RU2456437C2 - Способ и система для управления потоками в скважине - Google Patents

Способ и система для управления потоками в скважине Download PDF

Info

Publication number
RU2456437C2
RU2456437C2 RU2008111645/03A RU2008111645A RU2456437C2 RU 2456437 C2 RU2456437 C2 RU 2456437C2 RU 2008111645/03 A RU2008111645/03 A RU 2008111645/03A RU 2008111645 A RU2008111645 A RU 2008111645A RU 2456437 C2 RU2456437 C2 RU 2456437C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
flow
channels
flows
output
Prior art date
Application number
RU2008111645/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2008111645A (ru
Inventor
Гари М. ОДДИ (GB)
Гари М. Одди
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2008111645A publication Critical patent/RU2008111645A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2456437C2 publication Critical patent/RU2456437C2/ru

Links

Images

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
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
    • E21B43/385—Arrangements for separating materials produced by the well in the well by reinjecting the separated materials into an earth formation in the same 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
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from 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
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells

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)
  • Flow Control (AREA)
  • Communication Control (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к области управления потоками в скважине. Например, типичное эксплуатационное оборудование скважины может включать сепаратор для отделения воды от нефти, в котором получают добытую смесь текучих сред и разделяют смесь на соответствующие потоки воды и нефти. Поток воды могут закачивать обратно в скважину. Для этого может быть разработана скважинная система для регулирования скорости закачки воды обратно в скважину. Группа изобретений обеспечивает повышение эффективности управления потоками в скважине. Сущность изобретений: в скважине размещают скважинное оборудование для приема потоков текучих сред через первый и второй каналы для прохождения потоков текучих сред. Это оборудование содержит регулятор разделения потока, имеющий взаимодействующие между собой устройство, связанное с первым каналом, и устройство, связанное со вторым каналом. Посредством регулятора регулируют выходные потоки в первом и втором каналах таким образом, что увеличивается выходной поток в одном из первого и второго каналов в ответ на увеличение выходного потока в другом из первого и второго каналов посредством воздействия на одно из указанных устройств для поддержания постоянным соотношения выходных потоков в указанных каналах. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к способу и системе для управления потоками текучих сред в скважине.
В скважине возникают различные задачи, которые связаны с управлением потоками. Например, типичное эксплуатационное оборудование скважины может включать сепаратор для отделения воды от нефти, который получает добытую смесь текучих сред и разделяет смесь на соответствующие потоки воды и нефти. Поток воды может закачиваться обратно в скважину, и для этого может быть разработана скважинная система для регулирования скорости закачки воды обратно в скважину.
Обычный способ управления потоком в среде скважины связан с использованием устройства, создающего потери, например жиклеры или другие ограничители. Размер протоков в устройстве можно определить, например, с помощью простых гидравлических вычислений, которые основаны на предположении, что скважинные гидравлические параметры являются относительно не изменяющимися во времени. Однако, когда давление и/или характеристики потока в одной части гидравлической системы изменяются, весь баланс потока может быть нарушен, поскольку вычисленный размер больше не является правильным.
Таким образом, существует потребность в улучшении способов управления потоками в скважине.
Краткое описание изобретения
Согласно изобретению создан способ управления потоками текучих сред в скважине, при котором размещают в скважине скважинное оборудование для приема потоков через первый и второй каналы для прохождения потоков текучих сред, содержащее регулятор разделения потока, имеющий взаимодействующие между собой устройство, связанное с первым каналом, и устройство, связанное со вторым каналом, при этом посредством регулятора регулируют выходные потоки в первом и втором каналах таким образом, что увеличивается выходной поток в одном из первого и второго каналов в ответ на увеличение выходного потока в другом из первого и второго каналов посредством воздействия на одно из указанных устройств для поддержания постоянным соотношения выходных потоков в указанных каналах.
В качестве оборудования можно использовать делитель потока.
При осуществлении способа можно регулировать указанные выходные потоки таким образом, что их соотношение, по существу, не зависит от давлений ниже по потоку от точки, в которой происходит регулирование.
При осуществлении способа можно создавать выходные потоки из единственного входного потока или из множества входных потоков.
В качестве оборудования можно использовать, по меньшей мере, один гидроциклон для приема, по меньшей мере, одного из потоков, или трубопровод для подачи, по меньшей мере, одного потока из скважины на поверхность, или, по меньшей мере, один трубопровод для закачки, по меньшей мере, одного из потоков в скважину.
Потоки можно создавать сепаратором текучих сред. Согласно изобретению создана скважинная система для управления потоками текучих сред в скважине, содержащая первый и второй каналы, расположенные в скважине для прохождения потоков текучих сред, и регулятор разделения потока для регулирования соотношения выходных потоков в первом и втором каналах, имеющий взаимодействующие между собой устройство, связанное с первым каналом, и устройство, связанное со вторым каналом, при этом регулятор способен регулировать выходные потоки в первом и втором канале таким образом, что увеличивается выходной поток в одном из первого и второго каналов в ответ на увеличение выходного потока в другом из первого и второго каналов посредством воздействия на одно из первого и второго устройств для поддержания постоянным соотношения выходных потоков в указанных каналах.
Система может содержать делитель потока.
По меньшей мере, один из первого и второго каналов может пропускать, по меньшей мере, один поток из скважины на поверхность.
Система может дополнительно содержать скважинное оборудование для подачи, по меньшей мере, одного потока на регулятор потока.
Регулятор потока может содержать механическое устройство или трубку Вентури.
Первый канал может быть предназначен для прохождения скважинной текучей среды, добытой в скважине на поверхность, и второй канал может быть предназначен для прохождения воды, добытой в скважине, обратно в скважину.
Преимущества и другие признаки настоящего изобретения будут очевидны из нижеследующих чертежей, описания и формулы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг.1 изображает блок-схему способа управления потоками в скважине согласно варианту настоящего изобретения.
Фиг.2 - схематичный вид системы для управления потоками в скважине, создаваемыми одинарным потоком на входе согласно варианту настоящего изобретения.
Фиг.3 - схематичный вид системы для управления потоками в скважине, создаваемыми множеством потоков на входе согласно варианту настоящего изобретения.
Фиг.4 - схематичный вид регулятора разделения потоков на основе трубки Вентури согласно варианту настоящего изобретения.
Фиг.5 - схематичный вид регулятора разделения потока на основе механической обратной связи согласно варианту настоящего изобретения.
Фиг.6 - схематичный вид скважины согласно варианту настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Согласно вариантам настоящего изобретения потоками в скважинной среде управляют путем регулирования соотношения потоков. Так, такой подход позволяет преодолеть недостатки обычных скважинных гидравлических систем, в которых размеры жиклера и другие гидравлические параметры закладываются исходя из предположения, что в расходах, давлении и других скважинных параметрах изменений не произойдет.
Более конкретно, как показано на фиг.1, способ 10 согласно вариантам настоящего изобретения включает создание на стадии 14 в скважине гидравлической системы, которая содержит сообщающиеся каналы для прохождения потоков. Соотношение потоков регулируют на стадии 16 так, что это соотношение остается относительно постоянным и не чувствительным к изменениям давления и/или расхода в гидравлической системе.
В качестве более конкретного примера на фиг.2 показана система 30 для регулирования потоков в скважине по некоторым вариантам настоящего изобретения. Система 30 содержит две перекрестно соединенные гидравлические подсистемы управления потоком, которые регулируют выходные потоки 60 и 70, создаваемые из входного потока 40. Более конкретно, входной поток 40 (приходящий по трубопроводу 34) делится на два промежуточных потока 42 и 46, подаваемых по трубопроводам 44 и 48 соответственно на регулятор 50 потока (регулятор 50а предназначен для управления потоком 46, а регулятор 50b предназначен для управления потоком 42). Регулятор 50b, управляя промежуточным потоком 42, создает выходной поток 60, а регулятор 50а, управляя промежуточным потоком 46, создает выходной поток 70.
Датчики 54а, 54b потока установлены для определения потоков 46 и 42 соответственно и создают положительную обратную связь на регулятор 50 потока в другом канале. Таким образом, регулятор 50а управляет выходным потоком 70 на основе выходного потока 60, который определяется датчиком 54b. Аналогично, регулятор 50b регулирует выходной поток 60 на основе выходного потока 70, определяемого датчиком 54а. Благодаря положительно обратной связи, создаваемой такой схемой управления, регулятор 50 потока увеличивает выходной поток 70 в ответ на обнаружение увеличения выходного потока 60. Точно так же регулятор 50b потока увеличивает выходной поток 60 в ответ на обнаруженное увеличение выходного потока 70.
Хотя на фиг.2 показана схема управления для использования с единственным входным потоком, в других вариантах изобретения подобная схема управления может использоваться для управления отношениями потоков, создаваемых параллельными входными потоками. Более конкретно, на фиг.3 показан вариант такой системы 76 по некоторым вариантам настоящего изобретения. Система 76 получает параллельные входные потоки 78. Система 76 может содержать, например, пассивное устройство 74, которое регулирует результирующие выходные потоки 80, полученные в ответ на наличие параллельных входных потоков 78, так, что соотношение выходных потоков 80 является относительно постоянным. Так, для двух выходных потоков Q1 и Q2 система 76 по существу выполняет следующее равенство:
Q1/Q2=k (Равенство 1),
где "k" - константа.
В качестве более конкретного примера пассивное устройство 74 (фиг.3) согласно некоторым вариантам настоящего изобретения может быть трубкой Вентури или механизмом измерительной диафрагмы. Например, на фиг.4 показан пассивный, построенный на трубке Вентури регулятор 100 разделения потока согласно вариантам настоящего изобретения. Регулятор 100 принимает входной поток 104 (для этого примера) на входе 105. Входной поток 104 течет по основному каналу трубки 110 Вентури для создания соответствующего выходного потока 108 на выходе 107. Трубка 110 Вентури содержит всасывающее входное отверстие 115, прилагающее всасывающее усилие к поршню 120 в ответ на наличие в основном канале трубки 110 Вентури. Это всасывание, создаваемое потоком, имеющимся в основном канале трубки 110 Вентури заставляет поршень преодолевать сопротивление пружины 140 и двигаться для открывания канала 117 и создания в нем потока. Канал 117, в свою очередь, сообщается с входом 105. Таким образом, для данного потока через трубку 110 Вентури, открывается сообщение через канал 117 для создания соответствующего потока на другом выходе 131 регулятора 100. Когда выходной поток 108 увеличивается, это приводит к соответствующему увеличению всасывания на линии 115 всасывания для дальнейшего открывания канала 117 для дальнейшего увеличения потока 130. Таким образом, регулятор 100 создает положительную обратную связь для регулирования соотношения выходных потоков 108 и 130 так, чтобы оно было относительно постоянным.
Следует отметить, что регулятор 100 показан на фиг.4 и описан просто для иллюстрации пассивного делителя потока или регулятора потока, который может использоваться в скважинной среде по некоторым вариантам настоящего изобретения. В других вариантах настоящего изобретения могут использоваться другие пассивные или активные регуляторы потока.
На фиг.5 в качестве другого варианта настоящего изобретения показана система 150, в которой используются два объемных устройства 160 для регулирования соотношений двух выходных потоков 180. По существу, объемные устройства 160 содержат лопасти или турбины, которые вращаются в ответ на поступающий входной поток 152. Благодаря механической связи 170 между объемными устройствами 160 их вращение управляется частично через положительную обратную связь от другого объемного устройства 160. Таким образом, увеличение потока через одно объемное устройство 160 приводит к соответствующему увеличению потока через другое объемное устройство 160.
Описанные выше системы управления потоком могут применяться в скважине для решения различных задач. В качестве конкретного примера некоторых вариантов настоящего изобретения такие системы управления потоком могут использоваться для отделения в скважине воды от нефти. Основной принцип заключается в принятии добытой текучей среды (смеси нефти и воды, в которой содержание воды обычно составляет восемьдесят и более процентов) и прокачивании добытой текучей среды через устройство, которое отделяет воду от смеси и закачивает воду в зону отложения в скважине. В качестве более конкретного примера на фиг.6 показана скважина 200, содержащая регулятор 244 разделения потока согласно вариантам настоящего изобретения.
Скважина 200 содержит продуктивную зону 220, расположенную под нижним пакером 240, и зону 260 отвода воды, расположенную между нижним пакером 240 и верхним пакером 241. Насос 222 скважины 200 принимает добытую смесь 221 скважинных текучих сред, содержащую нефть и воду. Насос 222 создает выходной поток 230, который поступает на сепаратор 234, отделяющий нефть от воды, который согласно вариантам настоящего изобретения может быть гидроциклоном. Гидроциклон 234 создает два потока: поток воды и поток нефти.
Без правильного регулирования соотношения потоков нефти и воды могут возникнуть несколько проблем. Например, если количество добываемой воды возрастет больше, чем ожидалось, для предотвращения подачи воды на поверхности скважины 200, скорость, с которой воду нагнетают обратно в зону 260 отвода воды, необходимо увеличить. Если добыча воды существенно меньше, чем ожидалось, в эту зону 260 отвода можно закачивать нефть. Следовательно, за счет управления соотношением потоков нефти и воды эффективность процессов удаления воды и добычи нефти повышается до максимума.
Как показано на фиг.6, регулятор 244 потоков создает поток 270 воды, который по трубопроводу 250 подается в зону 260 отвода воды, и регулятор 244 также создает поток 217 нефти, который по трубопроводу, или по эксплуатационной колонне 215, подается на поверхность.
Итак, общим назначением регулятора потоков является поддержание соотношения разделения потока на некотором постоянном уровне в среде скважины. Регулятор потоков определяет изменения потока или давления и реагирует, поддерживая соотношение потоков. Такая конструкция должна контрастировать с подходом, согласно которому проектируют гидравлическую систему, основываясь на предполагаемой (но, вероятно, неверной) модели разделения потока, используют жиклеры с потерями для принудительно разделения потока или помещают в систему устройство, которое максимально удаляет воду. Последний подход может быть значительно более сложным, чем применение регулятора для разделения потока, поскольку при таком подходе потребуются датчики для воды и обратная связь на клапан, управляющий расходом.
При использовании регуляторов в среде скважины возникает несколько практических вопросов как общего характера, так и специфичных для конкретных задач. Устройства являются пассивными (т.е. не требуют энергии). Поэтому, чтобы повлиять на разделение потока, необходимо проделать работу, которая основана на потерях в устройстве, измеряющем поток (которые могут быть небольшими, если используется трубка Вентури), тем более, если контроллер потока должен дросселировать поток (преимущественно как частично закрытый клапан). Чем большей степени управления должно достичь устройство, тем больше потери. Поэтому существенное разделение потока при неблагоприятных перепадах давления создаст наибольшее падение давление на устройстве.
Регуляторы потока могут иметь движущиеся детали для ограничения потока, и, следовательно, наличие твердых частиц в среде скважины может представлять опасность и исключить возможность применения регуляторов потока объемного типа. Твердые частицы также могут представлять проблему для регуляторов потока гидравлического типа, поскольку скорость потока через датчик потока и регулятор потока высока. Обычно для создания достаточных гидравлических сил в системе гидравлической обратной связи используют скорость потока несколько метров в секунду. Верхняя граница скорости потока может быть ограничена такими факторами, как эрозия и потенциал заклинивания движущихся деталей высокоскоростным потоком.
Устройства могут иметь конечный динамический диапазон в зависимости от СD относительно характеристики расхода контроллеров потока, но одно устройство может охватить разделение потока в соотношении 10:1 и изменения давления в одном из потоков ниже по течению.
При использовании регулятора для разделения потока после сепаратора, разделяющего нефть и воду, независимо от того, относится он к гравитационному типу, является гидроциклоном или вращающимся циклоном, могут возникнуть другие трудности. Во-первых, давление в двух разделенных потоках не обязательно может быть одинаковым, и, во-вторых, плотность двух потоков может быть разной. Разницу давлений на входе можно компенсировать конструкцией регулятора потока в одной или в обеих линиях либо в форме коррекции в контроллере потока, если разница невелика, либо в форме устройства с потерями (например, фиксированный жиклер) в линии давления.
Использование гидравлического регулятора связано с наличием датчика потока, характеристики которого пропорциональны корню квадратному из плотности. Поэтому различия и изменения в плотности в одной или в обеих линиях влияют на управление, но, если имеются некоторые знания о первоначальных свойствах текучих сред, можно задать начальную установку для учета начальных условий и квадратный корень уменьшает чувствительность к этому эффекту. В такой конфигурации датчик потока для линии текучей среды, богатой нефтью, воздействует на регулятор потока для линии текучей среды богатой водой и наоборот, поэтому возникает объединенный эффект контраста плотности между двумя линиями.
Хотя настоящее изобретение было описано в отношении ограниченного количества вариантов, специалистам из настоящего описания будут понятны многочисленные модификации и варианты настоящего изобретения. Все такие модификации и варианты, входящие в пределы изобретательской идеи и объема настоящего изобретения, охвачены прилагаемой формулой.

Claims (16)

1. Способ управления потоками текучих сред в скважине, при котором размещают в скважине скважинное оборудование для приема потоков текучих сред через первый и второй каналы для прохождения потоков текучих сред, содержащее регулятор разделения потока, имеющий взаимодействующие между собой устройство, связанное с первым каналом, и устройство, связанное со вторым каналом, при этом посредством регулятора регулируют выходные потоки в первом и втором каналах таким образом, что увеличивается выходной поток в одном из первого и второго каналов в ответ на увеличение выходного потока в другом из первого и второго каналов посредством воздействия на одно из указанных устройств для поддержания постоянным соотношения выходных потоков в указанных каналах.
2. Способ по п.1, в котором в качестве оборудования используют делитель потока.
3. Способ по п.1, в котором регулируют указанные выходные потоки таким образом, что их соотношение, по существу, не зависит от давлений ниже по потоку от точки, в которой происходит регулирование.
4. Способ по п.1, в котором создают выходные потоки из единственного входного потока.
5. Способ по п.1, в котором создают выходные потоки из множества входных потоков.
6. Способ по п.1, в котором в качестве оборудования используют, по меньшей мере, один гидроциклон для приема, по меньшей мере, одного из потоков.
7. Способ по п.1, в котором в качестве оборудования используют трубопровод для подачи, по меньшей мере, одного потока из скважины на поверхность.
8. Способ по п.1, в котором в качестве оборудования используют, по меньшей мере, один трубопровод для закачки, по меньшей мере, одного из потоков в скважину.
9. Способ по п.1, в котором потоки создают сепаратором текучих сред.
10. Скважинная система для управления потоками текучих сред в скважине, содержащая первый и второй каналы, расположенные в скважине для прохождения потоков текучих сред, и регулятор для разделения потока для регулирования соотношения выходных потоков в первом и втором каналах, имеющий взаимодействующие между собой устройство, связанное с первым каналом, и устройство, связанное со вторым каналом, при этом регулятор способен регулировать выходные потоки в первом и втором канале таким образом, что увеличивается выходной поток в одном из первого и второго каналов в ответ на увеличение выходного потока в другом из первого и второго каналов посредством воздействия на одно из первого и второго устройств для поддержания постоянным соотношения выходных потоков в указанных каналах.
11. Система по п.10, которая содержит делитель потока.
12. Система по п.10, в которой, по меньшей мере, один из первого и второго каналов способен пропускать, по меньшей мере, один поток из скважины на поверхность.
13. Система по п.10, дополнительно содержащая скважинное оборудование для подачи, по меньшей мере, одного потока на регулятор потока.
14. Система по п.10, в которой регулятор потока содержит механическое устройство.
15. Система по п.10, в которой регулятор потока содержит трубку Вентури.
16. Система по п.10, в которой первый канал предназначен для прохождения скважинной текучей среды, добытой в скважине на поверхность, и второй канал предназначен для прохождения воды, добытой в скважине, обратно в скважину.
RU2008111645/03A 2007-03-27 2008-03-26 Способ и система для управления потоками в скважине RU2456437C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/691,576 2007-03-27
US11/691,576 US8291979B2 (en) 2007-03-27 2007-03-27 Controlling flows in a well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008111645A RU2008111645A (ru) 2009-10-10
RU2456437C2 true RU2456437C2 (ru) 2012-07-20

Family

ID=39186604

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008111645/03A RU2456437C2 (ru) 2007-03-27 2008-03-26 Способ и система для управления потоками в скважине

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8291979B2 (ru)
CN (1) CN101275459B (ru)
GB (1) GB2448018B (ru)
NO (1) NO336880B1 (ru)
RU (1) RU2456437C2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2627287C2 (ru) * 2013-03-29 2017-08-04 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система и способ оптимальной настройки регулятора потока
RU2667551C2 (ru) * 2013-12-23 2018-09-21 Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед Поршневой скважинный насос с приводом от забойного двигателя

Families Citing this family (64)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006015277A1 (en) * 2004-07-30 2006-02-09 Baker Hughes Incorporated Downhole inflow control device with shut-off feature
US7647975B2 (en) 2006-03-17 2010-01-19 Schlumberger Technology Corporation Gas lift valve assembly
US8096351B2 (en) 2007-10-19 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
US8312931B2 (en) 2007-10-12 2012-11-20 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device
US7942206B2 (en) 2007-10-12 2011-05-17 Baker Hughes Incorporated In-flow control device utilizing a water sensitive media
US7789139B2 (en) 2007-10-19 2010-09-07 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7775277B2 (en) 2007-10-19 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7913755B2 (en) 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US20090101354A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids
US7918272B2 (en) 2007-10-19 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
US8069921B2 (en) 2007-10-19 2011-12-06 Baker Hughes Incorporated Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US7891430B2 (en) * 2007-10-19 2011-02-22 Baker Hughes Incorporated Water control device using electromagnetics
US7784543B2 (en) 2007-10-19 2010-08-31 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7913765B2 (en) 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use
US7793714B2 (en) 2007-10-19 2010-09-14 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7775271B2 (en) 2007-10-19 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US8544548B2 (en) 2007-10-19 2013-10-01 Baker Hughes Incorporated Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids
US7918275B2 (en) 2007-11-27 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve
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
US7992637B2 (en) 2008-04-02 2011-08-09 Baker Hughes Incorporated Reverse flow in-flow control device
US8931570B2 (en) 2008-05-08 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Reactive in-flow control device for subterranean wellbores
US7789152B2 (en) 2008-05-13 2010-09-07 Baker Hughes Incorporated Plug protection system and method
US7762341B2 (en) * 2008-05-13 2010-07-27 Baker Hughes Incorporated Flow control device utilizing a reactive media
US8113292B2 (en) 2008-05-13 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Strokable liner hanger and method
US8171999B2 (en) 2008-05-13 2012-05-08 Baker Huges Incorporated Downhole flow control device and method
US8555958B2 (en) 2008-05-13 2013-10-15 Baker Hughes Incorporated Pipeless steam assisted gravity drainage system and method
NO332541B1 (no) * 2008-07-10 2012-10-15 Aker Subsea As Fremgangsmåte for å kontrollere en undervanns syklonseparator
GB2466457B (en) * 2008-12-19 2011-11-16 Schlumberger Holdings Rotating flow meter
US8151881B2 (en) 2009-06-02 2012-04-10 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US8056627B2 (en) 2009-06-02 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8132624B2 (en) 2009-06-02 2012-03-13 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8893809B2 (en) 2009-07-02 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Flow control device with one or more retrievable elements and related methods
US8550166B2 (en) 2009-07-21 2013-10-08 Baker Hughes Incorporated Self-adjusting in-flow control device
US8893804B2 (en) 2009-08-18 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Alternating flow resistance increases and decreases for propagating pressure pulses in a subterranean well
US8276669B2 (en) 2010-06-02 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Variable flow resistance system with circulation inducing structure therein to variably resist flow in a subterranean well
US9109423B2 (en) 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
US8235128B2 (en) 2009-08-18 2012-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Flow path control based on fluid characteristics to thereby variably resist flow in a subterranean well
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
US8708050B2 (en) 2010-04-29 2014-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly
RU2531984C2 (ru) * 2010-06-30 2014-10-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Разделение нефти, воды и твердых частиц внутри скважины
US8430130B2 (en) 2010-09-10 2013-04-30 Halliburton Energy Services, Inc. Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well
US8851180B2 (en) 2010-09-14 2014-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Self-releasing plug for use in a subterranean well
MY164163A (en) 2011-04-08 2017-11-30 Halliburton Energy Services Inc Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch
US8678035B2 (en) 2011-04-11 2014-03-25 Halliburton Energy Services, Inc. Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well
MY167551A (en) 2011-10-31 2018-09-14 Halliburton Energy Services Inc Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection
EP2773842A4 (en) 2011-10-31 2015-08-19 Halliburton Energy Services Inc AUTONOMOUS FLOW REGULATION DEVICE COMPRISING A PLATE FORMING VALVE FOR SELECTING FLUID IN WELL BOTTOM
US9506320B2 (en) 2011-11-07 2016-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Variable flow resistance for use with a subterranean well
MX2014005513A (es) * 2011-11-07 2014-06-05 Halliburton Energy Serv Inc Descriminacion de fluido para su uso con un pozo subterraneo.
US8739880B2 (en) * 2011-11-07 2014-06-03 Halliburton Energy Services, P.C. Fluid discrimination for use with a subterranean well
US8684094B2 (en) 2011-11-14 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow of undesired fluid through a variable flow resistance system in a well
US9404349B2 (en) 2012-10-22 2016-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control system having a fluid diode
US9127526B2 (en) 2012-12-03 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Fast pressure protection system and method
US9695654B2 (en) 2012-12-03 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Wellhead flowback control system and method
US11047207B2 (en) 2015-12-30 2021-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling the sensitivity of a valve by adjusting a gap
WO2019027467A1 (en) * 2017-08-03 2019-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. AUTONOMOUS INPUT FLOW CONTROL DEVICE WITH FLUID SELECTOR FOR USE IN MOLDING
US10478753B1 (en) 2018-12-20 2019-11-19 CH International Equipment Ltd. Apparatus and method for treatment of hydraulic fracturing fluid during hydraulic fracturing
EP3897915A4 (en) 2018-12-20 2022-09-21 Haven Technology Solutions LLC APPARATUS AND METHOD FOR GAS-LIQUID SEPARATION OF MULTIPHASE FLUID
CN109736760A (zh) * 2019-01-18 2019-05-10 大庆中联信实石油科技开发有限公司 一种注水井智能注水装置、注水系统及其注入方法
US11499423B2 (en) 2019-05-16 2022-11-15 Saudi Arabian Oil Company Automated production optimization technique for smart well completions using real-time nodal analysis including comingled production calibration
US11441395B2 (en) 2019-05-16 2022-09-13 Saudi Arabian Oil Company Automated production optimization technique for smart well completions using real-time nodal analysis including real-time modeling
US11326423B2 (en) 2019-05-16 2022-05-10 Saudi Arabian Oil Company Automated production optimization technique for smart well completions using real-time nodal analysis including recommending changes to downhole settings
US11821289B2 (en) 2019-11-18 2023-11-21 Saudi Arabian Oil Company Automated production optimization technique for smart well completions using real-time nodal analysis
CN111236900B (zh) * 2020-01-08 2021-11-05 西南石油大学 一种油田注水井井口回流系统及方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6283204B1 (en) * 1999-09-10 2001-09-04 Atlantic Richfield Company Oil and gas production with downhole separation and reinjection of gas
RU57813U1 (ru) * 2006-06-01 2006-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта
RU2290505C1 (ru) * 2005-12-06 2006-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Скважинная установка для разделения нефти и воды
RU2291291C1 (ru) * 2005-10-21 2007-01-10 ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина Скважинный сепаратор

Family Cites Families (74)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2002195A (en) * 1934-10-18 1935-05-21 Charles L Trout Scarf pin and holder
US2246811A (en) 1937-05-22 1941-06-24 Herbert C Otis Well flowing device
US2658457A (en) 1950-12-15 1953-11-10 Dixon T Harbison Well pump
US2822048A (en) * 1956-06-04 1958-02-04 Exxon Research Engineering Co Permanent well completion apparatus
GB1067112A (en) 1965-02-26 1967-05-03 Taylor Woodrow Internat Ltd Improvements in or relating to dock fender structures
US3410217A (en) 1967-04-25 1968-11-12 Kelley Kork Liquid control for gas wells
US3559740A (en) 1969-04-11 1971-02-02 Pan American Petroleum Corp Method and apparatus for use with hydraulic pump in multiple completion well bore
USRE28588E (en) * 1970-11-23 1975-10-28 Well cross-over apparatus for selective communication of flow passages in a well installation
DE3581742D1 (de) 1984-11-28 1991-03-14 Conoco Specialty Prod Zyklonabscheidevorrichtung.
US4738313A (en) 1987-02-20 1988-04-19 Delta-X Corporation Gas lift optimization
GB8915994D0 (en) 1989-07-12 1989-08-31 Schlumberger Ind Ltd Vortex flowmeters
US4937946A (en) 1989-11-24 1990-07-03 Steinhoff Alvin C Masonry line stretcher
US5128052A (en) * 1991-01-15 1992-07-07 Bullock Philip W Wellbore liquid recovery apparatus and method
US5456837A (en) 1994-04-13 1995-10-10 Centre For Frontier Engineering Research Institute Multiple cyclone apparatus for downhole cyclone oil/water separation
CA2428056C (en) 1994-04-13 2006-11-21 Centre For Engineering Research, Inc. Method of downhole cyclone oil/water separation and apparatus for the same
SE9500810D0 (sv) 1995-03-07 1995-03-07 Perstorp Flooring Ab Golvplatta
US5996690A (en) * 1995-06-06 1999-12-07 Baker Hughes Incorporated Apparatus for controlling and monitoring a downhole oil/water separator
US5560737A (en) * 1995-08-15 1996-10-01 New Jersey Institute Of Technology Pneumatic fracturing and multicomponent injection enhancement of in situ bioremediation
WO1997008459A1 (en) 1995-08-30 1997-03-06 Baker Hughes Incorporated An improved electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores
US6732801B2 (en) * 1996-03-11 2004-05-11 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for completing a junction of plural wellbores
US5730871A (en) 1996-06-03 1998-03-24 Camco International, Inc. Downhole fluid separation system
US6033567A (en) 1996-06-03 2000-03-07 Camco International, Inc. Downhole fluid separation system incorporating a drive-through separator and method for separating wellbore fluids
EP1279795B1 (en) 1996-08-15 2008-05-14 Schlumberger Technology Corporation Variable orifice gas lift valve for high flow rates with detachable power source and method of using
US5971004A (en) 1996-08-15 1999-10-26 Camco International Inc. Variable orifice gas lift valve assembly for high flow rates with detachable power source and method of using same
US6082452A (en) * 1996-09-27 2000-07-04 Baker Hughes, Ltd. Oil separation and pumping systems
US5693225A (en) 1996-10-02 1997-12-02 Camco International Inc. Downhole fluid separation system
EP1027527B1 (en) 1996-11-07 2003-04-23 Baker Hughes Limited Fluid separation and reinjection systems for oil wells
US5961841A (en) 1996-12-19 1999-10-05 Camco International Inc. Downhole fluid separation system
NO321386B1 (no) 1997-03-19 2006-05-02 Norsk Hydro As Fremgangsmate og anordning for separering av et fluid omfattende flere fluidkomponenter, fortrinnsvis separering av et bronnfluid i forbindelse med et ror for produksjon av hydrokarboner/vann
GB9713960D0 (en) 1997-07-03 1997-09-10 Schlumberger Ltd Separation of oil-well fluid mixtures
US5937946A (en) 1998-04-08 1999-08-17 Streetman; Foy Apparatus and method for enhancing fluid and gas flow in a well
US6196312B1 (en) 1998-04-28 2001-03-06 Quinn's Oilfield Supply Ltd. Dual pump gravity separation system
US6659184B1 (en) 1998-07-15 2003-12-09 Welldynamics, Inc. Multi-line back pressure control system
US6158714A (en) 1998-09-14 2000-12-12 Baker Hughes Incorporated Adjustable orifice valve
CA2247838C (en) 1998-09-25 2007-09-18 Pancanadian Petroleum Limited Downhole oil/water separation system with solids separation
US6367547B1 (en) 1999-04-16 2002-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole separator for use in a subterranean well and method
US6357525B1 (en) 1999-04-22 2002-03-19 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for testing a well
US6668935B1 (en) 1999-09-24 2003-12-30 Schlumberger Technology Corporation Valve for use in wells
EP1224379A1 (en) 1999-10-28 2002-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. Flow control apparatus for use in a subterranean well
GB2358202A (en) 2000-01-12 2001-07-18 Mentor Subsea Tech Serv Inc Methods for boosting hydrocarbon production
BR0000183A (pt) 2000-01-27 2001-10-02 Petroleo Brasileira S A Petrob Separador de gás dotado de controle automático de nìvel
NO311814B1 (no) 2000-02-23 2002-01-28 Abb Research Ltd Anordning og fremgangsmate for utvinning av olje
US6336504B1 (en) 2000-03-03 2002-01-08 Pancanadian Petroleum Limited Downhole separation and injection of produced water in naturally flowing or gas-lifted hydrocarbon wells
US6336503B1 (en) 2000-03-03 2002-01-08 Pancanadian Petroleum Limited Downhole separation of produced water in hydrocarbon wells, and simultaneous downhole injection of separated water and surface water
FR2808456B1 (fr) 2000-05-03 2003-02-14 Schlumberger Services Petrol Separateur par gravite pour effluents multiphasiques
US6394183B1 (en) 2000-07-25 2002-05-28 Schlumberger Technology Corporation System and method for removing solid particulates from a pumped wellbore fluid
GB0021284D0 (en) 2000-08-30 2000-10-18 Schlumberger Evaluation & Prod Compositional simulation using a new streamline method
GB0022411D0 (en) 2000-09-13 2000-11-01 Weir Pumps Ltd Downhole gas/water separtion and re-injection
US6989103B2 (en) 2000-10-13 2006-01-24 Schlumberger Technology Corporation Method for separating fluids
US6415864B1 (en) 2000-11-30 2002-07-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for separately producing water and oil from a reservoir
GB0109616D0 (en) 2001-04-19 2001-06-06 Schlumberger Holdings Down-hole apparatus and method for separating a fluid from a mixture of fluids
US6644412B2 (en) 2001-04-25 2003-11-11 Weatherford/Lamb, Inc. Flow control apparatus for use in a wellbore
GB2390383B (en) 2001-06-12 2005-03-16 Schlumberger Holdings Flow control regulation methods
US20020195250A1 (en) 2001-06-20 2002-12-26 Underdown David R. System and method for separation of hydrocarbons and contaminants using redundant membrane separators
EP1352679A1 (en) 2002-04-08 2003-10-15 Cooper Cameron Corporation Separator
US6672387B2 (en) 2002-06-03 2004-01-06 Conocophillips Company Oil and gas production with downhole separation and reinjection of gas
US7055598B2 (en) 2002-08-26 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device and method for use of same
US6761215B2 (en) 2002-09-06 2004-07-13 James Eric Morrison Downhole separator and method
GB2434165B (en) 2002-12-14 2007-09-19 Schlumberger Holdings System and method for wellbore communication
US20050087336A1 (en) 2003-10-24 2005-04-28 Surjaatmadja Jim B. Orbital downhole separator
WO2005103447A1 (en) 2004-04-26 2005-11-03 Axsia Serck Baker Limited Improvements in and relating to well head separators
CN2718217Y (zh) * 2004-07-30 2005-08-17 中国石化集团中原石油勘探局钻井工程技术研究院 石油钻具旁通安全阀
US7823635B2 (en) 2004-08-23 2010-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole oil and water separator and method
BRPI0515682A (pt) 2004-09-20 2008-07-29 Trican Well Service Ltd aparelho para separar um gás de um lìquido sob pressão, método de jateamento e método de bombeamento de um fluido de duas fases contendo um gás e um lìquido em um furo de poço e separação da fase gasosa da fase lìquida
BRPI0519164B1 (pt) 2004-12-21 2016-11-22 Shell Int Research método para controlar o fluxo de um fluido multifásico a partir de um poço e poço estendendo-se para dentro de uma formação de sub-superfície
ATE542026T1 (de) 2005-02-08 2012-02-15 Welldynamics Inc Strömungsregler zum einsatz in einer unterirdischen bohrung
US7559361B2 (en) * 2005-07-14 2009-07-14 Star Oil Tools, Inc. Downhole force generator
US7565305B2 (en) 2005-09-26 2009-07-21 Schlumberger Technology Corp. Apparatus and method to estimate the value of a work process and determine gaps in current and desired states
WO2007096316A1 (en) 2006-02-20 2007-08-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In-line separator
US7828058B2 (en) 2007-03-27 2010-11-09 Schlumberger Technology Corporation Monitoring and automatic control of operating parameters for a downhole oil/water separation system
US7814976B2 (en) 2007-08-30 2010-10-19 Schlumberger Technology Corporation Flow control device and method for a downhole oil-water separator
GB2462738B (en) 2007-08-30 2010-07-07 Schlumberger Holdings Flow control device and method for a downhole oil-water separator
US8006757B2 (en) 2007-08-30 2011-08-30 Schlumberger Technology Corporation Flow control system and method for downhole oil-water processing
US8162060B2 (en) 2008-10-22 2012-04-24 Eagle Gas Lift, LLC. Gas-lift valve and method of use

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6283204B1 (en) * 1999-09-10 2001-09-04 Atlantic Richfield Company Oil and gas production with downhole separation and reinjection of gas
RU2291291C1 (ru) * 2005-10-21 2007-01-10 ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина Скважинный сепаратор
RU2290505C1 (ru) * 2005-12-06 2006-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Скважинная установка для разделения нефти и воды
RU57813U1 (ru) * 2006-06-01 2006-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2627287C2 (ru) * 2013-03-29 2017-08-04 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система и способ оптимальной настройки регулятора потока
US10337283B2 (en) 2013-03-29 2019-07-02 Schlumberger Technology Corporation Optimum flow control valve setting system and procedure
RU2667551C2 (ru) * 2013-12-23 2018-09-21 Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед Поршневой скважинный насос с приводом от забойного двигателя

Also Published As

Publication number Publication date
NO336880B1 (no) 2015-11-23
US20080236839A1 (en) 2008-10-02
GB0801721D0 (en) 2008-03-05
GB2448018A (en) 2008-10-01
CN101275459A (zh) 2008-10-01
US8291979B2 (en) 2012-10-23
RU2008111645A (ru) 2009-10-10
CN101275459B (zh) 2014-06-18
GB2448018B (en) 2011-11-16
NO20081447L (no) 2008-09-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2456437C2 (ru) Способ и система для управления потоками в скважине
AU2003288801B2 (en) A system and a method for prediction and treatment of slugs being formed in a flow line or wellbore tubing
US5526684A (en) Method and apparatus for measuring multiphase flows
AU763079B2 (en) Method and system for suppressing and controlling slug flow in a multi-phase fluid stream
US8348623B2 (en) Apparatus and a method for regulation of the energy potential in a fluid column located within a pipeline
JP5564043B2 (ja) 複数のガス流間のガス流量を制御する方法
RU2706897C2 (ru) Способ работы для насоса, в особенности для мультифазного насоса, и насос
EP1875038A1 (en) Method, system, controller and computer program product for controlling the flow of a multiphase fluid
RU2004131549A (ru) Способ и устройство для разделения смеси текучих сред
US6250131B1 (en) Apparatus and method for controlling and measuring steam quality
WO2016113391A1 (en) Multiphase fluid flow control system and method
US5507955A (en) Method of operating hydrocyclone systems by adding water to maintain flow rates
Wang et al. Optimal control strategy and experimental investigation of gas/liquid compact separators
CA2463175A1 (en) Gas turbine for oil lifting
CN214580468U (zh) 一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置
WO2018185245A1 (en) Drilling fluid monitoring system
Pei et al. Energy-efficient pressure regulation model and experiment of lift pump system in deepwater dual-gradient drilling
CN102191933B (zh) 一种煤层气井产出气测量控制工艺
CN202126635U (zh) 饱和液液位控制器
CN106103999A (zh) 泵装置
Wang et al. The State-of-the-Art of Gas-Liquid Compact Separator Control Technology: From Lab to Field
CN107355636A (zh) 一种抑制集输立管系统内严重段塞流的流动调节装置
Aadnøy Increasing Performance of Smart Well Systems by Downhole Chemical Injection
RU2012136915A (ru) Способ и аппарат для автономного выбора скважинных флюидов с помощью канальной системы сопротивления
Elhagar et al. 1. Home Slug flow control hinges on integrated operations May 7, 2019 Integrated slug-flow optimization can mitigate flow problems in a wide range of both offshore and onshore operating conditions. Slug flow is one of the most common flow states in horizontal and near-horizontal crude oil pipelines. Huge and fluctuating ratios of liquid to gas can severely affect production and in some cases lead to shut down or damaged topside equipment.

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170327