008-03-18 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis |
| US8931570B2 (en) | 2008-05-08 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive in-flow control device for subterranean wellbores |
| US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
| US8496055B2 (en) | 2008-12-30 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Efficient single trip gravel pack service tool |
| US8893809B2 (en) | 2009-07-02 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
| 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 |
| US8800662B2 (en) | 2011-09-02 | 2014-08-12 | Vetco Gray Inc. | Subsea test tree control system |
| RU2488686C1 (ru) * | 2012-01-10 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления |
| GB2522272A (en) | 2014-01-21 | 2015-07-22 | Tendeka As | Downhole flow control device and method |
| EP2963233A1 (en) * | 2014-06-30 | 2016-01-06 | Welltec A/S | A downhole well system |
| US9650865B2 (en) * | 2014-10-30 | 2017-05-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Autonomous active flow control valve system |
| US20160170417A1 (en) * | 2014-12-12 | 2016-06-16 | California Institute Of Technology | Wireless Surface Controlled Active Inflow Control Valve System |
| US10619474B2 (en) * | 2017-11-14 | 2020-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Remotely operated inflow control valve |
| US20220065080A1 (en) * | 2020-09-01 | 2022-03-03 | Mousa Alkhalidi | Behind casing well perforating and isolation system and related methods |
| US11867033B2 (en) | 2020-09-01 | 2024-01-09 | Mousa D. Alkhalidi | Casing deployed well completion systems and methods |
| CN113073977B (zh) * | 2021-03-29 | 2021-12-24 | 中国矿业大学 | 一种用于井下煤岩层的一体式水压致裂装置及方法 |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3602305A (en) | 1969-12-31 | 1971-08-31 | Schlumberger Technology Corp | Retrievable well packer |
| US3566963A (en) | 1970-02-25 | 1971-03-02 | Mid South Pump And Supply Co I | Well packer |
| GB9025230D0 (en) * | 1990-11-20 | 1991-01-02 | Framo Dev Ltd | Well completion system |
| DE4329729A1 (de) * | 1993-09-03 | 1995-03-09 | Ieg Ind Engineering Gmbh | Verfahren und Einrichtung zur Entnahme von Gas- oder Flüssigkeitsproben aus verschiedenen Schichten |
| US5960883A (en) * | 1995-02-09 | 1999-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Power management system for downhole control system in a well and method of using same |
| US5955666A (en) * | 1997-03-12 | 1999-09-21 | Mullins; Augustus Albert | Satellite or other remote site system for well control and operation |
| US6112817A (en) * | 1997-05-06 | 2000-09-05 | Baker Hughes Incorporated | Flow control apparatus and methods |
| US5988276A (en) | 1997-11-25 | 1999-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compact retrievable well packer |
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| US6148915A (en) | 1998-04-16 | 2000-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for completing a subterranean well |
| GB2338253B (en) * | 1998-06-12 | 2000-08-16 | Schlumberger Ltd | Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations |
| US6257338B1 (en) * | 1998-11-02 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow within wellbore with selectively set and unset packer assembly |
| DK1212514T3 (da) | 1999-09-15 | 2005-01-10 | Shell Int Research | System til forbedring af fluidströmning i en boring |
-
2001
- 2001-03-02 WO PCT/US2001/006802 patent/WO2001065063A1/en active IP Right Grant
- 2001-03-02 CA CA002401709A patent/CA2401709C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-03-02 BR BRPI0108874-2A patent/BR0108874B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-03-02 OA OA1200200274A patent/OA12224A/en unknown
- 2001-03-02 MX MXPA02008579A patent/MXPA02008579A/es active IP Right Grant
- 2001-03-02 EP EP01924112A patent/EP1259707A1/en not_active Withdrawn
- 2001-03-02 RU RU2002126207/03A patent/RU2258799C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-03-02 AU AU2001250795A patent/AU2001250795B2/en not_active Ceased
- 2001-03-02 AU AU5079501A patent/AU5079501A/xx active Pending
-
2002
- 2002-08-30 NO NO20024140A patent/NO330961B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8898018B2 (en) | 2007-03-06 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for hydrocarbon production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU5079501A (en) | 2001-09-12 |
| CA2401709A1 (en) | 2001-09-07 |
| AU2001250795B2 (en) | 2004-10-07 |
| NO330961B1 (no) | 2011-08-29 |
| NO20024140L (no) | 2002-10-30 |
| NO20024140D0 (no) | 2002-08-30 |
| OA12224A (en) | 2006-05-09 |
| WO2001065063A1 (en) | 2001-09-07 |
| BR0108874A (pt) | 2004-06-29 |
| CA2401709C (en) | 2009-06-23 |
| EP1259707A1 (en) | 2002-11-27 |
| BR0108874B1 (pt) | 2011-12-27 |
| RU2258799C2 (ru) | 2005-08-20 |
| MXPA02008579A (es) | 2003-04-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2002126207A (ru) | Беспроводное управление поступлением и нагнетанием в интервал между двумя точками ствола скважины | |
| US7073594B2 (en) | Wireless downhole well interval inflow and injection control | |
| US6633164B2 (en) | Measuring focused through-casing resistivity using induction chokes and also using well casing as the formation contact electrodes | |
| EP2652259B1 (en) | Apparatus and method for controlling fluid flow from a formation | |
| US7114561B2 (en) | Wireless communication using well casing | |
| US6679332B2 (en) | Petroleum well having downhole sensors, communication and power | |
| RU2002126209A (ru) | Использование скважинного газа высокого давления в газлифтной буровой скважине | |
| CA2360930C (en) | Multilateral well and electrical transmission system | |
| US6715550B2 (en) | Controllable gas-lift well and valve | |
| US7322410B2 (en) | Controllable production well packer | |
| AU2001250795A1 (en) | Wireless downhole well interval inflow and injection control | |
| US20030047308A1 (en) | Wireless downwhole measurement and control for optimizing gas lift well and field performance | |
| RU2256067C2 (ru) | Способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, газлифтная нефтяная скважина и способ управления потоком многофазной текучей среды в газлифтной нефтяной скважине | |
| AU2001245433B2 (en) | Controllable production well packer | |
| US20160170417A1 (en) | Wireless Surface Controlled Active Inflow Control Valve System | |
| AU2001245433A1 (en) | Controllable production well packer | |
| US20090090499A1 (en) | Well system and method for controlling the production of fluids | |
| AU772610B2 (en) | Downhole wireless two-way telemetry system | |
| CA2401723C (en) | Wireless communication using well casing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130303 |