RU2519241C2 - Платформа клапана-регулятора расхода - Google Patents

Платформа клапана-регулятора расхода Download PDF

Info

Publication number
RU2519241C2
RU2519241C2 RU2009131113/03A RU2009131113A RU2519241C2 RU 2519241 C2 RU2519241 C2 RU 2519241C2 RU 2009131113/03 A RU2009131113/03 A RU 2009131113/03A RU 2009131113 A RU2009131113 A RU 2009131113A RU 2519241 C2 RU2519241 C2 RU 2519241C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
modules
fluid
nozzle
fitting
tubing
Prior art date
Application number
RU2009131113/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009131113A (ru
Inventor
Динеш Р ПАТЕЛ
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 RU2009131113A publication Critical patent/RU2009131113A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2519241C2 publication Critical patent/RU2519241C2/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
    • E21B43/12—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)
  • Valve Housings (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Скважинная система включает в себя насосно-компрессорную трубу, проходящую в изолированную зону скважины, и множество модулей штуцеров, расположенных в изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и зоной. Каждый модуль штуцера включает в себя соответствующий штуцер, сменяемый в модуле штуцера без разборки насосно-компрессорной трубы. Каждый модуль штуцера является независимо управляемым по отношению к другому модулю (модулям) штуцера для избирательного пропуска и блокировки потока через соответствующий штуцер. Центральный перепускной канал блока модулей является независимым от штуцеров или размеров штуцеров. Модули штуцеров расположены по периметру вокруг внешней части колонны насосно-компрессорной трубы. Технический результат заключается в обеспечении возможности снижения давления, вырабатываемого наземным оборудованием скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 22 ил.

Description

Настоящее изобретение, в общем, относится к платформе клапана-регулятора расхода.
Обычная скважина может включать в себя клапаны-регуляторы расхода для управления движением текучих сред нагнетания и/или добычи. Одним типом обычного клапана-регулятора расхода является двухпозиционный клапан, имеющий два положения: открытое положение для прохождения потока текучей среды через перепускной канал клапана и закрытое положение для блокировки потока через перепускной канал. Другим типом обычного клапана-регулятора расхода является «штуцер», клапан в котором проходное сечение канала потока может изменяться для регулирования расхода добычи или нагнетания через клапан.
Вне зависимости от того, является ли клапан-регулятор расхода двухпозиционным клапаном или штуцером, типичный клапан-регулятор расхода может представлять собой клапан золотникового типа, обычно включающий в себя одиночную скользящую втулку и исполнительный механизм для перемещения втулки для закрытия или открытия расходных отверстий в камере клапана. Втулка штуцера может иметь много открытых положений, каждое из которых соответствует разному проходному сечению (для приспособления к различным условиям в коллекторе) и различным наборам расходных отверстий на сердечнике. Штуцер может дополнительно включать в себя механизм пошагового перемещения или счетный механизм для выполнения цикла работы штуцера из одного открытого положения в другое.
Использование обычного клапана-регулятора расхода может сталкиваться с несколькими проблемами. Механизмы пошагового перемещения или счетные механизмы фонтанного штуцера, регулирующего давление, обычно являются сложными и дорогими. Кроме того, мощность или усилие, используемые для перемещения скользящей втулки при перепаде давления на забое скважины, обычно могут быть значительными, вследствие большого размера уплотнений. Указанное, в общем, означает, что относительно высокое рабочее давление используется для привода втулки, что может требовать выработки относительно высокого давления наземным оборудованием скважины.
Клапаны-регуляторы расхода не являются обычно перенастраиваемыми. Поэтому насосно-компрессорные трубы разных размеров требуют штуцеров разного размера, чтобы путь потока через насосно-компрессорную трубу не был ограничен ненадлежащим образом центральным проходным каналом через штуцер. Дополнительно к этому, клапаны-регуляторы расхода для нефтедобывающих скважин могут отличаться от клапанов-регуляторов расхода нагнетательных скважин.
Таким образом, существует необходимость создания платформы клапанов-регуляторов расхода, решающих одну или несколько проблем, изложенных выше, а также другие, неидентифицированные проблемы.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно изобретению создана скважинная система, содержащая насосно-компрессорную трубу, проходящую в изолированную зону скважины, и множество модулей штуцеров, расположенных в изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и указанной зоной, при этом каждый модуль штуцера содержит соответствующий штуцер, удаляемый из модуля без разборки насосно-компрессорной трубы, и способен независимо управляться относительно одного или нескольких других модулей штуцера для избирательного пропуска и блокировки потока через соответствующий штуцер.
По меньшей мере, один из соответствующих штуцеров может иметь проходное сечение, отличное от проходного сечения другого из соответствующих штуцеров.
По меньшей мере, один из соответствующих штуцеров может иметь проходное сечение, по существу равное проходному сечению другого из соответствующих штуцеров.
Система может дополнительно содержать клапаны-регуляторы расхода, каждый из которых связан с, по меньшей мере, одним из модулей штуцеров для избирательного пропуска и блокировки потока через соответствующий штуцер.
Система может дополнительно содержать первую и вторую гидравлические линии, способные приводить в действие клапаны-регуляторы расхода.
Система может дополнительно содержать другое множество модулей штуцеров, расположенных в другой изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и другой зоной, при этом другое множество модулей штуцеров способно управляться первой и второй гидравлическими линиями.
Система может дополнительно содержать дополнительные клапаны, каждый из которых связан с, по меньшей мере, одним из клапанов-регуляторов расхода для управления перемещением текучей среды между первой и второй гидравлическими линиями и соответствующим клапаном-регулятором расхода. Каждый дополнительный клапан может быть электрически управляемым клапаном.
Модули штуцеров могут быть радиально распределены вокруг продольной оси насосно-компрессорной трубы.
Система может дополнительно содержать обсадную колонну, в которой модули штуцеров радиально распределены в ограниченном угловом диапазоне вокруг периметра насосно-компрессорной трубы, и насосно-комопрессорная труба расположена внецентренно по отношению к обсадной колонне.
Модули штуцеров могут быть радиально распределены вокруг периметра насосно-компрессорной трубы.
Модули штуцеров могут дополнительно содержать обратный клапан для, по существу, однонаправленного потока.
Согласно изобретению создан способ для использования в скважине, имеющей множество изолированных зон и насосно-компрессорную трубу, содержащий следующие стадии:
создание в каждой из двух или более изолированных зон группы модулей штуцеров для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и соответствующей изолированной зоной, при этом каждый модуль штуцера содержит соответствующий штуцер, удаляемый из модуля без разборки насосно-компрессорной трубы, и способен независимо управляться относительно других модулей штуцеров группы;
выбор одного или нескольких модулей штуцеров в по меньшей мере, к одной группе модулей штуцеров;
конфигурирование выбранного одного или нескольких модулей штуцеров для перемещения текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и соответствующей изолированной зоной;
закрытие перемещения текучей среды через один или несколько невыбранных модулей штуцеров.
Способ может дополнительно содержать создание пары гидравлических линий в скважине и электрической линии, связанных с модулями штуцеров, при этом стадии конфигурирования и закрытия дополнительно содержат избирательное управление работой клапанов для управления перемещением текучей среды между гидравлическими линиями и модулями штуцеров, и каждый клапан связан с, по меньшей мере, одним из модулей штуцеров.
Способ может дополнительно содержать закрытие перемещения текучей среды через все модули штуцеров, содержащее избирательное управление работой клапанов для одновременного закрытия перемещения текучей среды через один модуль штуцера в каждой зоне и повторение действия избирательного управления работой клапанов для одновременного закрытия перемещения текучей среды через один модуль штуцера в каждой зоне для различных комплектов модулей штуцеров до закрытия перемещения текучей среды через все модули штуцеров.
Способ может дополнительно содержать открытие перемещения текучей среды через все модули штуцеров, содержащее избирательное управление работой клапанов для одновременного открытия перемещения текучей среды через один модуль штуцера в каждой зоне и повторение действия избирательного управления работой клапанов для одновременного открытия перемещения текучей среды через один модуль штуцера в каждой зоне для различных комплектов модулей штуцеров до открытия перемещения текучей среды через все модули штуцеров.
Способ может дополнительно содержать расположение модулей штуцеров внецентренно по отношению к насосно-компрессорной трубе.
Способ может дополнительно содержать распределение модулей штуцеров, по меньшей мере, частично вокруг внешней части насосно-компрессорной трубы.
Способ может дополнительно содержать управление потоком через модули штуцеров для его прохода, по существу, в одном направлении.
Способ может дополнительно содержать открытие перемещения текучей среды через все штуцера и последовательное закрытие невыбранных штуцеров для каждой зоны.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 и 2 показаны схематичные виды примерной скважинной системы регулирования расхода согласно вариантам осуществления изобретения.
На фиг.3 показана схема сечения платформы клапана-регулятора расхода по линии 3-3 на фиг.1 согласно варианту осуществления изобретения.
На фиг. 4 и 5 показаны виды сечения платформ клапанов-регуляторов расхода согласно другим вариантам осуществления изобретения.
На фиг. 6, 7, 8, 9 и 10 показаны частичные виды сечения модуля клапана-регулятора расхода в различных положениях согласно вариантам осуществления изобретения.
На фиг. 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 и 21 показаны схематичные виды платформы клапана-регулятора расхода в различных положениях согласно вариантам осуществления изобретения.
На фиг.22 показан схематичный вид платформы клапана-регулятора расхода согласно другому варианту осуществления изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В следующем описании многочисленные детали изложены для обеспечения понимания настоящего изобретения. Вместе с тем специалистам в данной области техники должно быть понятно, что настоящее изобретение можно применить на практике без указанных деталей и что возможны многочисленные изменения и модификации описанных вариантов осуществления изобретения.
В данном документе термины «сверху» и «снизу», «верх» и «низ», «верхний» и «нижний», «вверх» и «вниз» и другие аналогичные термины, указывающие положения сверху или снизу относительно данной точки или элемента, используются для более ясного описания некоторых вариантов осуществления изобретения. Вместе с тем в приложении к оборудованию и способам, используемым в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, такие термины могут обозначать относительное расположение слева направо, справа налево или по диагонали.
Как показано на фиг.1, скважина 10 содержит ствол 20 скважины, проходящий через различные зоны 40 добычи или нагнетания (зоны 401 и 402 показаны на фиг.1 как примеры). Колонна 30 насосно-компрессорной трубы (например, эксплуатационная колонна насосно-компрессорной трубы или нагнетательная колонна) проходит в стволе 20 скважины через зоны 40. Ствол 20 скважины может быть обсажен обсадной колонной 22. Вместе с тем согласно другим вариантам осуществления изобретения ствол 20 скважины может быть необсаженным. Скважина 10 может быть подземной скважиной на суше или в море в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения. Таким образом, предполагается много изменений, находящихся в объеме прилагаемой формулы изобретения.
В зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения колонна 30 насосно-компрессорной трубы может принимать текучую среду, такую, например, как нефть или газ из конкретной зоны 40 и передавать нефть или газ на наземное оборудование скважины 10. Альтернативно колонна 30 насосно-компрессорной трубы может перемещать текучие среды, нагнетаемые в конкретную зону 40. Каждая зона 40 является изолированной зоной, которую можно образовать между изолирующими устройствами, такими, например, как пакеры, образующие кольцевые уплотнения между внешней поверхностью колонны 30 насосно-компрессорной трубы и внутренней поверхностью обсадной колонны 22 (для вариантов осуществления изобретения в которых ствол 20 скважины является обсаженным). Таким образом, например, верхняя зона 401, показанная на фиг.1, образована между двумя пакерами 24 и 26, и нижняя зона 402 образована между двумя пакерами 26 и 28. Скважина 10 может иметь единственную зону 40 или может иметь больше двух зон согласно другим вариантам осуществления изобретения.
Для регулирования добычи из конкретной зоны 40 или нагнетания в нее, скважина 10 имеет систему платформ клапана-регулятора расхода, образованную из нескольких блоков 50 регулирования расхода (два блока 501 и 502 регулирования расхода показаны на фиг.1, как пример). Каждый блок 50 расположен в конкретной зоне 40 и содержит картриджи клапана-регулятора расхода или модули 55, расположенные вокруг периметра колонны 30 насосно-компрессорной трубы (распределенные, например, снаружи колонны 30 насосно-компрессорной трубы, вокруг продольной оси 11 колонны 30) для регулирования перемещения текучей среды между кольцевым пространством и центральным проходным каналом 32 колонны 30 насосно-компрессорной трубы.
Более конкретно, согласно вариантам осуществления изобретения, описанным в данном документе, модули 55 каждого блока 50 могут содержать, по меньшей мере, несколько штуцеров разного размера (то есть каждый штуцер может иметь по существу различное проходное сечение). Хотя в других вариантах осуществления изобретения модули 55 каждой станции могут содержать, по меньшей мере, несколько штуцеров одного размера (то есть каждый штуцер может иметь, по существу, одинаковое проходное сечение). Каждый модуль 55 является независимо конфигурируемым как для обеспечения движения текучей среды через его штуцер, так и для блокирования такого движения. Более конкретно, для регулирования движения текучей среды на конкретном блоке 50 один или несколько модулей 55 штуцеров можно выбрать для перемещения текучей среды между кольцевым пространством и центральным проходным каналом 32 колонны 30 насосно-компрессорной трубы, и может не происходить никакого перемещения текучей среды через оставшиеся невыбранными штуцера. Таким образом, один или несколько модулей 55 блока 501 можно выбрать для осуществления перемещения текучей среды между кольцевым пространством 41 зоны 40 и центральным проходным каналом 32, и аналогично, один или несколько модулей 55 блока 502 можно выбрать для осуществления перемещения текучей среды между кольцевым пространством 43 зоны 402 и центральным проходным каналом 32.
Посредством выбора штуцеров таким способом рабочее проходное сечение между зоной и колонной 30 насосно-компрессорной трубы можно регулировать. Поэтому, если внутрискважинные условия в конкретной зоне 40 меняются, модули 55 штуцеров надлежащего блока 50 можно реконфигурировать для установки нового рабочего проходного сечения для решения проблемы изменения.
В общем, каждый модуль 55 включает в себя двухпозиционный клапан, которым можно управлять с наземного оборудования скважины, с внутрискважинной автономной электронной схемы управления или с других площадок для целей выбора, будет ли происходить перемещение текучей среды через штуцер модуля 55. В зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения только одиночный модуль 55 блока 50 может быть открыт или несколько модулей 55 блока 50 могут быть открыты. Таким образом, возможно множество изменений, и они находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.
Как дополнительно описано ниже, модули 55 можно расположить по периметру вокруг внешней части колонны 30 насосно-компрессорной трубы, что обеспечивает сравнительно простой доступ к штуцерам для их замены или изменения размеров штуцера. Таким образом, в отличие от обычных устройств, штуцера можно легко заменять для соответствия конкретному практическому применению в скважине. Дополнительно к этому, внутренний центральный перепускной канал блока 50 является независимым от штуцеров или размеров штуцеров. При обеспечении доступа к штуцерам за пределами колонны 30 насосно-компрессорной трубы колонну 30 насосно-компрессорной трубы нет необходимости разбирать для доступа к штуцеру или его замены.
Как дополнительно описано ниже, согласно вариантам осуществления изобретения две гидравлических линии 62 и 64 управления и электрическую линию 60 используют для выбора положения (открытого или закрытого) модуля 55. Хотя линии 60, 62 и 64 показаны проходящими на наземное оборудование скважины 10, констатируем, что положения модуля можно менять автономно посредством логической электронной схемы управления, размещенной внутри скважины или вблизи блоков 50 согласно вариантам осуществления изобретения.
Конкретная зона 40 может содержать клапаны-регуляторы расхода иные, чем клапаны блока 50 согласно вариантам осуществления изобретения. Например, на фиг.2 показана скважина 80, аналогичная скважине 10, показанной на фиг.1, с одинаковыми ссылочными позициями для указания одинаковых элементов. Вместе с тем, для примера, показанного на фиг.2, зона 401 включает в себя дополнительный двухпозиционный клапан 84, размещенный в зоне 401 с блоком 501. Клапаном 84 можно управлять с использованием аналогичных линий 60, 62 и 64, используемых для управления блоками 501 и 502. Другие изменения предполагаются и находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.
На фиг.3 показан вид сечения блока 50 по линии 3-3 на фиг.1 согласно некоторым иллюстративным вариантам осуществления изобретения. Для данного примера блок 50 сконфигурирован для практического применения в добыче, как указано стрелками, указывающими направление потока на фиг.3. В связи с этим проходной канал 32 насосно-компрессорной трубы служит магистралью, принимающей скважинную текучую среду из открытых модулей 55 штуцеров. Как показано, модули 55 могут находиться снаружи колонны 30 насосно-компрессорной трубы и распределенными концентрично продольной оси 11 колонны 30. Каждый модуль 55 имеет соответствующие радиальные отверстия (не показано на фиг.3) для перемещения текучей среды между внутренним пространством модуля 55 и кольцевым пространством скважины 10 и каждый модуль 55, в общем, имеет одинаковый размер сечения.
Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения штуцера модулей 55 могут быть разного размера. Вместе с тем согласно другим вариантам осуществления изобретения несколько модулей 55 могут иметь штуцера одного размера. Хотя на фиг.3 показаны восемь модулей 55 (то есть модули 551 552 553 554 555 556 557 и 558), понятно, что блок 50 может содержать больше или меньше восьми модулей 55 в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения.
На фиг.4 показан блок 100, специально сконфигурированный для практического применения в нагнетании, как указано стрелками. Для данного примера модули 55 фиг.3 заменены модулями 110 (модулями 1101 1102 1103 1104 1105 1106 1107 и 1108, показанными в качестве примера). Аналогично блоку 50, показанному на фиг.3, каждый модуль 110 имеет соответствующий штуцер 200 и проходные сечения штуцеров 200 в модулях 110 могут быть различными. Как показано на фиг.4, для данного примера нагнетания, колонна 30 насосно-компрессорной трубы служит магистралью, когда поток нагнетания проходит через один или несколько штуцеров 200, как указано стрелками, указывающими направление потока через штуцер 200, соответствующий модулю 1101. Поток проходит через радиальные отверстия 111 в кольцевое пространство скважины 10.
На фиг.5 показан альтернативный блок 120, в котором модули 55 расположены внецентренно вокруг продольной оси 11 колонны 30 насосно-компрессорной трубы. Вследствие внецентренной установки модулей 55, колонна 30 насосно-компрессорной трубы может быть расположена внецентренно относительно обсадной колонны 22. Блок 120 может включать в себя расположенный внецентренно сердечник 126, содержащий отверстия, сконфигурированные для установки модулей. Конечно, распределение модулей 55 может быть различным согласно другим вариантам осуществления изобретения.
На фиг.6 показан вид сечения модуля 55а согласно некоторым вариантам осуществления изобретения. В общем, модуль 55 может включать в себя двухпозиционный клапан, управляющий перемещением текучей среды через штуцер 200, то есть клапан управляет перемещением текучей среды между областью кольцевого пространства, окружающего модуль 55, и центральным проходным каналом 32 колонны 30 насосно-компрессорной трубы. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения клапан образован из сердечника 170, расположенного во внутреннем пространстве 164 корпуса 160 модуля 55. Сердечник 170 может иметь ось, по существу параллельную продольной оси 11.
Сердечник 170 включает в себя поршневую головку 172, образующую две камеры в кольцевой полости 169 внутреннего пространства 164 для управления осевым положением сердечника 170: верхнюю камеру 166, гидравлически связанную с гидравлической линией 64 и верхней поверхностью поршневой головки 172, и нижнюю камеру 168, гидравлически связанную с гидравлической линией 62 и нижней поверхностью поршневой головки 172. Когда давление, прилагаемое на поршневую головку 172 текучей средой в гидравлической линии 64, превосходит давление, прилагаемое на поршневую головку 172 текучей средой в гидравлической линии 62, сердечник 170 перемещается вниз в нижнее осевое положение (см. фиг.7, например). Наоборот, когда давление, прилагаемое на поршневую головку 172 текучей средой в гидравлической линии 62, превосходит давление, прилагаемое на поршневую головку 172 текучей средой в гидравлической линии 64, сердечник 170 перемещается в верхнее осевое положение (как показано на фиг.6). Перепускной канал 171 в сердечнике 170 обеспечивает движение текучей среды между полостями 167 и 164. Перепускной канал 171 выполнен с возможностью предотвращения или ослабления залипания и обеспечивает перемещение сердечника 170 вверх посредством переброски текучей среды из перепускного канала 167 во внутреннее пространство 164 через перепускной канал 171 в сердечнике или обеспечивает перемещение сердечника вниз посредством переброски текучей среды из внутреннего пространства 164 перепускного канала 167 в перепускной канал 167.
В верхнем осевом положении сердечник 170 блокирует перемещение между центральным проходным каналом 32 колонны 30 насосно-компрессорной трубы и одним или несколькими радиальными отверстиями (отверстием) 165 (одно радиальное отверстие показано на фиг.6), выполненными в корпусе 160 и гидравлически связанными с кольцевым пространством, окружающим модуль 55. Таким образом, в верхнем положении сердечник 170 блокирует перемещение текучей среды между радиальными отверстиями (отверстием) 165 и перепускными каналами 167 (один перепускной канал показан на фиг.6), проходящими через корпус 160 к штуцеру 200. Наоборот, в нижнем положении (фиг.7) клапан открыт, и радиальные отверстия 165 и проходной канал 32 гидравлически связаны.
Модуль 55 может дополнительно включать в себя клапан-регулятор 180 (такой, как электромагнитный клапан или клапан другого типа, открывающийся и закрывающийся для обеспечения перемещения текучей среды или ее блокирования в линии движения текучей среды, например), избирательно устанавливающий гидравлическую связь между гидравлическими линиями 62 и 64 и осуществляющий управление, когда перепады давления между линиями 62 и 64 можно использовать для изменения положения модуля 55. На фиг.6 клапан 180 показан открытым, что предотвращает изменение положения модуля 55, вследствие выравнивания давления между линиями 62 и 64. Поэтому, когда клапан 180 остается открытым, сердечник 170 остается в верхнем положении, вне зависимости от давления, прилагаемого гидравлическими линиями 62 и 64.
Как показано на фиг.7, для открытия перемещения текучей среды через штуцер 200 осуществляют следующее управление. Сначала клапан-регулятор 180 закрыт, что обеспечивает реагирование сердечника 170 на перепад давления между гидравлическими линиями 62 и 64. Затем гидравлическую линию 62 конфигурируют для перемещения, переброски, удаления или сброса текучей среды из нижней камеры 168. Другими словами, гидравлическую линию 62 конфигурируют для возврата гидравлической жидкости на наземное оборудование скважины 10. Подача давления по гидравлической линии 64 создает направленное вниз усилие на поршневой головке 172, что обуславливает перемещение сердечника 170 в нижнее осевое положение, как показано на фиг.7. Для данного положения сердечника 170, модуль 55 обеспечивает перемещение текучей среды по пути, включающем в себя радиальное отверстие (отверстия) 165, перепускные каналы 167 и штуцер 200.
На фиг.8 показан модуль 55, открытый и не реагирующий на давление, прилагаемое посредством гидравлических линий 62 и 64. Более конкретно разница между фигурами 7 и 8 состоит в том, что клапан-регулятор 180 открыт, что выравнивает давление в гидравлических линиях 62 и 64.
Для закрытия перемещения текучей среды через штуцер 200, сердечник 170 можно переместить вверх в закрытое положение, как показано на фиг.9. Для этого, клапан-регулятор 180 закрыт, изолируя гидравлические линии 62 и 64 и предоставляя возможность сердечнику 170 реагировать на перепад давления в гидравлических линиях 62 и 64. Затем гидравлическую линию 64 конфигурируют для обеспечения прохода текучей среды из верхней камеры 166 в гидравлическую линию 64 и в гидравлическую линию 62 подают давление. Это создает перепад давления на поршневой головке 172 для перемещения сердечника 170 назад в верхнее осевое положение и закрытия тем самым перемещения текучей среды через штуцер 200.
На фиг.10 показано открытое положение модуля 206, имеющего конструкцию, аналогичную модулю 55, с одинаковыми позициями ссылки, используемыми для обозначения одинаковых компонентов. Вместе с тем модуль 206 используют в основном для нагнетания. Таким образом, стрелки на фиг.10 показывают поток из центрального проходного канала 32 через штуцер 200 в радиальное отверстие 165 для выхода в кольцевое пространство скважины. В отличие от модуля 55 вместе с тем устройство предотвращения обратного потока, такое как обратный клапан 208, расположено на пути потока, ниже по потоку или выше по потоку (как показано) от штуцера 200 в направлении от радиальных отверстий 165 к проходному каналу 32. Таким образом, только поток нагнетания проходит через штуцер 200, когда сердечник 170 находится в нижнем положении, как показано на фиг.10. В других вариантах осуществления изобретения модуль 55 можно эксплуатировать для нагнетания без устройства предотвращения обратного потока, такого, например, как обратный клапан 208. Для положения модуля 205, показанного на фиг.10, клапан 180 открыт для выравнивания давления в гидравлических линиях 62 и 64 так, что модуль 206 не меняет положения вне зависимости от давлений, прилагаемых гидравлическими линиями 62 и 64.
Среди других признаков, модуль 55 (фиг.6, например) или модуль 206 (фиг.10) может включать в себя продольный перепускной канал 171 выравнивания, пересекающий по длине сердечник 170 для выравнивания давления над и под сердечником 170. В дополнение или вместо этого модуль 55 или 206 может включать в себя герметичную съемную пробку 204 для обеспечения сравнительно простого доступа к штуцеру 200 или модулю 55 или 206 с требованием разборки колонны 30 насосно-компрессорной трубы. В этом отношении пробку 204 можно удалять на поверхности на площадке скважины для установки штуцера 200 нужного размера для конкретного практического применения и/или конфигурирования модулей 55 или 206 для нагнетания или добычи. В некоторых альтернативных вариантах осуществления изобретения модули 55 или 206 могут включать в себя газовую или механическую пружину (не показано) для смещения сердечника 170 в одном или другом направлении.
На фиг.11 показан пример платформы 215 клапана-регулятора расхода согласно некоторым вариантам осуществления изобретения. Для данного примера, платформа 215 включает в себя три блока 501, 502 и 503, управляемых по гидравлическим и электрическим линиям 60, 62 и 64. В общем, каждый блок 50 включает в себя четыре модуля 55 (то есть модули 551, 552, 553 и 554), гидравлически соединенных так, что верхняя камера 166 (фиг.6, например) каждого модуля 55 гидравлически соединена с нижней камерой 168 (фиг.6, например) другого модуля 55, и верхняя и нижняя камеры 166, 168 каждого модуля 55 разделены соответствующим клапаном-регулятором 180.
Более конкретно, для блока 501 нижняя камера 168 модуля 551 гидравлически соединена с верхней камерой 166 модуля 552, нижняя камера 168 модуля 552 гидравлически соединена с верхней камерой 166 модуля 553 и нижняя камера 168 модуля 553 гидравлически соединена с верхней камерой 166 модуля 554. Кроме того, клапан-регулятор 220 (например, электромагнитный клапан с электродистанционным управлением) управляет перемещением текучей среды между верхней камерой 166 модуля 551 и гидравлической линией 64, а другой клапан-регулятор 218 (например, электромагнитный клапан с электродистанционным управлением) управляет перемещением текучей среды между нижней камерой 168 модуля 554 и гидравлической линией 62. Как показано на фиг.11, модули 55 других двух блоков 502 и 503 гидравлически соединены вместе и с гидравлическими линиями 62 и 64 аналогичным способом, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения.
Для примера платформа 215 клапана-регулятора расхода показана на фиг.11 в положении, в котором все модули 55 являются открытыми. Данное положение можно использовать как исходное для спуска в ствол скважины платформы 215, после чего в гидравлические линии 62 и 64 можно избирательно подать давление и избирательно управлять клапанами-регуляторами 180, 218 и 220 для управления закрытием и открытием модулей 55.
Продолжение на фиг. 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 показывает пример последовательности перехода платформы 215 от исходного положения, показанного на фиг.11, через другие положения, являющиеся примерами для иллюстрации работы платформы 215. Более конкретно, как показано на фиг.12, для закрытия модуля 553 блока 502 подают давление в гидравлическую линии 62, а гидравлическую линию 64 используют, как линию сброса. Для изоляции модулей 55 блоков 501 и 503 от давления в гидравлической линии 62 клапаны-регуляторы 218 блоков 501 и 503 закрыты. Клапан-регулятор 218 блока 502 остается открытым, а клапан-регулятор 180, связанный с модулем 553, закрыт. Поэтому вследствие данной конфигурации давление, передаваемое гидравлической линией 62, открывает модуль 553. Другие модули 551, 552 и 554 блока 502 остаются открытыми вследствие того, что связанные с ними клапаны-регуляторы 180 открыты.
Как показано на фиг.13, для закрытия модуля 552 блока 503 клапаны-регуляторы 218 блоков 501 и 502 закрыты, а клапан-регулятор 218 блока 503 открыт. Дополнительно к этому, клапан-регулятор 180 модуля 552 блока 503 закрыт, а другие клапаны-регуляторы 180 открыты. Поэтому подача давления гидравлической линии 62 переводит модуль в его закрытое положение.
Как показано на фиг.14, для закрытия модуля 552 блока 501 блоки 502 и 503 изолированы от гидравлической линии 62 закрытием клапанов-регуляторов 218 станций, клапан-регулятор 218 блока 501 открыт, а клапан-регулятор 180 модуля 552 закрыт. При таком устройстве подача давления гидравлической линией 62 обуславливает закрытие модуля 552.
Для открытия выбранного модуля 55 подают давление в гидравлическую линию 64, а гидравлическую линию 62 используют как линию сброса. Как показано на фиг.15, в качестве более конкретного примера, для открытия модуля 553 блока 502 клапаны-регуляторы 220 блоков 501 и 503 закрыты для изоляции станций от давления в гидравлической линии 64. Клапан-регулятор 220 блока 502 остается открытым, а клапан-регулятор 180 модуля 553 блока 502 закрыт, так что при подаче давления в гидравлическую линию 64 модуль 553 открывается, как показано на фиг.15.
Как показано на фигуре 16, в еще одном примере для закрытия модуля 551 блока 502 клапаны-регуляторы 218 блоков 501 и 503 закрыты для изоляции станций от давления в гидравлической линии 62. Клапан-регулятор 218 блока 502 остается открытым, а клапан-регулятор 180 модуля 551 закрыт, так что подача давления в гидравлическую линию 62 обуславливает закрытия модуля 553 блока 502.
На фиг.17, 18, 19 и 20 показана последовательность закрытия всех модулей 55 платформы 215. Более конкретно, согласно вариантам осуществления изобретения, модули 55 могут быть закрыты в последовательности, включающей в себя одновременное закрытие всех модулей 551, последовательное и одновременное закрытие всех модулей 552, последовательное и одновременное закрытие всех модулей 553 и, наконец, одновременное закрытие всех модулей 554.
Как показано на фиг.17, все клапаны-регуляторы 218 и 220 открыты, а клапаны-регуляторы 180 модулей 551 закрыты. Подача давления в гидравлическую линию 62 закрывает все модули 551.
Как показано на фиг.18, модули 552 закрыты аналогичным способом. Более конкретно, все клапаны-регуляторы 218 и 220 остаются открытыми, клапаны-регуляторы 180 трех модулей 552 закрыты, и все остальные клапаны-регуляторы 180 остаются открытыми. Подача давления гидравлической линии 62 обуславливает закрытие всех модулей 552.
Как показано на фиг.19, последовательно все модули 553 закрыты аналогичным способом закрытием клапана-регулятора 180 модулей 553, при этом оставшиеся клапаны-регуляторы остаются открытыми. Последовательная подача давления гидравлической линии 62 поэтому закрывает все модули 553. Как показано на фиг.20, аналогично все модули 554 закрыты закрытием клапанов-регуляторов 180 модулей 554, при этом оставшиеся клапаны-регуляторы остаются открытыми, и при подаче давления в гидравлическую линию 62.
Как показано на фиг.21, все модули 55 платформы 215 клапанов-регуляторов расхода могут быть открыты в последовательности из четырех этапов, включающей в себя одновременное открытие всех модулей 551, последовательное одновременное открытие всех модулей 552, последовательное одновременное открытие всех модулей 553 и, наконец, последовательное одновременное открытие всех модулей 554. Для открытия каждого комплекта модулей 55 подают давление в гидравлическую линию 64, а гидравлическая линия 62 служит линией сброса. Клапаны-регуляторы 218 и 220 остаются открытыми, а клапаны-регуляторы 180 модулей 55 открывают и закрывают, при этом остальные клапаны-регуляторы 180 оставляют открытыми. На фиг.21 показан первый этап в последовательности для открытия модулей 551 всех трех блоков 501, 502 и 503. Как показано, клапаны-регуляторы 180 блоков 501, 502 и 503 закрыты, при этом остальные клапаны-регуляторы оставлены открытыми. Подача давления в гидравлическую линию 64, поэтому, обуславливает открытие каждого из модулей 551, как показано на фиг.21. Остальные модули 552, 553 и 554 всех трех блоков 501, 502 и 503 открываются друг за другом в аналогичных последовательностях.
Другие варианты осуществления изобретения предложены и входят в объем прилагаемой формулы изобретения. Например, как показано на фиг.22, согласно другим вариантам осуществления изобретения, платформа 230 клапанов-регуляторов расхода может быть выполнена из модулей 250, расположенных вдоль оси на колонне 30 насосно-компрессорной трубы. Таким образом, многие изменения предложены и входят в объем прилагаемой формулы изобретения.
Хотя настоящее изобретение описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, специалисту в данной области техники, воспользовавшемуся раскрытым изобретением, должны быть ясны его многочисленные модификации и изменения. Прилагаемая формула изобретения должна охватывать все такие модификации и изменения в объеме и сущности настоящего изобретения.

Claims (20)

1. Скважинная система, содержащая насосно-компрессорную трубу, проходящую в изолированную зону скважины, и множество модулей штуцеров, расположенных в изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и указанной зоной, при этом каждый модуль штуцера содержит соответствующий штуцер, удаляемый из модуля без разборки насосно-компрессорной трубы, и способный независимо управляться относительно одного или нескольких других модулей штуцера для избирательного пропуска и блокировки потока через соответствующий штуцер, при этом центральный перепускной канал блока модулей является независимым от штуцеров или размеров штуцеров, причем модули штуцеров расположены по периметру вокруг внешней части колонны насосно-компрессорной трубы.
2. Система по п.1, в которой, по меньшей мере, один из соответствующих штуцеров имеет проходное сечение, отличное от проходного сечения другого из соответствующих штуцеров.
3. Система по п.1, в которой, по меньшей мере, один из соответствующих штуцеров имеет проходное сечение, по существу равное проходному сечению другого из соответствующих штуцеров.
4. Система по п.1, дополнительно содержащая клапаны-регуляторы расхода, каждый из которых связан с, по меньшей мере, одним из модулей штуцеров для избирательного пропуска и блокировки потока через соответствующий штуцер.
5. Система по п.4, дополнительно содержащая первую и вторую гидравлические линии, способные приводить в действие клапаны-регуляторы расхода.
6. Система по п.5, дополнительно содержащая другое множество модулей штуцеров, расположенных в другой изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и другой зоной, при этом другое множество модулей штуцеров способно управляться первой и второй гидравлическими линиями.
7. Система по п.5, дополнительно содержащая дополнительные клапаны, каждый из которых связан с, по меньшей мере, одним из клапанов-регуляторов расхода для управления перемещением текучей среды между первой и второй гидравлическими линиями и соответствующим клапаном-регулятором расхода.
8. Система по п.7, в которой каждый дополнительный клапан является электрически управляемым клапаном.
9. Система по п.1, в которой модули штуцеров радиально распределены вокруг продольной оси насосно-компрессорной трубы.
10. Система по п.9, дополнительно содержащая обсадную колонну, в которой модули штуцеров радиально распределены в ограниченном угловом диапазоне вокруг периметра насосно-компрессорной трубы, и насосно-компрессорная труба расположена внецентренно по отношению к обсадной колонне.
11. Система по п.8, в которой модули штуцеров радиально распределены вокруг периметра насосно-компрессорной трубы.
12. Система по п.1, в которой модули штуцеров дополнительно содержат обратный клапан для, по существу, однонаправленного потока.
13. Способ для использования в скважине, имеющей множество изолированных зон и насосно-компрессорную трубу, содержащий следующие стадии: создание в каждой из двух или более изолированных зон группы модулей штуцеров для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и соответствующей изолированной зоной, при этом каждый модуль штуцера содержит соответствующий штуцер, удаляемый из модуля без разборки насосно-компрессорной трубы, и способен независимо управляться относительно других модулей штуцеров группы; при этом центральный перепускной канал блока модулей является независимым от штуцеров или размеров штуцеров, причем модули штуцеров расположены по периметру вокруг внешней части колонны насосно-компрессорной трубы; выбор одного или нескольких модулей штуцеров в, по меньшей мере, одной группе модулей штуцеров; конфигурирование выбранного одного или нескольких модулей штуцеров для перемещения текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и соответствующей изолированной зоной; закрытие перемещения текучей среды через один или несколько невыбранных модулей штуцеров.
14. Способ по п.13, дополнительно содержащий создание пары гидравлических линий в скважине и электрической линии, связанных с модулями штуцеров, при этом стадии конфигурирования и закрытия дополнительно содержат избирательное управление работой клапанов для управления перемещением текучей среды между гидравлическими линиями и модулями штуцеров, и каждый клапан связан с, по меньшей мере, одним из модулей штуцеров.
15. Способ по п.14, дополнительно содержащий закрытие перемещения текучей среды через все модули штуцеров, содержащее избирательное управление работой клапанов для одновременного закрытия перемещения текучей среды через один модуль штуцера в каждой зоне и повторение действия избирательного управления работой клапанов для одновременного закрытия перемещения текучей среды через один модуль штуцера в каждой зоне для различных комплектов модулей штуцеров до закрытия перемещения текучей среды через все модули штуцеров.
16. Способ по п.14, дополнительно содержащий открытие перемещения текучей среды через все модули штуцеров, содержащее избирательное управление работой клапанов для одновременного открытия перемещения текучей среды через один модуль штуцера в каждой зоне и повторение действия избирательного управления работой клапанов для одновременного открытия перемещения текучей среды через один модуль штуцера в каждой зоне для различных комплектов модулей штуцеров до открытия перемещения текучей среды через все модули штуцеров.
17. Способ по п.13, дополнительно содержащий расположение модулей штуцеров внецентренно по отношению к насосно-компрессорной трубе.
18. Способ по п.13, дополнительно содержащий распределение модулей штуцеров, по меньшей мере, частично вокруг внешней части насосно-компрессорной трубы.
19. Способ по п.13, дополнительно содержащий управление потоком через модули штуцеров для его прохода, по существу, в одном направлении.
20. Способ по п.13, дополнительно содержащий открытие перемещения текучей среды через все штуцера и последовательное закрытие невыбранных штуцеров для каждой зоны.
RU2009131113/03A 2008-08-15 2009-08-14 Платформа клапана-регулятора расхода RU2519241C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/192,640 US8186444B2 (en) 2008-08-15 2008-08-15 Flow control valve platform
US12/192,640 2008-08-15

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009131113A RU2009131113A (ru) 2011-02-20
RU2519241C2 true RU2519241C2 (ru) 2014-06-10

Family

ID=41680477

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009131113/03A RU2519241C2 (ru) 2008-08-15 2009-08-14 Платформа клапана-регулятора расхода

Country Status (3)

Country Link
US (1) US8186444B2 (ru)
BR (1) BRPI0903393A2 (ru)
RU (1) RU2519241C2 (ru)

Families Citing this family (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8037940B2 (en) * 2007-09-07 2011-10-18 Schlumberger Technology Corporation Method of completing a well using a retrievable inflow control device
US8056643B2 (en) * 2008-03-26 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation Systems and techniques to actuate isolation valves
US8517112B2 (en) * 2009-04-30 2013-08-27 Schlumberger Technology Corporation System and method for subsea control and monitoring
US8695710B2 (en) 2011-02-10 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
US8668012B2 (en) 2011-02-10 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US7926569B1 (en) * 2010-06-23 2011-04-19 Petroquip Energy Services, Llp Bypass device for wellbores
US9228423B2 (en) 2010-09-21 2016-01-05 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling flow in a wellbore
US9062530B2 (en) * 2011-02-09 2015-06-23 Schlumberger Technology Corporation Completion assembly
US8893811B2 (en) * 2011-06-08 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
US8899334B2 (en) 2011-08-23 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8701777B2 (en) 2011-08-29 2014-04-22 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fluid flow control system and method having dynamic response to local well conditions
SG194941A1 (en) * 2011-08-29 2013-12-30 Halliburton Energy Serv Inc Downhole fluid flow control system and method having dynamic response to local well conditions
NO334688B1 (no) * 2012-03-12 2014-05-12 Norali As Pumpe med trykkompensert ringromsvolum
US8991509B2 (en) 2012-04-30 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed activation activatable stimulation assembly
US20140000908A1 (en) * 2012-06-28 2014-01-02 Schlumberger Technology Corporation Actuating device and method
US9784070B2 (en) 2012-06-29 2017-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US10030513B2 (en) 2012-09-19 2018-07-24 Schlumberger Technology Corporation Single trip multi-zone drill stem test system
EP2900914B1 (en) 2012-09-26 2019-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Welbore sensing system and method of sensing in a wellbore
US9598952B2 (en) 2012-09-26 2017-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens
SG11201501844UA (en) 2012-09-26 2015-04-29 Halliburton Energy Services Inc Single trip multi-zone completion systems and methods
MX371144B (es) 2012-09-26 2020-01-20 Halliburton Energy Services Inc Tubo de esnorquel con barrera contra desechos para medidores electronicos colocados sobre tamices de arena.
US9163488B2 (en) 2012-09-26 2015-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple zone integrated intelligent well completion
AU2012391060B2 (en) 2012-09-26 2017-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method of placing distributed pressure gauges across screens
EP3441559B1 (en) 2012-09-26 2020-06-17 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
US8857518B1 (en) 2012-09-26 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip multi-zone completion systems and methods
US9212543B2 (en) 2013-02-01 2015-12-15 Maximum Erosion Mitigation Systems Ltd. Apparatus and methods for conducting well-related fluids
US9388664B2 (en) * 2013-06-27 2016-07-12 Baker Hughes Incorporated Hydraulic system and method of actuating a plurality of tools
US9051830B2 (en) * 2013-08-22 2015-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Two line operation of two hydraulically controlled downhole devices
US9328558B2 (en) 2013-11-13 2016-05-03 Varel International Ind., L.P. Coating of the piston for a rotating percussion system in downhole drilling
US9404342B2 (en) 2013-11-13 2016-08-02 Varel International Ind., L.P. Top mounted choke for percussion tool
US9562392B2 (en) 2013-11-13 2017-02-07 Varel International Ind., L.P. Field removable choke for mounting in the piston of a rotary percussion tool
US9415496B2 (en) 2013-11-13 2016-08-16 Varel International Ind., L.P. Double wall flow tube for percussion tool
US10677017B2 (en) 2013-12-05 2020-06-09 Schlumberger Technology Corporation System and methodology for utilizing a flow control valve
AU2015410688B2 (en) * 2015-10-02 2021-10-07 Halliburton Energy Services Inc. Setting valve configurations in a manifold system
US10435987B2 (en) * 2016-05-27 2019-10-08 Schlumberger Technology Corporation Flow control valve
BR112019002981A2 (pt) * 2016-09-22 2019-05-14 Halliburton Energy Services Inc sistema de sensor de posição para um sistema de poço, e, método para determinar uma posição de uma ferramenta de fundo de poço
US10961819B2 (en) * 2018-04-13 2021-03-30 Oracle Downhole Services Ltd. Downhole valve for production or injection
US11761300B2 (en) 2018-06-22 2023-09-19 Schlumberger Technology Corporation Full bore electric flow control valve system
US11702905B2 (en) 2019-11-13 2023-07-18 Oracle Downhole Services Ltd. Method for fluid flow optimization in a wellbore
US11591886B2 (en) 2019-11-13 2023-02-28 Oracle Downhole Services Ltd. Gullet mandrel

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6142237A (en) * 1998-09-21 2000-11-07 Camco International, Inc. Method for coupling and release of submergible equipment
RU32191U1 (ru) * 2003-05-26 2003-09-10 Соколовский Эдуард Владимирович Устройство для регулирования отбора жидкости в процессе эксплуатации скважины
RU2313659C1 (ru) * 2006-03-27 2007-12-27 Махир Зафар оглы Шарифов Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2537066A (en) * 1944-07-24 1951-01-09 James O Lewis Apparatus for controlling fluid producing formations
AU710376B2 (en) * 1995-02-09 1999-09-16 Baker Hughes Incorporated Computer controlled downhole tools for production well control
US6863129B2 (en) 1998-11-19 2005-03-08 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for providing plural flow paths at a lateral junction
US6325153B1 (en) * 1999-01-05 2001-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-valve fluid flow control system and method
US6276458B1 (en) * 1999-02-01 2001-08-21 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for controlling fluid flow
US6357525B1 (en) * 1999-04-22 2002-03-19 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for testing a well
US6321842B1 (en) 1999-06-03 2001-11-27 Schlumberger Technology Corp. Flow control in a wellbore
US6668935B1 (en) 1999-09-24 2003-12-30 Schlumberger Technology Corporation Valve for use in wells
US6298916B1 (en) 1999-12-17 2001-10-09 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for controlling fluid flow in conduits
US6598682B2 (en) 2000-03-02 2003-07-29 Schlumberger Technology Corp. Reservoir communication with a wellbore
US6899176B2 (en) * 2002-01-25 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US6776238B2 (en) * 2002-04-09 2004-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore
US7322422B2 (en) * 2002-04-17 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Inflatable packer inside an expandable packer and method
US7240739B2 (en) 2004-08-04 2007-07-10 Schlumberger Technology Corporation Well fluid control
US7331398B2 (en) 2005-06-14 2008-02-19 Schlumberger Technology Corporation Multi-drop flow control valve system
US7258323B2 (en) 2005-06-15 2007-08-21 Schlumberger Technology Corporation Variable radial flow rate control system
US7640990B2 (en) 2005-07-18 2010-01-05 Schlumberger Technology Corporation Flow control valve for injection systems
US7451825B2 (en) 2005-08-23 2008-11-18 Schlumberger Technology Corporation Annular choke
US7464761B2 (en) 2006-01-13 2008-12-16 Schlumberger Technology Corporation Flow control system for use in a well
US20090120647A1 (en) * 2006-12-06 2009-05-14 Bj Services Company Flow restriction apparatus and methods
US7422065B1 (en) * 2007-04-30 2008-09-09 Petroquip Energy Services, Llp System for controlling zones of fluid in and out of a wellbore
US8037940B2 (en) * 2007-09-07 2011-10-18 Schlumberger Technology Corporation Method of completing a well using a retrievable inflow control device
US7870906B2 (en) * 2007-09-25 2011-01-18 Schlumberger Technology Corporation Flow control systems and methods
US7866400B2 (en) * 2008-02-28 2011-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Phase-controlled well flow control and associated methods

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6142237A (en) * 1998-09-21 2000-11-07 Camco International, Inc. Method for coupling and release of submergible equipment
RU32191U1 (ru) * 2003-05-26 2003-09-10 Соколовский Эдуард Владимирович Устройство для регулирования отбора жидкости в процессе эксплуатации скважины
RU2313659C1 (ru) * 2006-03-27 2007-12-27 Махир Зафар оглы Шарифов Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0903393A2 (pt) 2010-06-29
US8186444B2 (en) 2012-05-29
RU2009131113A (ru) 2011-02-20
US20100038093A1 (en) 2010-02-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2519241C2 (ru) Платформа клапана-регулятора расхода
US8540019B2 (en) Fracturing system and method
US7849925B2 (en) System for completing water injector wells
RU2530810C2 (ru) Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали
CN103764939B (zh) 包含具有桥形网络的流体模块的井下流体流控制系统及其用法
US8215408B2 (en) Actuation system for well tools
US9523261B2 (en) High flow rate multi array stimulation system
RU2492318C2 (ru) Способ и устройство обработки ствола скважины текучей средой (варианты)
US9228423B2 (en) System and method for controlling flow in a wellbore
US9664015B2 (en) Fracturing system and method
US20230022332A1 (en) Asynchronous frac-to-frac operations for hydrocarbon recovery and valve systems
US20120138311A1 (en) Method and Apparatus for Single-Trip Time Progressive Wellbore Treatment
CA2760107A1 (en) Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment
NO333068B1 (no) Fremgangsmate for a styre stromningen av hydrokarbonfluid fra en produksjonssone inn i en produksjonsbronn og bronnverktoy for a styre stromningsmengden av fluid fra en undergrunns produksjonssone
US8794330B2 (en) Apparatus for single-trip time progressive wellbore treatment
US10704360B2 (en) Active flow control with dual line multizone hydraulic power distribution module
US10428619B2 (en) Active flow control with multizone hydraulic power distribution module
NO20200196A1 (en) Chemical injection system
EP2630328B1 (en) Fluid injection device
US20110220367A1 (en) Operational control of multiple valves in a well
CA2846755A1 (en) Fracturing system and method

Legal Events

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

Effective date: 20170815