RU2014111001A - Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод - Google Patents
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014111001A RU2014111001A RU2014111001/03A RU2014111001A RU2014111001A RU 2014111001 A RU2014111001 A RU 2014111001A RU 2014111001/03 A RU2014111001/03 A RU 2014111001/03A RU 2014111001 A RU2014111001 A RU 2014111001A RU 2014111001 A RU2014111001 A RU 2014111001A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inflow
- fluid
- control devices
- inflow control
- production
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract 37
- 238000013021 overheating Methods 0.000 claims abstract 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K15/00—Check valves
- F16K15/02—Check valves with guided rigid valve members
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
- G05D7/00—Control of flow
- G05D7/01—Control of flow without auxiliary power
- G05D7/0146—Control of flow without auxiliary power the in-line sensing element being a piston or float without flexible member or spring
Abstract
1. Способ управления потоком флюида, поступающего в добычной трубопровод тяжелой нефти, отличающийся тем, что содержит этапы, на которых:- локально уменьшают приток в указанную добычную трубу из областей местного перегрева при помощи устройств управления притоком, содержащих внутри своего корпуса подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли;- увеличивают приток в указанную добычную трубу на отдалении от указанных областей местного перегрева при помощи указанных устройств управления притоком для локального увеличения притока; и- усиливают депрессию в указанной добычной трубе при помощи инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что управление устройствами управления притоком осуществляют в зависимости от, по меньшей мере, одного из следующего: состав, плотность и/или вязкость флюида.3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится в своей точке кипения или выше нее, осуществляют посредством, по меньшей мере, частичного закрытия указанных устройств управления притоком.4. Способ по любому из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно уменьшающего поток флюида в ответ на увеличение скорости потока и/или на уменьшение вязкости флюида.5. Способ по любому из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока чер�
Claims (24)
1. Способ управления потоком флюида, поступающего в добычной трубопровод тяжелой нефти, отличающийся тем, что содержит этапы, на которых:
- локально уменьшают приток в указанную добычную трубу из областей местного перегрева при помощи устройств управления притоком, содержащих внутри своего корпуса подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли;
- увеличивают приток в указанную добычную трубу на отдалении от указанных областей местного перегрева при помощи указанных устройств управления притоком для локального увеличения притока; и
- усиливают депрессию в указанной добычной трубе при помощи инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что управление устройствами управления притоком осуществляют в зависимости от, по меньшей мере, одного из следующего: состав, плотность и/или вязкость флюида.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится в своей точке кипения или выше нее, осуществляют посредством, по меньшей мере, частичного закрытия указанных устройств управления притоком.
4. Способ по любому из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно уменьшающего поток флюида в ответ на увеличение скорости потока и/или на уменьшение вязкости флюида.
5. Способ по любому из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно уменьшающего поток флюида в ответ на повышение температуры флюида.
6. Способ по любому из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что увеличение притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, осуществляют при помощи указанных автономных устройств управления притоком.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что увеличение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно увеличивающего поток флюида в ответ на уменьшение скорости потока и/или на увеличение вязкости флюида.
8. Способ по любому из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что управление расходом флюида ниже по потоку от указанных устройств управления потоком осуществляют при помощи управляемого инжектора.
9. Способ по любому из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что ограничение падения давления в добычном трубопроводе осуществляют при помощи добычного дросселя, расположенного выше по потоку от инжектора.
10. Способ по любому из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что указанный добычной трубопровод содержит верхнюю добычную трубу, дренажную трубу и пятку, соединяющую верхнюю добычную трубу с дренажной трубой.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что дополнительно содержит этап, на котором впрыскивают газообразную среду в месте нахождения пятки или ниже ее по потоку.
12. Система добычи тяжелой нефти, содержащая добычной трубопровод для дренирования текучей среды из коллекторного пласта, имеющий множество участков, каждый из которых снабжен одним или более устройствами управления притоком, каждое и которых соединяет указанный пласт с потоковым пространством внутри указанного добычного трубопровода, отличающаяся тем, что дополнительно содержит:
устройства управления притоком, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройство управления притоком на основе эффекта Бернулли; и
инжектор для впрыскивания газообразной среды в месте нахождения устройств управления притоком или ниже их по потоку с целью усиления депрессии в указанном добычном трубопроводе;
причем указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью локального уменьшения притока из областей местного перегрева и/или увеличения притока на отдалении от таковых областей.
13. Система добычи по п. 12, отличающаяся тем, что указанный добычной трубопровод содержит верхнюю добычную трубу, дренажную трубу и пятку, соединяющую указанную верхнюю добычную трубу с указанной дренажной трубой.
14. Система добычи по п. 13, отличающаяся тем, что указанный инжектор выполнен с возможностью впрыска указанной газообразной среды в месте нахождения пятки или ниже ее по потоку.
15. Система добычи по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью реагирования, по меньшей мере, на состав и/или вязкость флюида.
16. Система добычи по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью, по меньшей мере, частичного закрытия для уменьшения притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в своей точке кипения или выше нее.
17. Система добычи по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного уменьшения потока флюида через устройства управления притоком в ответ на увеличение скорости потока и/или уменьшение вязкости флюида.
18. Система добычи по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного уменьшения потока флюида через устройства управления притоком в ответ на повышение температуры флюида.
19. Система добычи по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью открывания для увеличения притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения.
20. Система добычи по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного увеличения потока флюида через устройство управления притоком в ответ на уменьшение скорости потока и/или увеличение вязкости флюида.
21. Система добычи по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что инжектор является управляемым инжектором, выполненным с возможностью управления расходом потока флюида ниже по потоку от устройств управления притоком.
22. Система добычи по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что ниже по потоку от инжектора размещен добычной дроссель, предназначенный для ограничения падения давления в добычном трубопроводе.
23. Способ применения устройств управления притоком в добычном трубопроводе тяжелой нефти, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройство управления потоком на основе эффекта Бернулли, отличающийся тем, что содержит этапы, на которых: локальное уменьшение притока из областей местного перегрева осуществляют при помощи указанных устройств управления притоком; и увеличивают приток на отдалении от областей местного перегрева при помощи указанных устройств управления притоком с тем, чтобы локально увеличить приток.
24. Способ по п. 23, отличающийся тем, что дополнительно содержит признаки любого из пп. 1 или 2.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/EP2011/065521 WO2013034184A1 (en) | 2011-09-08 | 2011-09-08 | A method and an arrangement for controlling fluid flow into a production pipe |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014111001A true RU2014111001A (ru) | 2015-10-20 |
| RU2587675C2 RU2587675C2 (ru) | 2016-06-20 |
Family
ID=44658728
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014111001/03A RU2587675C2 (ru) | 2011-09-08 | 2011-09-08 | Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9624759B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014005249B1 (ru) |
| CA (1) | CA2847609C (ru) |
| GB (1) | GB2510502C (ru) |
| NO (1) | NO343570B1 (ru) |
| RU (1) | RU2587675C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013034184A1 (ru) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2848243C (en) * | 2011-09-08 | 2016-06-28 | Statoil Petroleum As | Autonomous valve with temperature responsive device |
| US9353611B2 (en) * | 2012-11-02 | 2016-05-31 | Trimeteor Oil & Gas Corp. | Method and apparatus for the downhole injection of superheated steam |
| CA2902027A1 (en) | 2013-02-20 | 2014-08-20 | Crane Engineering, Inc. | Self-obstructing flammable fluid carrying conduit |
| EP3027846B1 (en) | 2013-07-31 | 2018-10-10 | Services Petroliers Schlumberger | Sand control system and methodology |
| GB201418062D0 (en) | 2014-10-13 | 2014-11-26 | Flotech Holdings Bvi Ltd | Downhole flow control device |
| US10597984B2 (en) | 2014-12-05 | 2020-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
| WO2016122544A1 (en) * | 2015-01-29 | 2016-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool having adjustable and degradable rods |
| US10871057B2 (en) | 2015-06-30 | 2020-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control device for a well |
| US10214991B2 (en) * | 2015-08-13 | 2019-02-26 | Packers Plus Energy Services Inc. | Inflow control device for wellbore operations |
| AU2015410656B2 (en) * | 2015-09-30 | 2021-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having autonomous flow control |
| WO2017201122A2 (en) * | 2016-05-18 | 2017-11-23 | Crane, Thomas R. | Thermally activated flow stop valve |
| WO2017223005A1 (en) | 2016-06-20 | 2017-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity dependent valve system |
| AU2016429769B2 (en) * | 2016-11-18 | 2022-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use with a subterranean well |
| US11613963B2 (en) | 2017-07-24 | 2023-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control system for a non-newtonian fluid in a subterranean well |
| US10060221B1 (en) | 2017-12-27 | 2018-08-28 | Floway, Inc. | Differential pressure switch operated downhole fluid flow control system |
| CA3122809A1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-12-18 | Cenovus Energy Inc. | Non-condensable gas management during production of in-situ hydrocarbons |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4574691A (en) | 1984-03-07 | 1986-03-11 | Hadley Jr Donald | Nutcracker |
| CA1247000A (en) | 1984-12-31 | 1988-12-20 | Texaco Canada Resources Ltd. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons utilizing a hot stimulating medium |
| CA1275914C (en) | 1986-06-30 | 1990-11-06 | Hermanus Geert Van Laar | Producing asphaltic crude oil |
| US4858691A (en) | 1988-06-13 | 1989-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Gravel packing apparatus and method |
| GB9025230D0 (en) | 1990-11-20 | 1991-01-02 | Framo Dev Ltd | Well completion system |
| US5655605A (en) * | 1993-05-14 | 1997-08-12 | Matthews; Cameron M. | Method and apparatus for producing and drilling a well |
| US6619402B1 (en) * | 1999-09-15 | 2003-09-16 | Shell Oil Company | System for enhancing fluid flow in a well |
| OA12225A (en) * | 2000-03-02 | 2006-05-10 | Shell Int Research | Controlled downhole chemical injection. |
| US6932155B2 (en) * | 2001-10-24 | 2005-08-23 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well |
| US20050103497A1 (en) * | 2003-11-17 | 2005-05-19 | Michel Gondouin | Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments |
| NO321438B1 (no) * | 2004-02-20 | 2006-05-08 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og anordning ved en aktuator |
| US7627461B2 (en) * | 2004-05-25 | 2009-12-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for field scale production optimization by enhancing the allocation of well flow rates |
| MY163991A (en) | 2006-07-07 | 2017-11-15 | Statoil Petroleum As | Method for flow control and autonomous valve or flow control device |
| NO20080082L (no) | 2008-01-04 | 2009-07-06 | Statoilhydro Asa | Forbedret fremgangsmate for stromningsregulering samt autonom ventil eller stromningsreguleringsanordning |
| US7866400B2 (en) * | 2008-02-28 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Phase-controlled well flow control and associated methods |
| NO20081078L (no) * | 2008-02-29 | 2009-08-31 | Statoilhydro Asa | Rørelement med selvregulerende ventiler for styring av strømningen av fluid inn i eller ut av rørelementet |
| CA2677138A1 (en) * | 2009-09-14 | 2011-03-14 | Michel Gondouin | Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments |
| RU2398103C1 (ru) * | 2009-10-09 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины |
| US8113288B2 (en) * | 2010-01-13 | 2012-02-14 | David Bachtell | System and method for optimizing production in gas-lift wells |
| CA2692939C (en) * | 2010-02-12 | 2017-06-06 | Statoil Asa | Improvements in hydrocarbon recovery |
-
2011
- 2011-09-08 US US14/343,740 patent/US9624759B2/en active Active
- 2011-09-08 RU RU2014111001/03A patent/RU2587675C2/ru active
- 2011-09-08 WO PCT/EP2011/065521 patent/WO2013034184A1/en active Application Filing
- 2011-09-08 BR BR112014005249-2A patent/BR112014005249B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-09-08 CA CA2847609A patent/CA2847609C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-08 GB GB1403431.8A patent/GB2510502C/en not_active Expired - Fee Related
-
2014
- 2014-04-07 NO NO20140454A patent/NO343570B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201403431D0 (en) | 2014-04-16 |
| BR112014005249B1 (pt) | 2020-09-29 |
| RU2587675C2 (ru) | 2016-06-20 |
| BR112014005249A2 (pt) | 2017-04-04 |
| WO2013034184A1 (en) | 2013-03-14 |
| GB2510502C (en) | 2019-07-17 |
| NO20140454A1 (no) | 2014-04-07 |
| US20140216733A1 (en) | 2014-08-07 |
| CA2847609C (en) | 2016-10-11 |
| GB2510502B (en) | 2019-04-03 |
| GB2510502A (en) | 2014-08-06 |
| CA2847609A1 (en) | 2013-03-14 |
| US9624759B2 (en) | 2017-04-18 |
| NO343570B1 (no) | 2019-04-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2014111001A (ru) | Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод | |
| EA200900161A1 (ru) | Способ для регулирования расхода и автономные клапан или устройство для регулирования расхода | |
| NO20080081L (no) | Fremgangsmate for autonom justering av en fluidstrom gjennom en ventil eller stromningsreguleringsanordning i injektorer ved oljeproduksjon | |
| NO20080082L (no) | Forbedret fremgangsmate for stromningsregulering samt autonom ventil eller stromningsreguleringsanordning | |
| MY189818A (en) | Bidirectional downhole fluid flow control system and method | |
| SG144893A1 (en) | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well | |
| EA201290778A1 (ru) | Усовершенствования в добыче углеводородов | |
| WO2012082488A3 (en) | Controlling flow of steam into and/or out of a wellbore | |
| WO2013028383A3 (en) | Chemical injection system | |
| EA201690289A1 (ru) | Система и способы борьбы с пескопроявлением | |
| CN105089572A (zh) | 气井智能调节生产方法及装置 | |
| GB2577650A8 (en) | Composite water-controlling and flow-limiting device and screen pipe thereof | |
| IN2014DE01121A (ru) | ||
| EA201591724A1 (ru) | Повышение нефтеотдачи с помощью регулирования давления газа в обсадной колонне скважины | |
| PH12016501706B1 (en) | A method of priming a drainage apparatus for siphoning liquid, and a drainage apparatus | |
| Tao et al. | Pressure regulation characteristics of automatic choke manifold in managed pressure drilling | |
| EA201290509A1 (ru) | Система, способ и компоновка для распределения пар по стволу скважины | |
| EA201590894A1 (ru) | Система многозонного гидроразрыва пласта, оборудованная фильтрами | |
| MY167618A (en) | Downhole fluid flow control system and method having autonomous closure | |
| KR20150133894A (ko) | 해양플랜트 | |
| RU2503804C1 (ru) | Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления | |
| CN203373814U (zh) | 分级进水机构 | |
| CN205216284U (zh) | 卧式分离器油水界面的在线调节装置 | |
| CN205284464U (zh) | 一种多级边坡同时灌溉的装置 | |
| MX2019009673A (es) | Metodo para controlar la presion del fondo de pozo. |