RU2320850C2 - Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов - Google Patents
Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2320850C2 RU2320850C2 RU2004136159/03A RU2004136159A RU2320850C2 RU 2320850 C2 RU2320850 C2 RU 2320850C2 RU 2004136159/03 A RU2004136159/03 A RU 2004136159/03A RU 2004136159 A RU2004136159 A RU 2004136159A RU 2320850 C2 RU2320850 C2 RU 2320850C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- channels
- fluid flows
- fluid
- valve
- well
- Prior art date
Links
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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/18—Pipes provided with plural fluid passages
-
- 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
-
- 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
Abstract
Изобретение предназначено для разработки месторождений нефти и других углеводородов. Обеспечивает эффективное селективное регулирование выхода каждого из флюидов, добываемых из большого числа интервалов, до его смешивания внутри скважины с другими флюидами, без существенного усложнения и увеличения наземной и подземной компоновок и возможностью осуществления регулирования посредством клапанов, установленных внутри скважины выше гравийной набивки. Сущность изобретения: по изобретению предполагают несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом с образованием по меньшей мере одного центрального канала и по меньшей мере двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы. Имеются также клапаны, выполненные с возможностью управления потоком флюида из каждого из каналов. Согласно изобретению клапаны размещены в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к добыче полезных ископаемых из скважин на нескольких горизонтах, а более конкретно, к системе регулирования дебита скважины, содержащей трубчатые элементы, расположенные один в другом с образованием концентрических каналов для направления потоков флюидов из разных интервалов, и устройству для извлечения флюидов из такой скважины, а также к способу управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины.
При разработке месторождений нефти и других углеводородов раньше бурилась примерно вертикальная скважина, и любые включения флюидов, встречавшиеся на ее пути, поднимались на поверхность. В таких включениях обычно содержатся различные фазы добываемых углеводородов, вода и другие жидкости или газы. Во многих случаях требуется добывать только один из компонентов пластового резервуара, а разделение смеси извлеченных флюидов на отдельные компоненты обходится дорого и требует дополнительного времени. Для того чтобы исключить необходимость в разделении смеси добываемых флюидов на отдельные компоненты, было предложено делить продуктивные интервалы разреза скважины на более короткие участки. Сделать это можно самыми разными способами, в том числе с помощью гравийной набивки и герметизации различных участков. После сооружения в скважине гравийного фильтра флюиды могут попасть в ствол скважины только через перфорированную опорную трубу, расположенную на определенном участке скважины, где из вмещающей породы в скважину поступают вышеупомянутые флюиды. Одной из проблем, связанных с управлением добычей из таких отдельных интервалов, является то, что наличие гравийной набивки (или другого скважинного устройства) приводит к уменьшению внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб, что усложняет установку в этом месте регулирующего клапана. Уже долгое время число клапанов, которые можно установить выше гравийной набивки, ограничивается двумя ввиду отсутствия возможностей управления добычей из большего числа интервалов при помощи клапанов, установленных выше гравийной набивки.
В патенте US 2905099 предлагается система регулирования дебита скважины, содержащей трубчатые элементы, расположенные один в другом с образованием концентрических каналов для направления потоков флюидов из разных интервалов, в которой клапаны расположены на поверхности, что усложняет и увеличивает наземную компоновку и во многих случаях может быть неприемлемым.
В настоящем изобретении предлагается использовать систему концентрических каналов с раздельным перемещением потоков флюидов через концентрические каналы до клапанов и последующим смешиванием внутри скважины. Такое решение обеспечивает эффективное селективное регулирование выхода каждого из флюидов, добываемых из большого числа интервалов, до его смешивания внутри скважины с другими флюидами, без существенного усложнения и увеличения наземной и подземной компоновок и с возможностью осуществления регулирование посредством клапанов, устанавливаемых внутри скважины выше гравийной набивки.
Более конкретно, в настоящем изобретении предлагается система регулирования дебита скважины, содержащая несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом с образованием по меньшей мере одного центрального канала и по меньшей мере двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы, а также клапаны, выполненные с возможностью управления потоком флюида из каждого из каналов. В соответствии с изобретением клапаны размещены в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов.
В предпочтительных вариантах выполнения с каждым каналом связан по меньшей мере один клапан, имеющий отдельный привод.
Система может дополнительно содержать по меньшей мере один контроллер и по меньшей мере один датчик, функционально связанный с контроллером, который выполнен с возможностью автоматического управления по меньшей мере одним клапаном в соответствии с информацией, полученной от по меньшей мере одного датчика.
В изобретении также предлагается устройство для извлечения флюидов в скважине, содержащее несколько описанных выше трубчатых элементов и размещенных в стволе скважине клапанов.
В предпочтительных вариантах выполнения такое устройство содержит по меньшей мере один датчик, предназначенный для измерения по меньшей мере одного параметра добываемого флюида. Измеряемый параметр может быть выбран из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, содержание твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление.
Кроме того, предлагается способ управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины, заключающийся в том, что потоки флюидов из разных интервалов направляют в отдельные концентрические каналы, образованные расположенными один в другом трубчатыми элементами с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы, и избирательно извлекают флюиды, поступающие из нескольких интервалов. В соответствии с изобретением избирательное извлечение флюидов осуществляют посредством установки в закрытое положение или в одно из множества открытых положений клапанов, связанных с соответствующим каналом и размещенных в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов.
В предпочтительных вариантах осуществления для определения заданного рабочего состояния клапана измеряют параметры флюида, причем для поддержания заданного режима предусмотрено автоматическое управление по меньшей мере одним клапаном.
Далее описание примера осуществления изобретения сопровождается чертежом, на котором в разрезе представлена предлагаемая интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины.
На прилагаемом чертеже представлена предлагаемая в изобретении интеллектуальная внутрискважинная клапанная система 10 управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины (т.е. система регулирования дебита скважины). На этом чертеже изображено оборудование скважины, где позицией 12 обозначен участок обсадной трубы. Ниже обсадной трубы расположены три разных продуктивных интервала 14, 16 и 18, также называемые продуктивными зонами скважины. Каждый из этих интервалов обозначен на чертеже схематически. Продуктивные интервалы ограничены пакерами 20, 22 и 24 и отдельными фильтрами 26, 28 и 30, хотя следует иметь в виду, что отдельные фильтры можно заменить общим удлиненным фильтром без изменения функциональности устройства. Внутри фильтров проходят две трубы 32 и 34 разной длины. Труба 32, диаметр которой меньше диаметра трубы 34, опущена в скважину на большую глубину, чем труба 34. Труба 34 снабжена кольцевым пакером 36, расположенным внутри пакера 20. Труба 32 снабжена кольцевым пакером 38, расположенным внутри пакера 22. Как показано на чертеже, при такой конструкции устройства в стволе скважины образуются три разных канала для отвода извлекаемых флюидов. Флюид, поступающий из интервала 14, поднимается вверх по внутреннему отверстию трубы 32. Флюид, поступающий из интервала 16, движется по кольцевому каналу между трубами 32 и 34, а флюид из интервала 18 движется в кольцевом канале, ограниченном трубой 34 и фильтром 30. За счет такого разделения флюидов каждый флюид, поступающий в скважину из соответствующего интервала, попадает в обсаженную часть 12 скважины отдельно от других флюидов. Эта конструкция скважины позволяет регулировать выход каждого добываемого флюида до его смешивания с другими флюидами.
Для управления потоками всех трех флюидов, в частности, регулирования их расхода, в обсаженной части 12 скважины установлены три отдельных клапана. Снаружи труба 34 закрыта кожухом 42, расширяющимся радиально от уплотнения 40. Кожух 42 предусмотрен для изолирования флюида, добываемого из интервала 18, от флюидов, добываемых из интервалов 16 и 14. Добываемые из зон 14 и 16 флюиды до открытия клапана 44 (установленного на трубе 34) и клапана 46 (установленного на трубе 32) не попадают внутрь кожуха 42 и не перемешиваются друг с другом. Расположенный внутри кожуха 42 на трубе 34 клапан 44 предназначен для регулирования расхода флюида через трубу 34. Труба 32 проходит внутри клапана 44 и доходит до клапана 46, который регулирует расход флюида, отбираемого из интервала 14 по трубе 32. Когда клапаны 44 и 46 открыты, отбираемые из пласта флюиды проходят внутрь кожуха 42 и далее через перфорированную трубу 48 (или, при необходимости, клапан). В трубе 32 непосредственно над клапаном 46 установлена пробка 49, блокирующая движение флюида по трубе 32. При отсутствии пробки 49 труба 32 переходила бы в насосно-компрессорную колонну 50 скважины.
Флюид, который через перфорированную трубу 48 попадает в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 50, продолжает движение вверх по скважине. Флюид, поступивший из интервала 18 и движущийся по кольцевой полости, ограниченной внутри кожухом 42, а снаружи - частью обсадной трубы 12, проходит через клапан 52, если тот открыт, и смешивается с флюидом, прошедшим через перфорированную трубу 48. Очевидным образом, клапан 44 пропускает или запирает поток флюида из интервала 16, клапан 46 пропускает или запирает поток флюида из интервала 14, а клапан 52 пропускает или запирает поток флюида из интервала 18. Рассмотренные выше средства составляют устройство управления извлечением флюидов из нескольких интервалов, в котором клапаны расположены внутри обсадной трубы большего диаметра выше интервала гравийной набивки. Управляющий работой скважины оператор может избирательно закрывать любой или все клапаны 44, 46 и 52 в любом сочетании для извлечения флюидов в любой комбинации, в том числе получения потока одного флюида, потоков нескольких или всех флюидов, поступающих из вмещающей породы, или же полного прекращения добычи. Для работы описанных выше клапанов можно использовать гидравлический, пневматический, электрический или механический привод, с использованием всех или некоторых из рассмотренных выше средств, под управлением с поверхности или под управлением интеллектуальных систем, расположенных в скважине или на поверхности земли. При использовании интеллектуальных систем заканчивания скважин в каждом продуктивном интервале и на участке каждого клапана устанавливается по меньшей мере один датчик (датчики схематично изображены на чертеже и обозначены позициями 60, 62 и 64), предназначенный для измерения таких параметров, как давление, температура, химический состав, содержание воды, рН, содержание твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление и другие, которые могут контролироваться наземным обслуживающим персоналом скважины или по меньшей мере одним контроллером, в частности наземным или скважинным контроллером или же обоими такими контроллерами (на чертеже схематически обозначены наземный или скважинный контроллеры функционально связанные с датчиками и клапанами), осуществляющими надлежащее изменение рабочего состояния клапанов для добычи требуемых флюидов. Использование контроллеров, работающих по соответствующим программам, делает возможным и целесообразным автоматическое регулирование рабочего состояния клапанов. Следует также отметить, что для каждого клапана предполагается работа от регулируемого привода, что позволит создавать разность давлений между интервалами и тем самым предотвращать прорыв воды в скважину, поддерживая дебит скважины на оптимальном уровне.
Очевидно, что рассмотренные выше система и устройство также представляют собой средства осуществления способа управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины, что в некоторых случаях, например, при добыче флюидов из нескольких интервалов с использованием гравийных фильтров, до сих пор было затруднительно, если вообще возможно, реализовать. Предлагаемый в изобретении способ в сочетании с рассмотренным устройством предусматривает направление потоков флюидов из разных интервалов в рассмотренные выше концентрические каналы. Потоки флюидов движутся раздельно до тех пор, пока не достигнут местоположения, в котором они могут пройти через соответствующий клапан или клапаны, что позволяет осуществлять управление потоками. Предлагаемый способ также предусматривает возможность измерения параметров флюида в определенном месте канала, расположенном выше конструкции клапана по потоку флюида, что позволяет оператору или контроллеру определять, оставить ли конкретный клапан закрытым или открыть его в зависимости от того, существует ли необходимость добычи соответствующего флюида. Заложив по меньшей мере в один контроллер соответствующую программу, данный процесс можно автоматизировать.
Рассмотренные выше предпочтительные варианты изобретения не исключают возможности внесения в них различных изменений и усовершенствований, не выходящих за пределы объема изобретения и не искажающих его основную идею. Иными словами, приведенное выше описание и приложенный к нему чертеж лишь иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его объем.
Claims (14)
1. Система регулирования дебита скважины, содержащая несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом с образованием по меньшей мере одного центрального канала и по меньшей мере двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы, а также клапаны, выполненные с возможностью управления потоком флюида из каждого из каналов, отличающаяся тем, что клапаны размещены в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что с каждым каналом связан по меньшей мере один клапан.
3. Система по п.2, отличающаяся тем, что каждый клапан имеет отдельный привод.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит по меньшей мере один контроллер и по меньшей мере один датчик, функционально связанный с контроллером.
5. Система по п.4, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью автоматического управления по меньшей мере одним клапаном в соответствии с информацией, полученной от по меньшей мере одного датчика.
6. Устройство для извлечения флюидов в скважине, содержащее несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом и соединенных друг с другом с образованием по меньшей мере одного центрального канала и по меньшей мере двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы, причем с каждым из каналов связан клапан, выполненный с возможностью независимого управления потоком флюида из соответствующего канала, отличающееся тем, что клапаны размещены в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов.
7. Устройство по п.6, отличающееся тем, что оно содержит по меньшей мере один датчик.
8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что датчик предназначен для измерения по меньшей мере одного параметра добываемого флюида.
9. Устройство по п.8, отличающееся тем, что измеряемый параметр выбран из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, содержание твердых частиц, склонных к образованию твердого осадка, и удельное сопротивление.
10. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит контроллер.
11. Устройство по п.10, отличающееся тем, что контроллер расположен в стволе скважины.
12. Способ управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины, заключающийся в том, что потоки флюидов из разных интервалов направляют в отдельные концентрические каналы, образованные расположенными один в другом трубчатыми элементами с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы, и избирательно извлекают флюиды, поступающие из нескольких интервалов, отличающийся тем, что избирательное извлечение флюидов осуществляют посредством установки в закрытое положение или в одно из множества открытых положений клапанов, связанных с соответствующим каналом и размещенных в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что для определения заданного рабочего состояния клапана измеряют параметры флюида.
14. Способ по п.12, отличающийся тем, что для поддержания заданного режима предусмотрено автоматическое управление по меньшей мере одним клапаном.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US37820802P | 2002-05-06 | 2002-05-06 | |
US60/378,208 | 2002-05-06 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004136159A RU2004136159A (ru) | 2005-09-20 |
RU2320850C2 true RU2320850C2 (ru) | 2008-03-27 |
Family
ID=29420370
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004136159/03A RU2320850C2 (ru) | 2002-05-06 | 2003-05-03 | Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7370705B2 (ru) |
AU (1) | AU2003228798B2 (ru) |
BR (1) | BR0309818A (ru) |
CA (1) | CA2485123C (ru) |
GB (1) | GB2405426B (ru) |
NO (1) | NO335238B1 (ru) |
RU (1) | RU2320850C2 (ru) |
WO (1) | WO2003095794A1 (ru) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2482267C2 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Система регулирования дебита скважины |
RU2563262C2 (ru) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины |
RU2653210C2 (ru) * | 2017-08-15 | 2018-05-07 | Олег Сергеевич Николаев | Способ поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины и беспакерная насосная установка для его осуществления |
RU2702446C1 (ru) * | 2019-02-22 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины |
RU2705673C2 (ru) * | 2015-03-03 | 2019-11-11 | Шлюмбергер Кэнада Лимитед | Трубчатый элемент ствола скважины и способ управления скважинным флюидом |
RU2728741C1 (ru) * | 2019-12-12 | 2020-07-30 | Олег Сергеевич Николаев | Способ эксплуатации многопластовой скважины и нефтедобывающая установка для его осуществления |
RU2733342C2 (ru) * | 2015-12-11 | 2020-10-01 | Дреко Энерджи Сервисез Юлс | Система для помещения индикатора в скважину |
Families Citing this family (46)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2372519B (en) * | 2001-02-21 | 2004-12-22 | Abb Offshore Systems Ltd | Fluid flow control apparatus |
US6907936B2 (en) | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US8167047B2 (en) | 2002-08-21 | 2012-05-01 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
GB2403488B (en) | 2003-07-04 | 2005-10-05 | Flight Refueling Ltd | Downhole data communication |
US20050263287A1 (en) * | 2004-05-26 | 2005-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Flow Control in Conduits from Multiple Zones of a Well |
US8505632B2 (en) | 2004-12-14 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
US7322417B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
GB2424233B (en) * | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique and apparatus for use in wells |
US8517113B2 (en) * | 2004-12-21 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Remotely actuating a valve |
CA2692996C (en) | 2007-08-17 | 2016-01-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches |
US7624810B2 (en) | 2007-12-21 | 2009-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Ball dropping assembly and technique for use in a well |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
US9382790B2 (en) | 2010-12-29 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
WO2012174571A2 (en) | 2011-06-17 | 2012-12-20 | David L. Abney, Inc. | Subterranean tool with sealed electronic passage across multiple sections |
US8944171B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
US10364629B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole component having dissolvable components |
US9033041B2 (en) | 2011-09-13 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completing a multi-stage well |
US9752407B2 (en) | 2011-09-13 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
US9534471B2 (en) | 2011-09-30 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Multizone treatment system |
US9394752B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US8844637B2 (en) | 2012-01-11 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment system for multiple zones |
US9279306B2 (en) | 2012-01-11 | 2016-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Performing multi-stage well operations |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
US10030513B2 (en) * | 2012-09-19 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip multi-zone drill stem test system |
EP2900906B1 (en) | 2012-09-26 | 2020-01-08 | Halliburton Energy Services Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
US9598952B2 (en) | 2012-09-26 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
AU2012391063B2 (en) | 2012-09-26 | 2016-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-line sand screen gauge carrier |
US10472945B2 (en) | 2012-09-26 | 2019-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of placing distributed pressure gauges across screens |
US8857518B1 (en) | 2012-09-26 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
US8893783B2 (en) | 2012-09-26 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion |
EP2900908B1 (en) | 2012-09-26 | 2018-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
US9163488B2 (en) | 2012-09-26 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zone integrated intelligent well completion |
AU2012391061B2 (en) | 2012-09-26 | 2016-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
US9988867B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Deploying an expandable downhole seat assembly |
US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US10487625B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented ring assembly |
US9644452B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented seat assembly |
GB2544799A (en) * | 2015-11-27 | 2017-05-31 | Swellfix Uk Ltd | Autonomous control valve for well pressure control |
US10590741B2 (en) | 2016-03-15 | 2020-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual bore co-mingler with multiple position inner sleeve |
US10538988B2 (en) | 2016-05-31 | 2020-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
CN108505958B (zh) * | 2018-05-07 | 2023-08-04 | 上海广大基础工程有限公司 | 一种具有内置液压油管的钻杆 |
CN109779577A (zh) * | 2019-03-18 | 2019-05-21 | 东北石油大学 | 一种采用环通人造井底对水平井进行控制的装置 |
WO2021207392A1 (en) | 2020-04-07 | 2021-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Concentric tubing strings and/or stacked control valves for multilateral well system control |
US11492881B2 (en) * | 2020-10-09 | 2022-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Oil production optimization by admixing two reservoirs using a restrained device |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2540049A (en) * | 1948-10-23 | 1951-01-30 | Continental Oil Co | Method of locating leaks in wells and well fittings |
US2905099A (en) | 1954-10-25 | 1959-09-22 | Phillips Petroleum Co | Oil well pumping apparatus |
US2963089A (en) | 1955-03-07 | 1960-12-06 | Otis Eng Co | Flow control apparatus |
US3282341A (en) | 1963-09-25 | 1966-11-01 | Sun Oil Co | Triple flow control device for flow conductors |
US3474859A (en) * | 1967-07-14 | 1969-10-28 | Baker Oil Tools Inc | Well flow control apparatus |
GB8326917D0 (en) | 1983-10-07 | 1983-11-09 | Telektron Ltd | Valve actuator |
US4771807A (en) | 1987-07-01 | 1988-09-20 | Cooper Industries, Inc. | Stepping actuator |
US4896722A (en) * | 1988-05-26 | 1990-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple well tool control systems in a multi-valve well testing system having automatic control modes |
US5147559A (en) * | 1989-09-26 | 1992-09-15 | Brophey Robert W | Controlling cone of depression in a well by microprocessor control of modulating valve |
US5355960A (en) * | 1992-12-18 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Pressure change signals for remote control of downhole tools |
US5547029A (en) * | 1994-09-27 | 1996-08-20 | Rubbo; Richard P. | Surface controlled reservoir analysis and management system |
US5597042A (en) * | 1995-02-09 | 1997-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US6227298B1 (en) * | 1997-12-15 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corp. | Well isolation system |
US6470970B1 (en) | 1998-08-13 | 2002-10-29 | Welldynamics Inc. | Multiplier digital-hydraulic well control system and method |
US6179052B1 (en) | 1998-08-13 | 2001-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Digital-hydraulic well control system |
US6302216B1 (en) * | 1998-11-18 | 2001-10-16 | Schlumberger Technology Corp. | Flow control and isolation in a wellbore |
US6789621B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
US6561277B2 (en) * | 2000-10-13 | 2003-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control in multilateral wells |
US6789628B2 (en) * | 2002-06-04 | 2004-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for controlling flow and access in multilateral completions |
-
2003
- 2003-04-22 US US10/420,303 patent/US7370705B2/en active Active
- 2003-05-03 AU AU2003228798A patent/AU2003228798B2/en not_active Expired
- 2003-05-03 WO PCT/US2003/013596 patent/WO2003095794A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-05-03 CA CA002485123A patent/CA2485123C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-05-03 BR BR0309818-4A patent/BR0309818A/pt not_active Application Discontinuation
- 2003-05-03 RU RU2004136159/03A patent/RU2320850C2/ru active
- 2003-05-03 GB GB0425169A patent/GB2405426B/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-11-09 NO NO20044869A patent/NO335238B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-10-03 US US11/866,747 patent/US20080017373A1/en not_active Abandoned
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2482267C2 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Система регулирования дебита скважины |
RU2563262C2 (ru) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины |
RU2705673C2 (ru) * | 2015-03-03 | 2019-11-11 | Шлюмбергер Кэнада Лимитед | Трубчатый элемент ствола скважины и способ управления скважинным флюидом |
RU2733342C2 (ru) * | 2015-12-11 | 2020-10-01 | Дреко Энерджи Сервисез Юлс | Система для помещения индикатора в скважину |
RU2653210C2 (ru) * | 2017-08-15 | 2018-05-07 | Олег Сергеевич Николаев | Способ поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины и беспакерная насосная установка для его осуществления |
RU2702446C1 (ru) * | 2019-02-22 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины |
RU2728741C1 (ru) * | 2019-12-12 | 2020-07-30 | Олег Сергеевич Николаев | Способ эксплуатации многопластовой скважины и нефтедобывающая установка для его осуществления |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2485123C (en) | 2009-07-21 |
GB2405426B (en) | 2006-09-20 |
AU2003228798B2 (en) | 2008-06-26 |
BR0309818A (pt) | 2005-03-01 |
GB0425169D0 (en) | 2004-12-15 |
US20030226665A1 (en) | 2003-12-11 |
US7370705B2 (en) | 2008-05-13 |
GB2405426A (en) | 2005-03-02 |
WO2003095794A1 (en) | 2003-11-20 |
US20080017373A1 (en) | 2008-01-24 |
CA2485123A1 (en) | 2003-11-20 |
AU2003228798A1 (en) | 2003-11-11 |
RU2004136159A (ru) | 2005-09-20 |
NO20044869L (no) | 2004-12-01 |
NO335238B1 (no) | 2014-10-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2320850C2 (ru) | Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов | |
US6354378B1 (en) | Method and apparatus for formation isolation in a well | |
AU767064B2 (en) | Unconsolidated zonal isolation and control | |
AU729698B2 (en) | Flow restriction device for use in producing wells | |
RU2121056C1 (ru) | Способ и устройство для заполнения гравием участка буровой скважины и клапанно-выпускной узел устройства | |
US7367395B2 (en) | Sand control completion having smart well capability and method for use of same | |
CA2361284C (en) | Flow-operated valve | |
US9644461B2 (en) | Flow control device and method | |
AU2001292062B2 (en) | Improved well testing system | |
US20130180709A1 (en) | Well Completion Apparatus, System and Method | |
CN108060915B (zh) | 可提高降水增油能力的完井结构 | |
RU2136856C1 (ru) | Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной (варианты) и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин | |
NO20181060A1 (en) | Downhole diagnostic apparatus | |
CN101514621B (zh) | 多区域中的无钻机的防砂 | |
CA2358896C (en) | Method and apparatus for formation isolation in a well | |
CA3101332C (en) | Electronic flow control node to aid gravel pack & eliminate wash pipe | |
EP4259899B1 (en) | Controlling fluid flow through a wellbore tubular | |
US11692417B2 (en) | Advanced lateral accessibility, segmented monitoring, and control of multi-lateral wells | |
US11434704B2 (en) | Alternate path for borehole junction | |
US20090139714A1 (en) | Interventionless pinpoint completion and treatment | |
WO2009148723A1 (en) | Inter and intra-reservoir flow controls | |
EP3565949A1 (en) | Hydrocarbon production by fluidically isolating vertical regions of formations | |
AU2003261478A1 (en) | Unconsolidated zonal isolation and control |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |