RU2531978C2 - Устройство регулирования потока для установки в скважине (варианты) и способ регулирования потока - Google Patents
Устройство регулирования потока для установки в скважине (варианты) и способ регулирования потока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531978C2 RU2531978C2 RU2012157688/03A RU2012157688A RU2531978C2 RU 2531978 C2 RU2531978 C2 RU 2531978C2 RU 2012157688/03 A RU2012157688/03 A RU 2012157688/03A RU 2012157688 A RU2012157688 A RU 2012157688A RU 2531978 C2 RU2531978 C2 RU 2531978C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- chamber
- fluid
- end surfaces
- opposite end
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 37
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 6
- 230000004323 axial length Effects 0.000 claims description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 315
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 21
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 7
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 6
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- -1 steam Substances 0.000 description 2
- 241000208202 Linaceae Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 235000016639 Syzygium aromaticum Nutrition 0.000 description 1
- 244000223014 Syzygium aromaticum Species 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 210000001991 scapula Anatomy 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/206—Flow affected by fluid contact, energy field or coanda effect [e.g., pure fluid device or system]
- Y10T137/2087—Means to cause rotational flow of fluid [e.g., vortex generator]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/206—Flow affected by fluid contact, energy field or coanda effect [e.g., pure fluid device or system]
- Y10T137/2087—Means to cause rotational flow of fluid [e.g., vortex generator]
- Y10T137/2093—Plural vortex generators
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/206—Flow affected by fluid contact, energy field or coanda effect [e.g., pure fluid device or system]
- Y10T137/2087—Means to cause rotational flow of fluid [e.g., vortex generator]
- Y10T137/2109—By tangential input to axial output [e.g., vortex amplifier]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/206—Flow affected by fluid contact, energy field or coanda effect [e.g., pure fluid device or system]
- Y10T137/2229—Device including passages having V over T configuration
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Temperature-Responsive Valves (AREA)
- Rotary Pumps (AREA)
- Fluid-Damping Devices (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к регулированию сопротивления потоку в подземной скважине. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования сопротивления потоку флюида в скважине. Устройство регулирования потока в одном варианте имеет поверхность, образующую камеру и включающую боковую и противоположные торцевые поверхности, при этом наибольшее расстояние между противоположными торцевыми поверхностями меньше наибольшей протяженности противоположных торцевых поверхностей, первое отверстие в одной из торцевых поверхностей и второе отверстие в указанной поверхности, обособленное от первого отверстия, причем боковая поверхность предназначена для преобразования потока от второго отверстия в круговой поток, циркулирующий вокруг первого отверстия. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
Данная заявка является частичным продолжением предшествующей заявки США 12/792146, поданной 2 июня 2010 года. Данная заявка также связана с предшествующей заявкой США 12/700685, поданной 4 февраля 2010 года, которая является частичным продолжением предшествующей заявки США 12/542695, поданной 18 августа 2009 года. Полные описания этих предшествующих заявок в настоящем документе заменены данной ссылкой.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к способам и оборудованию, применяемым в технологических процессах, связанных с подземной скважиной, и согласно описанному ниже варианту, в частности, к регулированию сопротивления потоку в подземной скважине.
Уровень техники
Важнейшей задачей при добыче углеводородов скважинным способом является эффективное регулирование потока флюидов, поступающих из геологического пласта в ствол скважины. При эффективном регулировании может быть решен ряд задач, в том числе предотвращение образования водяного и газового конусов, минимизация выноса песка, минимизация выноса воды и/или газа, предельное повышение эффективности добычи нефти и/или газа, эффективное распределение продуктивных зон и т.п.
Основная задача обычно заключается в обеспечении равномерной подачи воды, пара, газа и т.д. через нагнетательную скважину во множество зон для равномерного распределения углеводородов в геологическом пласте во избежание преждевременного прорыва закачанного флюида к стволу продуктивной скважины. Таким образом, оптимальное регулирование потоков флюидов, поступающих из ствола скважины в геологический пласт, также характеризуется полезным эффектом в отношении функционирования нагнетательных скважин.
Таким образом, понятно, что с учетом вышеизложенного для решения задачи эффективного регулирования сопротивления потоку флюида в скважине желательно предложить решение, характеризующееся усовершенствованным уровнем техники, которое также может быть полезным при других обстоятельствах.
Раскрытие изобретения
Ниже приведено описание предложенной системы регулирования сопротивления потоку, характеризующейся усовершенствованным уровнем техники в сфере регулирования потока флюида в скважине. Ниже описан один вариант, в котором сопротивление потоку многокомпонентного флюида увеличивается, если нежелательная характеристика многокомпонентного флюида достигает определенного порогового уровня. Ниже описан другой вариант, в котором сопротивление потоку, протекающему через систему, увеличивается при уменьшении отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде.
Один аспект настоящего изобретения, обеспечивающий усовершенствование существующего уровня техники, состоит в создании системы регулирования сопротивления потоку для применения в подземных скважинах. Данная система может включать проточную камеру, через которую протекает многокомпонентный флюид. Камера содержит один или несколько входов, выход и одно или несколько приспособлений, препятствующих перенаправлению потока многокомпонентного флюида с круговой траектории, проходящей вокруг указанного выхода, на радиальную, проходящую к данному выходу.
Другой аспект настоящего изобретения состоит в том, что система регулирования сопротивления потоку для применения в подземной скважине может включать проточную камеру, через которую протекает многокомпонентный флюид. Камера содержит один или несколько входов, выход и одно или несколько приспособлений, препятствующих циркуляции потока многокомпонентного флюида вокруг указанного выхода.
Еще один аспект настоящего изобретения состоит в том, что система регулирования сопротивления потоку для применения в подземной скважине может включать проточную камеру, через которую в скважину поступает многокомпонентный флюид, причем камера содержит один или несколько входов, выход и одно или несколько приспособлений, препятствующих перенаправлению потока многокомпонентного флюида с круговой траектории, проходящей вокруг указанного выхода, на радиальную, проходящую к данному выходу.
Другой аспект настоящего изобретения состоит в том, что нижеописанная система регулирования сопротивления потоку может включать проточную камеру, содержащую выход и одно или несколько приспособлений, препятствующих перенаправлению потока многокомпонентного флюида к данному выходу. Направление поступающего в камеру потока многокомпонентного флюида изменяется в зависимости от отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде.
Еще один аспект настоящего изобретения состоит в том, что предложенная система регулирования сопротивления потоку может содержать устройство перенаправления потока, которое в зависимости от отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде пускает основной объем флюида по одной из множества траекторий. Система также включает проточную камеру, имеющую выход, первый вход, через который проходит первая из траекторий потока, второй вход, через который проходит вторая из траекторий потока, и одно или несколько приспособлений, препятствующих радиальному потоку многокомпонентного флюида, протекающему от второго входа к указанному выходу в большей степени, нежели радиальному потоку многокомпонентного флюида, протекающему от первого входа к указанному выходу.
В одном варианте устройство регулирования потока для установки в подземном стволе скважины может иметь внутреннюю поверхность, образующую внутреннюю камеру, причем внутренняя поверхность может включать боковую поверхность и противоположные торцевые поверхности, при этом наибольшее расстояние между противоположными торцевыми поверхностями меньше наибольшей протяженности противоположных торцевых поверхностей; первое отверстие в одной из торцевых поверхностей и второе отверстие во внутренней поверхности, отстоящее от первого отверстия, причем боковая поверхность предназначена для преобразования потока от второго отверстия в круговой поток, циркулирующий вокруг первого отверстия; и может далее иметь приспособление для изменения траектории потока, протекающего через внутреннюю камеру.
В другом варианте устройство регулирования потока для установки в подземном стволе скважины может включать цилиндроидальную камеру для приема поступающего через вход камеры потока и направления его к выходу камеры, причем наибольшая осевая протяженность цилиндроидальной камеры меньше наибольшей диаметральной протяженности цилиндроидальной камеры, при этом цилиндроидальная камера обеспечивает циркуляцию потока вокруг выхода камеры, а угол вращения зависит от характеристики входящего потока, протекающего через вход камеры, и может далее иметь приспособление для изменения траектории потока, протекающего через цилиндроидальную камеру.
Способ регулирования потока в подземном стволе скважины может включать прием потока цилиндроидальной камерой устройства регулирования потока в стволе скважины, причем цилиндроидальная камера содержит один или несколько входов, а наибольшая осевая протяженность цилиндроидальной камеры меньше наибольшей диаметральной протяженности цилиндроидальной камеры; направление потока посредством приспособления для изменения траектории потока в цилиндроидальной камере; обеспечение циркуляции потока, протекающего через цилиндроидальную камеру, вокруг выхода камеры, причем угол вращения зависит от характеристики входящего потока, протекающего через вход камеры.
Эти и другие признаки, преимущества и эффекты, понятные специалисту, следуют из подробного описания нижеприведенных вариантов осуществления изобретения и соответствующих чертежей, в которых одинаковые элементы на различных чертежах имеют одни и те же позиционные обозначения.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 показывает схематическое изображение частичного поперечного разреза скважинной системы, которая может быть построена на основе принципов настоящего изобретения.
Фиг.2 показывает увеличенное схематическое изображение поперечного разреза скважинного фильтра и системы регулирования сопротивления потоку, которые могут применяться в скважинной системе, приведенной на фиг.1.
Фиг.3 показывает схематический «развернутый» вид сверху одной конфигурации системы регулирования сопротивления потоку в разрезе по линии 3-3, изображенной на фиг.2.
Фиг.4A и 4B показывают схематические виды сверху другой конфигурации проточной камеры системы регулирования сопротивления потоку.
Фиг.5 показывает схематический вид сверху еще одной конфигурации проточной камеры.
Фиг.6A и 6B показывают схематические виды сверху еще одной конфигурации системы регулирования сопротивления потоку.
Фиг.7A-7H показывают схематические поперечные разрезы различных конфигураций проточной камеры, причем разрезы на фиг.7A-7G сделаны по линии 7-7, изображенной на фиг.4B, а разрез на фиг.7H сделан по линии 7H-7H, изображенной на фиг.7G.
Фиг.7I и 7J показывают схематические перспективные виды конфигураций приспособлений, которые могут использоваться в проточной камере системы регулирования сопротивления потоку.
Фиг.8A-11 показывают схематические виды сверху дополнительных конфигураций проточной камеры.
Осуществление изобретения
На фиг.1 показан пример скважинной системы 10, построенной на основе принципов настоящего изобретения. Как показано на фиг.1, ствол 12 скважины имеет в основном вертикальную необсаженную часть 14, проходящую вниз от обсадной трубы 16, а также в основном горизонтальную необсаженную часть 18, проходящую через геологический пласт 20.
В стволе 12 скважины устанавливается трубчатая колонна 22 (типа насосно-компрессорной колонны). В трубчатой колонне 22 во взаимном соединении находится множество фильтров 24, систем 25 регулирования сопротивления потоку и пакеров 26.
Пакеры 26 герметизируют кольцевое пространство 28, образованное в радиальном направлении между трубчатой колонной 22 и секцией 18 ствола скважины. При этом флюиды 30 могут поступать из множества интервалов или зон пласта 20 через изолированные между соседними пакерами 26 части кольцевого пространства 28.
Расположенные между каждыми двумя соседними пакерами 26 скважинный фильтр 24 и система 25 регулирования сопротивления потоку находятся во взаимном соединении с трубчатой колонной 22. В скважинном фильтре 24 происходит фильтрация флюидов 30, поступающих в трубчатую колонну 22 из кольцевого пространства 28. Система 25 регулирования сопротивления потоку оказывает ограничительное регулирующее воздействие на поток флюидов 30, поступающих в трубчатую колонну 22, в зависимости от определенных характеристик флюидов.
Необходимо отметить, что приведенная на чертежах и описанная в данном документе скважинная система 10 является всего лишь частным примером из множества скважинных систем, в которых могут быть применены принципы настоящего изобретения. Следует четко понимать, что принципы настоящего изобретения ни в коей мере не ограничиваются какими-либо особенностями скважинной системы 10 или ее элементами, приведенными на чертежах или описанными в настоящем документе.
Например, в рамках принципов данного изобретения ствол 12 скважины может не иметь в основном вертикальной части 14 или в основном горизонтальной части 18, а флюиды 30 могут не только извлекаться из пласта 20, но и, в других вариантах, могут нагнетаться в пласт, а также могут как нагнетаться в пласт, так и извлекаться из пласта и т.д.
Любой скважинный фильтр 24 и любая система 25 регулирования сопротивления потоку могут не располагаться между каждыми двумя соседними пакерами 26. Каждая отдельно взятая система 25 регулирования сопротивления потоку может не соединяться с отдельно взятым скважинным фильтром 24. Может использоваться любое количество, любая конфигурация и/или любое сочетание этих элементов.
Любая система 25 регулирования сопротивления потоку может не использоваться со скважинным фильтром 24. Например, при нагнетании флюида он может протекать через систему 25 регулирования сопротивления потоку, но при этом может не протекать через скважинный фильтр 24.
Необсаженные части 14, 18 ствола 12 скважины могут не содержать скважинные фильтры 24, системы 25 регулирования сопротивления потоку, пакеры 26 и любые другие элементы трубчатой колонны 22. Согласно принципам настоящего изобретения, любая часть ствола 12 скважины может быть обсадной или необсаженной, а любая часть трубчатой колонны 22 может располагаться в обсадной или необсаженной части ствола скважины.
Таким образом, следует четко понимать, что данное изобретение описывает создание и применение конкретных вариантов осуществления изобретения, но принципы настоящего изобретения не ограничиваются какими-либо особенностями этих вариантов. Напротив, принципы данного изобретения могут воплощаться во множестве других вариантов, построенных на основе информации, содержащейся в настоящем изобретении.
Специалистам понятно, что полезный эффект состоит в возможности регулирования потока флюидов 30, поступающих в трубчатую колонну 22 из каждой зоны пласта 20, например, для предотвращения образования в пласте водяного конуса 32 или газового конуса 34. Настоящий способ регулирования потока в скважине может использоваться для следующих целей (но не ограничивается этими целями): эффективное распределение зон для извлечения (или нагнетания) флюидов, минимизация выноса или нагнетания нежелательных флюидов, предельное повышение эффективности добычи или нагнетания желательных флюидов и т.п.
Варианты систем 25 регулирования сопротивления потоку, подробно описанные ниже, могут обеспечивать эти полезные эффекты путем увеличения сопротивления потоку при превышении определенного уровня скорости флюидов (например, для распределения потока между зонами, для предотвращения образования водяных или газовых конусов и т.д.), путем увеличения сопротивления потоку при падении вязкости или плотности флюидов ниже определенного уровня (например, для ограничения в нефтяной скважине потока нежелательного флюида, такого как вода или газ) и/или путем увеличения сопротивления потоку при превышении определенного уровня вязкости или плотности флюида (например, для минимизации нагнетания воды в паронагнетательную скважину).
Желательность или нежелательность флюида обуславливается целью производимой операции по извлечению или нагнетанию флюида. Например, если из скважины предполагается извлекать нефть, а не воду или газ, следовательно, нефть является желательным флюидом, а вода и газ - нежелательными флюидами. Если из скважины предполагается извлекать газ, а не воду или нефть, следовательно, газ является желательным флюидом, а вода и нефть - нежелательными флюидами. Если в пласт предполагается нагнетать пар, а не воду, следовательно, пар является желательным флюидом, а вода - нежелательным флюидом.
Необходимо отметить, что при уровнях температуры и давления в скважине газообразные углеводороды могут фактически находиться в полностью или частично жидкой фазе. Таким образом, следует понимать, что при использовании в данном документе слов «газ» и «газообразный» (с учетом их парадигм) в эти понятия входят сверхкритическая, жидкая и/или газообразная фазы вещества.
В варианте осуществления изобретения со ссылкой на фиг.2, на которой показан пример увеличенного изображения поперечного разреза одной из систем 25 регулирования сопротивления потоку и части одного из скважинных фильтров 24, многокомпонентный флюид 36 (который может включать один или несколько флюидов, таких как нефть и вода, жидкая вода и парообразная вода, нефть и газ, газ и вода, нефть, вода и газ и т.п.) поступает в скважинный фильтр 24, где проходит фильтрацию, и затем поступает на вход 38 системы 25 регулирования сопротивления потоку.
Многокомпонентный флюид может содержать один или несколько желательных или нежелательных флюидов. Многокомпонентный флюид может содержать воду и водяной пар. В другом варианте многокомпонентный флюид может содержать нефть, воду и/или газ.
Протекание многокомпонентного флюида 36 через систему 25 регулирования сопротивления потоку ограничивается в зависимости от одной или нескольких характеристик (таких как плотность, вязкость, скорость и др.) многокомпонентного флюида. Затем многокомпонентный флюид 36 выводится из системы 25 регулирования сопротивления потоку внутрь трубчатой колонны 22 через выход 40.
В других вариантах совместно с системой 25 регулирования сопротивления потоку скважинный фильтр 24 может не использоваться (например, при нагнетательных операциях); многокомпонентный флюид 36 может протекать через различные элементы скважинной системы 10 в противоположном направлении (например, при нагнетательных операциях); совместно с множеством скважинных фильтров может использоваться единственная система регулирования сопротивления потоку; совместно с одним или несколькими скважинными фильтрами может использоваться несколько систем регулирования сопротивления потоку; многокомпонентный флюид может извлекаться не из кольцевого пространства или трубчатой колонны, а из других областей скважины и подаваться не в кольцевое пространство или трубчатую колонну, а в другие области скважины; многокомпонентный флюид может протекать через систему регулирования сопротивлением потоку до попадания в скважинный фильтр; со скважинным фильтром и/или с системой регулирования сопротивления потоку со стороны входа или выхода могут находиться во взаимном соединении прочие компоненты и т.д. Таким образом, понятно, что принципы настоящего изобретения ни в коей степени не ограничиваются особенностями варианта, приведенного на фиг.2 и описанного в данном документе.
Несмотря на то, что скважинный фильтр 24, приведенный на фиг.2, известен специалистам и является фильтром с проволочной обмоткой, в других вариантах могут применяться фильтры иных типов и их сочетания (например, спеченный металлический фильтр, расширяемый фильтр, фильтр с набивкой, проволочная сетка и др.). Кроме того, при необходимости, могут использоваться дополнительные компоненты (защитные кожухи, трубчатые перемычки, кабели, измерительные средства, датчики, регуляторы притока и т.д.).
На фиг.2 приведено упрощенное изображение системы 25 регулирования сопротивления потоку, при этом, как подробно описано ниже, в предпочтительном варианте осуществления изобретения система может содержать различные каналы и устройства для выполнения разных функций. Кроме того, система 25 предпочтительно проходит в окружном направлении вокруг трубчатой колонны 22 или данная система может быть встроена в стенку трубчатой конструкции, являющейся частью трубчатой колонны и находящейся с ней во взаимном соединении.
В других вариантах система 25 может не проходить в окружном направлении вокруг трубчатой колонны или не быть встроенной в стенку трубчатой конструкции. Например, система 25 может быть сформирована в плоской конструкции и т.д. Система 25 может находиться в отдельной оболочке, прикрепленной к трубчатой колонне 22, или иметь такую ориентацию, при которой ось выхода 40 параллельна оси трубчатой колонны. Система 25 может находиться на каротажном кабеле или прикрепляться к устройству, имеющему нетрубчатую форму. Принципы данного изобретения могут быть воплощены при любой возможной ориентации или конфигурации системы 25.
На фиг.3 показан подробный разрез одного варианта системы 25. Система 25 изображена как бы «развернутой» на плоскости в окружном направлении.
Как сказано выше, многокомпонентный флюид 36 поступает в систему 25 через вход 38 и вытекает из нее через выход 40. Сопротивление потоку многокомпонентного флюида, протекающему через систему 25, регулируется в зависимости от одной или нескольких характеристик многокомпонентного флюида. Система 25, показанная на фиг.3, в общих чертах аналогична системе, показанной на фиг.23 предшествующей заявки 12/700685, ссылка на которую приведена выше в данном документе.
В варианте, изображенном на фиг.3, многокомпонентный флюид 36 изначально протекает через несколько каналов 42, 44, 46, 48, которые направляют многокомпонентный флюид 36 к двум устройствам 50, 52 перенаправления потока. Устройство 50 пускает основной поток флюида из каналов 44, 46, 48 по одной из двух траекторий 54, 56 протекания потока, а второе устройство 52 пускает основной поток флюида из каналов 42, 46, 48 по одной из двух траекторий 58, 60.
Канал 44 по своей конструкции оказывает большее сопротивление протеканию флюидов с повышенной вязкостью. Чем выше вязкость флюидов, протекающих через канал 44, тем большее сопротивление оказывается их протеканию.
Используемое в данном документе слово «вязкость» (с учетом его парадигмы) характеризует реологические свойства вещества, включающие его кинематическую вязкость, предел текучести, вязкопластичность, поверхностное натяжение, смачивающую способность и прочее.
Например, канал 44 может иметь относительно небольшую площадь сечения потока, данный канал может способствовать протеканию флюида по извилистой траектории, для увеличения сопротивления потоку флюида с повышенной вязкостью могут использоваться шероховатые поверхности или приспособления, препятствующие протеканию потока и т.п. При этом флюид с относительно низкой вязкостью может протекать через канал 44 при сравнительно малом сопротивлении его потоку.
Флюид, протекающий через канал 44, поступает в управляющий канал 64 устройства 50 перенаправления потока. На конце управляющего канала 64 имеется управляющее отверстие 66 с уменьшенной площадью сечения для увеличения скорости флюида, вытекающего из управляющего канала.
Канал 48 оказывает сопротивление потоку, практически не зависящее от вязкости протекающих через него флюидов, но при этом оказывает возрастающее сопротивление потоку флюидов, имеющих большую скорость и/или высокую плотность. Потоку флюидов, протекающих с большой скоростью через канал 48, может оказываться возрастающее сопротивление, величина которого, тем не менее, меньше сопротивления, оказываемого потоку этих флюидов, протекающих через канал 44.
В варианте, приведенном на фиг.3, флюид, протекающий через канал 48, перед попаданием в управляющий канал 68 устройства 50 перенаправления потока попадает в «циклонную» камеру 62. Камера 62 называется «циклонной», так как в данном случае она имеет цилиндрическую форму с выходом, расположенным в ее центре, а многокомпонентный флюид 36 под действием разницы давлений между выходом и входом двигается в данной камере по спирали с увеличивающейся скоростью по мере приближения к этому выходу. В других вариантах могут использоваться один или несколько таких компонентов как сопла, трубы Вентури, конусы и т.п.
На конце управляющего канала 68 имеется управляющее отверстие 70 с уменьшенной площадью сечения потока для увеличения скорости флюида, вытекающего из управляющего канала 68.
Понятно, что чем выше вязкость многокомпонентного потока 36, тем больше доля многокомпонентного флюида, протекающего через канал 48, управляющий канал 68 и управляющее отверстие 70 (вследствие большего сопротивления потоку флюида с высокой вязкостью, протекающего через канал 44, по сравнению с сопротивлением потоку, протекающему через канал 48 и циклонную камеру 62), а чем ниже вязкость многокомпонентного потока, тем больше доля многокомпонентного флюида, протекающего через канал 44, управляющий канал 64 и управляющее отверстие 66.
Флюид, протекающий через канал 46, также протекает через циклонную камеру 72, которая может быть похожей на циклонную камеру 62 (однако в предпочтительном варианте циклонная камера 72 оказывает меньшее сопротивление протекающему через нее потоку, нежели циклонная камера 62), после чего поступает в центральный канал 74. Циклонная камера 72 используется для «согласования общего сопротивления» с целью балансировки потоков, протекающих через каналы 44, 46, 48.
Следует отметить, что для достижения желаемых эффектов геометрические размеры и прочие характеристики различных компонентов системы 25 должны быть выбраны соответствующим образом. В варианте, показанном на фиг.3, желаемый эффект от действия устройства 50 перенаправления потока заключается в том, что поток основного объема многокомпонентного флюида 36, протекающего через каналы 44, 46, 48, направляется по траектории 54, если многокомпонентный флюид характеризуется существенно большим значением отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида.
В этом случае желательным флюидом является нефть, так ее вязкость выше, нежели вязкость воды или газа, поэтому при существенно большой доле нефти в многокомпонентном флюиде 36 основной объем многокомпонентного флюида 36, поступающего в устройство 50 перенаправления потока, пускается по траектории 54, а не по траектории 56. Такой результат достигается благодаря вытеканию флюида из управляющего отверстия 70 с большей интенсивностью или с большей скоростью, нежели у флюида, вытекающего из другого управляющего отверстия 66, что способствует пуску большей части флюида, вытекающего из каналов 64, 68, 74, по траектории 54.
Если вязкость многокомпонентного флюида 36 не достаточно высока (при этом отношение доли желательного флюида к доле нежелательного флюида ниже определенного уровня), основной объем многокомпонентного флюида 36, поступающего в устройство 50 перенаправления потока, пускается по траектории 56, а не по траектории 54. Такой результат достигается благодаря вытеканию флюида из управляющего отверстия 66 с большей интенсивностью или с большей скоростью, нежели у флюида, вытекающего из другого управляющего отверстия 70, что способствует пуску большей части флюида, вытекающего из каналов 64, 68, 74, по траектории 56.
Понятно, что при соответствующей конфигурации каналов 44, 46, 48, управляющих каналов 64, 68, управляющих отверстий 66, 70, циклонных камер 62, 72 и т.д. заданное отношение доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде 36, при котором устройство 50 пускает основной объем флюида по одной из траекторий 54 или 56, может быть любым.
По траекториям 54, 56 флюид направляется к соответствующим управляющим каналам 76, 78 второго устройства 52 перенаправления потока. На концах управляющих каналов 76, 78 находятся управляющие отверстия 80, 82. Из канала 42 флюид поступает в центральный канал 75.
Устройство 52 перенаправления потока действует аналогично устройству 50 перенаправления потока, при этом флюид, поступающий в устройство 52 через каналы 75, 76, 78, направляется по одной из траекторий 58, 60, причем выбор траектории обуславливается долей флюида, вытекающего из управляющих отверстий 80, 82. При протекании флюида через управляющее отверстие 80 с большей интенсивностью или с большей скоростью, нежели у флюида, протекающего через управляющее отверстие 82, основной объем многокомпонентного флюида 36 пускается по траектории 60. При протекании флюида через управляющее отверстие 82 с большей интенсивностью или с большей скоростью, нежели у флюида, протекающего через управляющее отверстие 80, основной объем многокомпонентного флюида 36 пускается по траектории 58.
Хотя в варианте системы 25 на фиг.3 приведены два устройства 50, 52 перенаправления потока, понятно, что для воплощения принципов изобретения может использоваться любое количество устройств перенаправления потока (в том числе одно). Устройства 50, 52, показанные на фиг.3, известны специалистам и являются струйными усилителями потока, однако, согласно принципам настоящего изобретения могут использоваться устройства перенаправления потока других типов (например, усилители потока нагнетательного типа, переключатели потока с двумя состояниями, пропорциональные усилители потока и др.).
Флюид, протекающий по траектории 58, поступает в проточную камеру 84 через вход 86, направляющий флюид в камеру в основном по касательной (например, камера 84 по форме напоминает цилиндр, а вход 86 ориентирован по касательной к боковой поверхности цилиндра). В результате, как схематически показано стрелкой 90 на фиг.3, флюид в камере 84 двигается по спирали и, в конечном итоге, вытекает через выход 40.
Флюид, протекающий по траектории 60, поступает в проточную камеру 84 через вход 88, направляющий флюид в большей степени прямо к выходу 40 (например, как схематически показано стрелкой 92 на фиг.3, в радиальном направлении). Понятно, что при протекании потока флюида, направленного в большей степени прямо к выходу 40, по сравнению с потоком флюида, направленным в меньшей степени прямо к данному выходу, при одинаковой скорости этих потоков расходуется меньше энергии.
Таким образом, протекание многокомпонентного флюида 36 в большей степени прямо к выходу 40 характеризуется меньшим сопротивлением, и наоборот, протекание многокомпонентного флюида 36 в меньшей степени прямо к выходу 40 характеризуется большим сопротивлением. Соответственно, при рассмотрении процессов, происходящих до выхода 40, поступление основного объема многокомпонентного флюида 36 в камеру 84 по траектории 60 через вход 88 характеризуется меньшим сопротивлением.
Если флюид выходит из управляющего отверстия 80 с большей интенсивностью или с большей скоростью, нежели флюид, выходящий из управляющего отверстия 82, основной объем флюида 36 протекает по траектории 60. Если основной объем флюида, выходящего из каналов 64, 68, 74, протекает по траектории 54, большая часть флюида вытекает из управляющего отверстия 80.
Если флюид выходит из управляющего отверстия 70 с большей интенсивностью или с большей скоростью, нежели флюид, выходящий из управляющего отверстия 66, основной объем флюида 36, выходящего из каналов 64, 68, 74, протекает по траектории 54. Если вязкость многокомпонентного флюида 36 превышает определенный уровень, большая часть флюида выходит из управляющего отверстия 70.
Таким образом, при повышенной вязкости многокомпонентного флюида 36 (и большем отношении доли желательного флюида к доле нежелательного флюида) потоку, протекающему через систему 25, оказывается меньшее сопротивление. При пониженной вязкости многокомпонентного флюида 36 потоку, протекающему через систему 25, оказывается большее сопротивление.
Потоку многокомпонентного флюида 36, в меньшей степени направленному прямо к выходу 40 (см. направление стрелки 90 на фиг.3), оказывается большее сопротивление. Таким образом, потоку оказывается большее сопротивление, если основной объем многокомпонентного флюида 36 поступает в камеру 84 по траектории 58 через вход 86.
Если флюид выходит из управляющего отверстия 82 с большей интенсивностью или с большей скоростью, нежели флюид, выходящий из управляющего отверстия 80, основной объем флюида 36 протекает по траектории 58. Если основной объем флюида, выходящего из каналов 64, 68, 74, протекает по траектории 56, а не по траектории 54, большая часть флюида выходит из управляющего отверстия 82.
Если флюид выходит из управляющего отверстия 66 с большей интенсивностью или с большей скоростью, нежели флюид, выходящий из управляющего отверстия 70, основной объем флюида, выходящего из каналов 64, 68, 74, протекает по траектории 56. Если вязкость многокомпонентного флюида 36 ниже определенного уровня, большая часть флюида выходит из управляющего отверстия 66.
Как описано выше, в силу своей конструкции система 25 оказывает меньшее сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36 с повышенной вязкостью и оказывает большее сопротивление потоку многокомпонентного флюида с пониженной вязкостью. Это характеризуется полезным эффектом при регулировании потока с пропусканием потока флюида с высокой вязкостью и ограничением потока флюида с низкой вязкостью (например, для извлечения в большей степени нефти и в меньшей степени воды и газа).
Если желательно пропускать поток флюида с низкой вязкостью и ограничивать поток флюида с высокой вязкостью (например, для извлечения в большей степени газа и в меньшей степени воды или для нагнетания в большей степени пара и в меньшей степени воды), система 25 может быть просто переконфигурирована. Например, входы 86, 88 необходимо поменять местами, при этом флюид, протекающий по траектории 58, должен направляться на вход 88, а флюид, протекающий по траектории 60, должен направляться на вход 86.
На фиг.4A и 4B приведен пример другой конфигурации проточной камеры 84, показанной отдельно от остальной части системы 25 регулирования сопротивления потоку. Проточная камера 84, изображенная на фиг.4A и 4B, в целом аналогична проточной камере, приведенной на фиг.3, а ее отличие состоит в том, что в данном случае камера содержит одно или несколько приспособлений 94. Как показано на фиг.4A и 4B, приспособление 94 может рассматриваться как единый блок, имеющий одно или несколько отверстий или один или несколько разрывов 96, а также как множество приспособлений, разделенных разрывами или отверстиями.
Приспособление 94 способствует циркуляции в камере 84 любой части многокомпонентного флюида 36, протекающего внутри камеры 84 по круговой траектории и имеющего относительно большую скорость, высокую плотность или низкую вязкость, при этом один или несколько разрывов 96 способствуют протеканию в большей степени прямого потока многокомпонентного флюида от входа 88 к выходу 40. Таким образом, если многокомпонентный флюид 36 поступает в камеру 84 через другой вход 86, он изначально циркулирует в ней вокруг выхода 40, а приспособление 94 при увеличении скорости и/или плотности многокомпонентного флюида и/или при уменьшении вязкости многокомпонентного флюида препятствует или оказывает возрастающее сопротивление изменению направления потока многокомпонентного флюида и его протеканию напрямую к выходу. При этом разрывы 96 способствуют формированию спиралевидной траектории движения многокомпонентного флюида к выходу 40.
На фиг.4A показано, что через вход 86 в камеру 84 поступает многокомпонентный флюид 36 с относительно большой скоростью, низкой вязкостью и/или высокой плотностью. Некоторый объем многокомпонентного флюида 36 также может поступать в камеру 84 через вход 88, но в данном варианте фактически основной объем многокомпонентного флюида протекает через вход 86 и при этом изначально направляется в камеру 84 по касательной (например, под нулевым углом к касательной к наружной окружности проточной камеры).
При поступлении в камеру 84 многокомпонентный флюид 36 изначально циркулирует вокруг выхода 40. На протяжении большей части траектории его движения вокруг выхода 40 приспособление 94 предотвращает или по меньшей мере препятствует перенаправлению потока многокомпонентного флюида 36 на радиальную траекторию протекания к данному выходу. При этом через разрывы 96 постепенно пропускаются части многокомпонентного флюида 36, двигающиеся по спирали радиально внутрь к выходу 40.
На фиг.4B показано, что через вход 88 в камеру 84 поступает многокомпонентный флюид 36 с относительно малой скоростью, высокой вязкостью и/или низкой плотностью. Некоторый объем многокомпонентного флюида 36 также может поступать в камеру 84 через вход 86, но в данном варианте фактически основной объем многокомпонентного флюида протекает через вход 88 и при этом направляется в камеру 84 радиально (например, под углом 90 градусов к касательной к наружной окружности проточной камеры).
Многокомпонентный флюид 36 проходит через один из разрывов 96 напрямую от входа 88 к выходу 40. Таким образом, в данном варианте приспособление 94 не оказывает существенного сопротивления или не препятствует радиальному потоку многокомпонентного флюида 36 к выходу 40.
При возникновении ситуации, при которой часть многокомпонентного потока 36 с относительно малой скоростью, высокой вязкостью и/или низкой плотностью должна циркулировать вокруг выхода 40, как показано на фиг.4B, разрывы 96 позволяют многокомпонентному флюиду быстро изменить траекторию потока и перенаправляют его в большей степени прямо к выходу. Действительно, при увеличении вязкости многокомпонентного флюида или при уменьшении плотности или скорости многокомпонентного флюида приспособления 94 оказывают возрастающее сопротивление круговому потоку многокомпонентного флюида 36 в камере 84, чем способствуют быстрому изменению траектории потока и протеканию его через разрывы 96.
Следует отметить, что приспособление 94 не обязательно должно иметь несколько разрывов 96, так как многокомпонентный флюид 36 может протекать в большей степени прямо от входа 88 к выходу 40 через единственный разрыв, причем единственный разрыв также может пропускать поток, движущийся от входа 86 по спирали радиально внутрь к выходу. Согласно принципам настоящего изобретения приспособление 94 может иметь любое количество разрывов 96 (или иных областей с малым сопротивлением радиальному потоку).
Кроме того, один из разрывов 96 необязательно должен располагаться непосредственно между входом 88 и выходом 40. Разрывы 96 в приспособлении 94 могут способствовать формированию в большей степени прямого потока многокомпонентного флюида 36 от входа 88 к выходу 40, даже если для протекания многокомпонентного флюида внутрь через один из разрывов требуется некоторая циркуляция потока многокомпонентного флюида вокруг данного приспособления.
Понятно, что по сравнению с вариантом, приведенным на фиг.4B, при одной и той же скорости потока в варианте, приведенном на фиг.4A, в большей степени круговой поток многокомпонентного флюида 36 характеризуется большим расходом энергии и, следовательно, большим сопротивлением потоку многокомпонентного флюида. Если желательным флюидом является нефть, а вода и/или газ являются нежелательными флюидами, понятно, что система 25 регулирования сопротивления потоку, приведенная на фиг.4A и 4B, оказывает меньшее сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36, характеризующегося повышенным отношением доли желательного флюида к доле нежелательного флюида, и оказывает большее сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36, характеризующегося пониженным отношением доли желательного флюида к доле нежелательного флюида.
На фиг.5 приведен пример другой конфигурации камеры 84, в которой камера 84 содержит четыре приспособления 94, равноотстоящих друг от друга и разделенных разрывами 96. В зависимости от требуемых эксплуатационных параметров системы 25 приспособления 94 могут быть разделены на равные или неравные участки.
На фиг.6A и 6B приведен пример другой конфигурации системы 25 регулирования сопротивления потоку, которая существенно отличается от системы 25 регулирования сопротивления потоку, показанной на фиг.3. Отличие данной системы состоит в том, что ее конструкция по меньшей мере проще и содержит значительно меньшее количество компонентов. Действительно, в конфигурации, изображенной на фиг.6A и 6B, между входом 38 и выходом 40 системы 25 находится только камера 84.
Камера 84, приведенная на фиг.6A и 6B, имеет только один вход 86. В камере 84 также содержатся приспособления 94.
На фиг.6A показано, что через вход 86 в камеру 84 поступает многокомпонентный флюид 36 с относительно большой скоростью, низкой вязкостью и/или высокой плотностью, и на его поток внутри камеры оказывает влияние приспособление 94. При этом многокомпонентный флюид 36 циркулирует в камере 84, двигаясь по спирали внутрь к выходу 40 и постепенно обтекая приспособление 94 через разрывы 96.
На фиг.6B показан многокомпонентный флюид 36 с малой скоростью, повышенной вязкостью и/или пониженной плотностью, который, поступая в камеру 84 через вход 86, может быстро изменить направление и протекать в большей степени прямо от входа к выходу через разрывы 96.
Понятно, что по сравнению с потоком многокомпонентного флюида, показанным в варианте на фиг.6B и направленным в большей степени прямо, при одной и той же скорости потока в варианте, приведенном на фиг.6A, в большей степени круговой поток многокомпонентного флюида 36 характеризуется большим расходом энергии и, следовательно, большим сопротивлением многокомпонентному потоку. Если желательным флюидом является нефть, а вода и/или газ являются нежелательными флюидами, понятно, что система 25 регулирования сопротивления потоку, приведенная на фиг.6A и 6B, оказывает меньшее сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36, характеризующегося повышенным отношением доли желательного флюида к доле нежелательного флюида, и оказывает большее сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36, характеризующегося пониженным отношением доли желательного флюида к доле нежелательного флюида.
Хотя в конфигурациях, приведенных на фиг.6A и 6B, для подачи многокомпонентного флюида 36 в камеру 84 используется единственный вход 86, в других вариантах при необходимости могут использоваться несколько входов. Многокомпонентный флюид 36 может поступать в камеру 84 через несколько входов одновременно или в произвольной последовательности. Например, несколько входов могут использоваться, если многокомпонентный флюид 36 характеризуется различными характеристиками (его компоненты имеют разные скорости, вязкости, плотности).
Приспособления 94 могут представлять собой одну или несколько лопаток, проходящих в окружном направлении и имеющих один или несколько разрывов 96. В ином случае или дополнительно, приспособление 94 может представлять собой одну или несколько выемок, выполненных в одной или нескольких стенках камеры 84 и проходящих в окружном направлении. Приспособление 94 может выступать внутрь и/или наружу относительно одной или нескольких стенок камеры 84. Таким образом, понятно, что согласно принципам настоящего изобретения может использоваться приспособление любого типа, оказывающее усиливающееся воздействие на поток многокомпонентного флюида 36 по поддержанию его циркуляции в камере 84 при увеличении скорости или плотности многокомпонентного флюида или при понижении вязкости многокомпонентного флюида; и/или оказывающее возрастающее сопротивление циркуляции многокомпонентного флюида в камере при уменьшении скорости или плотности многокомпонентного флюида или при повышении вязкости многокомпонентного флюида.
На фиг.7A-7J приведены несколько поясняющих схематически изображенных вариантов приспособления 94, причем на фиг.7A-7G показаны поперечные разрезы по линии 7-7, изображенной на фиг.4B. На данных чертежах показано, что существует множество возможных вариантов конструкции приспособления 94, причем понятно, что принципы настоящего изобретения не ограничиваются применением в камере 84 какой-либо конкретной конфигурации этих приспособлений.
На фиг.7A показано, что приспособление 94 представляет собой стенку или лопатку, проходящую между верхней и нижней (согласно приведенным чертежам) стенками 98, 100 камеры 84. Приспособление 94 в этом варианте блокирует поток многокомпонентного флюида 36, направленный от наружной области камеры 84 радиально внутрь, за исключением его части, протекающей через разрыв 96.
На фиг.7B показано, что приспособление 94 представляет собой стенку или лопатку, лишь частично проходящую между стенками 98, 100 камеры 84. Приспособление 94 в этом варианте не блокирует поток многокомпонентного флюида 36, направленный радиально внутрь, но препятствует изменению траектории потока в наружной части камеры 84 с круговой на радиальную.
Один вход (например, вход 88) может располагаться на такой высоте относительно стенок 98, 100 камеры, что многокомпонентный флюид 36, поступающий в камеру 84 через этот вход, фактически не набегает на приспособление 94 (например, протекает над или под этим приспособлением). Другой вход (например, вход 86) может располагаться на другой высоте, при этом многокомпонентный флюид 36, поступающий в камеру 84 через этот вход, фактически набегает на приспособление 94. Поток многокомпонентного флюида 36, набегающий на данное приспособление, испытывает большее сопротивление.
На фиг.7C показано приспособление 94, представляющее собой щетки, зубчики или жесткую проволоку и оказывающее сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36, направленному от наружной области камеры 84 радиально внутрь. В данном варианте приспособление 94 может проходить целиком или частично между стенками 98, 100 камеры 84 и может проходить внутрь от обеих стенок.
На фиг.7D показано приспособление 94, представляющее собой множество выемок и выступов, проходящих в окружном направлении и оказывающих сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36, протекающему радиально внутрь. В камере 84 могут содержаться или только выемки, или только выступы, или выемки и выступы. Если в камере 84 содержатся только выемки, приспособление 94 может вообще не выступать внутрь камеры 84.
На фиг.7E показано приспособление 94, представляющее собой множество волн, находящихся на стенках 98, 100 камеры 84 и проходящих в окружном направлении. Аналогично конфигурации, приведенной на фиг.7D, волны имеют выемки и выступы, но в других вариантах данные волны могут иметь или только выемки, или только выступы, или выемки и выступы. Если в камере 84 содержатся только выемки, приспособление 94 может вообще не выступать внутрь камеры 84.
На фиг.7F показано приспособление 94, представляющее собой перегородки или лопатки, проходящие в окружном направлении, но смещенные радиально, и выдающиеся внутрь от стенок 98, 100 камеры 84. Согласно принципам настоящего изобретения количество, расположение и/или конфигурации перегородок или лопаток могут быть разными.
На фиг.7G и 7H показано приспособление 94, представляющее собой перегородку или лопатку, выдающуюся внутрь от стенки 100 камеры и имеющую другую лопатку 102, способствующую осевому перенаправлению потока многокомпонентного флюида 36 относительно выхода 40. Например, при определенном расположении лопатка 102 направляет многокомпонентный флюид 36 по осевой траектории от выхода 40 или к выходу 40.
При определенном расположении лопатка 102 способствует перемешиванию многокомпонентного флюида 36, поступающего из нескольких входов, увеличивает сопротивление циркуляции потока флюида в камере 84 и/или оказывает сопротивление потоку на различных смещенных вдоль оси уровнях камеры и т.д. Согласно принципам настоящего изобретения количество, расположение и/или конфигурации лопаток 102 могут быть разными.
Лопатка 102 может оказывать большее сопротивление круговому потоку флюидов с повышенной вязкостью и быстрее перенаправлять их к выходу 40. Таким образом, приспособление 94 оказывает возрастающее сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36 с повышенной скоростью, повышенной плотностью или пониженной вязкостью, протекающему радиально внутрь к выходу 40, а лопатка 102 может оказывать возрастающее сопротивление круговому потоку многокомпонентного флюида с повышенной вязкостью.
Один вход (например, вход 88) может располагаться на такой высоте относительно стенок 98, 100 камеры, что многокомпонентный флюид 36, поступающий в камеру 84 через этот вход, фактически не набегает на приспособление 94 (например, протекает над или под этим приспособлением). Другой вход (например, вход 86) может располагаться на другой высоте, при этом многокомпонентный флюид 36, поступающий в камеру 84 через этот вход, фактически набегает на приспособление 94.
На фиг.7I показано приспособление 94, представляющее собой цельную цилиндрическую стенку с разрывами 96, распределенными по стенке у ее верхней и нижней кромок и расположенными поочередно. Приспособление 94 может находиться между стенками 98, 100 камеры 84.
На фиг.7J показано приспособление 94, представляющее собой цельную цилиндрическую стенку, аналогичную стенке, приведенной на фиг.7I, и отличающуюся тем, что разрывы 96 распределены по стенке между ее верхней и нижней кромками.
На фиг.8A-11 показаны примеры дополнительных конфигураций проточной камеры 84 и содержащихся в ней приспособлений 94. Подразумевается, что могут использоваться различные конфигурации без отклонения от сути настоящего изобретения, принципы которого не ограничиваются какими-либо конкретными примерами, описанными в данном документе и представленными на чертежах.
На фиг.8A показана камера 84 с двумя входами 86, 88, в общих чертах аналогичная камере, изображенной на фиг.4A-5. Основной поток многокомпонентного флюида 36 с относительно большой скоростью, низкой вязкостью и/или высокой плотностью поступает в камеру 84 через вход 86 и циркулирует вокруг выхода 40. Приспособления 94 оказывают сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36, направленному радиально внутрь к выходу 40.
На фиг.8B показано, что основной поток многокомпонентного флюида 36 с относительно малой скоростью, высокой вязкостью и/или низкой плотностью поступает в камеру 84 через вход 88. Одно из приспособлений 94 препятствует протеканию прямого потока многокомпонентного флюида 36 от входа 88 к выходу 40, при этом многокомпонентный флюид может быстро изменить направление и начать обтекать каждое из этих приспособлений. Таким образом, система 25 оказывает меньшее сопротивление потоку в случае, показанном на фиг.8B, нежели в случае, изображенном на фиг.8A.
На фиг.9A показана камера 84 с одним входом 86, в общих чертах аналогичная камере, изображенной на фиг.6A и 6B. Многокомпонентный флюид 36 с относительно большой скоростью, низкой вязкостью и/или высокой плотностью поступает в камеру 84 через вход 86 и циркулирует вокруг выхода 40. Приспособление 94 оказывает сопротивление потоку многокомпонентного флюида 36, направленному радиально внутрь к выходу 40.
На фиг.9B показан многокомпонентный флюид 36 с относительно малой скоростью, высокой вязкостью и/или низкой плотностью, поступающий в камеру 84 через вход 86. Приспособление 94 препятствует протеканию прямого потока многокомпонентного флюида 36 от входа 88 к выходу 40, при этом многокомпонентный флюид может быстро изменить направление и начать обтекать каждое из этих приспособлений, протекая через разрыв 96 к выходу. Таким образом, в случае, показанном на фиг.9B, система 25 оказывает меньшее сопротивление потоку, нежели в случае, изображенном на фиг.9A.
Утверждается, что путем препятствования потоку многокомпонентного флюида 36 с относительно малой скоростью, высокой вязкостью и/или низкой плотностью, протекающему прямо к выходу 40 от входа 88 (см. фиг.8B) или от входа 86 (см. фиг.9B), радиальная скорость потока многокомпонентного флюида, направленная к выходу, может быть уменьшена без существенного увеличения сопротивления протоку в системе 25.
На фиг.10 и 11 показана камера 84 с двумя входами 86, 88, в общих чертах аналогичная конфигурации, изображенной на фиг.4A-5. Поток многокомпонентного флюида 36, по меньшей мере изначально поступающего в камеру 84 через вход 86, циркулирует вокруг выхода 40, причем многокомпонентный флюид, поступающий в камеру через вход 88, протекает в большей степени прямо к выходу.
На фиг.10 показано множество чашеобразных приспособлений 94, распределенных по камере 84, на фиг.11 показано множество приспособлений, находящихся в этой камере. Приспособления 94 могут оказывать возрастающее сопротивление циркуляции вокруг выхода 40 многокомпонентного потока 36 с пониженной скоростью, повышенной вязкостью и/или пониженной плотностью. Таким образом, приспособления 94 могут стабилизировать поток флюида с относительно малой скоростью, высокой вязкостью и/или низкой плотностью, протекающего в камере 84, даже несмотря на то, что они не оказывают существенного сопротивления циркуляции вокруг выхода 40 флюида с относительно большой скоростью, низкой вязкостью и/или высокой плотностью.
В отношении приспособлений 94 в камере 84 существует множество других возможных вариаций их размещения, конфигурации, количества и проч. Например, приспособления 94 могут иметь аэродинамическую или цилиндрическую поверхность, могут содержать канавки, ориентированные радиально относительно выхода 40, и т.д. Согласно принципам изобретения могут использоваться любые конфигурации, способы расположения и/или сочетания приспособлений 94.
На основе вышеизложенного понятно, что настоящим изобретением предложено несколько вариантов для улучшения уровня техники в области регулирования потока флюидов в подземной скважине. Различные конфигурации вышеописанной системы 25 регулирования сопротивления потоку позволяют обеспечить управление желательными и нежелательными флюидами в скважине без применения сложных, дорогостоящих или потенциально ненадежных механизмов. При этом система 25 характеризуется простотой и дешевизной в отношении изготовления, эксплуатации и технического обслуживания, а также является надежной в эксплуатации.
Вышеописанным изобретением в области соответствующего уровня техники предложена система 25 регулирования сопротивления потоку флюидов в подземной скважине. Система 25 включает проточную камеру 84, через которую протекает многокомпонентный флюид 36. Камера 84 содержит один или несколько входов 86, 88, выход 40 и одно или несколько приспособлений 94, препятствующих перенаправлению потока многокомпонентного флюида 36 с круговой траектории, проходящей вокруг выхода 40, на радиальную, проходящую к выходу 40.
Многокомпонентный флюид 36 может поступать в скважину через проточную камеру 84.
Приспособление 94 может оказывать возрастающее сопротивление перенаправлению потока многокомпонентного флюида 36 с круговой траектории, проходящей вокруг выхода 40, на радиальную, проходящую к выходу 40, под действием одного или нескольких следующих факторов: а) повышенная скорость многокомпонентного флюида 36, б) пониженная вязкость многокомпонентного флюида 36, в) повышенная плотность многокомпонентного флюида 36, г) пониженное отношение доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде 36, д) уменьшенный угол входа многокомпонентного флюида 36 в камеру 84 и е) более интенсивное набегание многокомпонентного флюида 36 на приспособление 94.
Приспособление 94 может иметь один или несколько разрывов 96, благодаря которым многокомпонентный флюид 36 может изменять направление и протекать от входов 86, 88 в большей степени прямо к выходу 40.
Один или несколько указанных входов могут представлять собой по меньшей мере первый и второй входы, причем по сравнению со вторым входом 86 первый вход 88 направляет многокомпонентный флюид 36 в большей степени прямо к выходу 40 камеры 84.
По меньшей мере один или несколько указанных входов могут представлять собой единственный вход 86.
Приспособление 94 может представлять собой одну или несколько лопаток и выемок.
Приспособление 94 может выступать по меньшей мере внутрь и наружу относительно стенок 98, 100 камеры 84.
Многокомпонентный флюид 36 может вытекать из камеры 84 через выход 40 в направлении, изменяемом в зависимости от отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде 36.
Многокомпонентный флюид 36 может протекать от входа 86, 88 в большей степени прямо к выходу 40 при повышении вязкости многокомпонентного флюида 36, при уменьшении скорости многокомпонентного флюида 36, при понижении плотности многокомпонентного флюида 36, при увеличении отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде 36 и/или при увеличении угла входа многокомпонентного флюида 36.
Приспособление 94 может уменьшать или увеличивать скорость многокомпонентного флюида 36, протекающего от входа 86 к выходу 40.
Вышеописанным изобретением в области соответствующего уровня техники также предложена система 25 регулирования сопротивления потоку флюидов, содержащая проточную камеру 84, через которую протекает многокомпонентный флюид 36. Камера 84 содержит один или несколько входов 86, 88, выход 40 и одно или несколько приспособлений 94, препятствующих циркуляции потока многокомпонентного флюида 36 вокруг выхода 40.
Выше также описана система 25 регулирования сопротивления потоку, предназначенная для применения в подземной скважине, причем данная система включает проточную камеру 84, содержащую выход 40 и одно или несколько приспособлений 94, препятствующих перенаправлению потока многокомпонентного флюида 36 к выходу 40. Направление поступающего в камеру 84 потока многокомпонентного флюида 36 изменяется в зависимости от отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде 36.
Многокомпонентный флюид 36 может вытекать из камеры через выход 40 в направлении, изменяющемся в зависимости от отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде 36.
Приспособление 94 может препятствовать перенаправлению потока многокомпонентного флюида 36 с круговой траектории, проходящей вокруг выхода 40, на радиальную, проходящую к выходу 40.
Разрыв 96 в приспособлении 94 может пропускать поток многокомпонентного флюида 36 от первого входа 88 прямо к выходу 40. В одном из вышеописанных вариантов камера 84 имеет только один вход 86.
Приспособление 94 может представлять собой лопатку или выемку. Приспособление 94 может выступать внутрь или наружу относительно одной или нескольких стенок 98, 100 камеры 84.
Многокомпонентный флюид 36 может протекать от входа 86 камеры 84 в большей степени прямо к выходу 40 при повышении вязкости многокомпонентного флюида 36, при уменьшении скорости многокомпонентного флюида 36, при повышении плотности многокомпонентного флюида 36, при увеличении отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде 36, при увеличении угла входа многокомпонентного флюида 36 и/или при уменьшении интенсивности набегания многокомпонентного флюида 36 на приспособление 94.
Приспособление 94 может способствовать продолжению кругового движения частей многокомпонентного флюида 36, циркулирующего вокруг выхода 40. Предпочтительно, что приспособление 94 препятствует перенаправлению потока многокомпонентного флюида 36 с круговой траектории, проходящей вокруг выхода 40, на радиальную, проходящую к выходу 40.
В вышеописанном изобретении предложена система 25 регулирования сопротивления потоку, включающая проточную камеру 84, через которую протекает многокомпонентный флюид 36. Камера 84 имеет один или несколько входов 86, 88, выход 40 и одно или несколько приспособлений 94, препятствующих перенаправлению потока многокомпонентного флюида 36 с круговой траектории, проходящей вокруг выхода 40, на радиальную, проходящую к выходу 40.
В вышеприведенном изобретении также описана система 25 регулирования сопротивления потоку, включающая устройство 52 перенаправления потока, которое на основе отношения доли желательного флюида к доле нежелательного флюида в многокомпонентном флюиде 36 пускает основной объем флюида по одной из траекторий 58, 60. Проточная камера 84 системы 25 имеет выход 40, первый вход 88, через который проходит первая траектория 60 потока, второй вход 86, через который проходит вторая траектория 58 потока, и одно или несколько приспособлений 94, препятствующих радиальному потоку многокомпонентного флюида 36, протекающему от второго входа 86 к выходу 40 в большей степени, нежели радиальному потоку многокомпонентного флюида 36, протекающему от первого входа 88 к выходу 40.
Устройство регулирования потока (например, система 25 регулирования сопротивления потоку) для установки в подземном стволе 12 скважины может иметь внутреннюю поверхность 98, 100, 110, образующую внутреннюю камеру 84, причем внутренняя поверхность может включать боковую поверхность 110 и противоположные торцевые поверхности (например, стенки 98, 100), при этом наибольшее расстояние между противоположными торцевыми поверхностями меньше наибольшей протяженности противоположных торцевых поверхностей; первое отверстие (например, выход 40) в одной из торцевых поверхностей (например, в стенке 100) и второе отверстие (например, вход 86) во внутренней поверхности, обособленное от первого отверстия, причем боковая поверхность 110 предназначена для преобразования потока от второго отверстия 86 в круговой поток, циркулирующий вокруг первого отверстия 40; и может далее иметь приспособление для изменения траектории потока (например, приспособление 94), протекающего через внутреннюю камеру 84.
Приспособление 94 для изменения траектории потока может использоваться для преобразования потока, поступающего через второе отверстие 86, в круговой поток, циркулирующий вокруг первого отверстия 40. Приспособление 94 для изменения траектории потока может использоваться для пропускания потока, поступающего через второе отверстие 86, прямо к первому отверстию 40.
Первое отверстие 40 может представлять собой выход из внутренней камеры 84, а второе отверстие 86 может представлять собой вход во внутреннюю камеру 84.
Приспособление 94 для изменения траектории потока может содержать внутреннюю стенку (например, см. вариант, приведенный на фиг.7F), проходящую по меньшей мере от одной из противоположных торцевых поверхностей 98, 100. Внутренняя стенка может проходить от одной из противоположных торцевых поверхностей (например, от одной стенки 98 до второй стенки 100, как показано в варианте, приведенном на фиг.7J). Внутренняя стенка может проходить от одной из противоположных торцевых поверхностей, при этом между верхней частью внутренней стенки и второй из противоположных торцевых поверхностей имеется зазор (например, см. вариант, приведенный на фиг.7F).
Приспособление 94 для изменения траектории потока может содержать первую лопатку 102, проходящую от одной из противоположных торцевых поверхностей (например, от стенки 98 или 100), и вторую лопатку 102, проходящую от второй из противоположных торцевых поверхностей.
Приспособление 94 для изменения траектории потока может содержать один или несколько компонентов, таких как щетки, зубчики или жесткие проволоки, проходящих от одной из противоположных торцевых поверхностей 98, 100; выемки, выполненные в одной или обеих противоположных торцевых поверхностях 98, 100; волны, выполненные на одной или обеих противоположных торцевых поверхностях 98, 100; и/или лопатку 102.
Устройство регулирования потока (например, система 25 регулирования сопротивления потоку) для установки в подземном стволе 12 скважины может включать цилиндроидальную камеру 84 для приема поступающего через вход 86 камеры потока и направления его к выходу 40 камеры, причем наибольшая осевая протяженность а (см. фиг.7G) цилиндроидальной камеры 84 меньше наибольшей диаметральной протяженности D цилиндроидальной камеры 84, при этом цилиндроидальная камера 84 обеспечивает циркуляцию потока вокруг выхода 40 камеры, а угол вращения зависит от характеристики входящего потока, протекающего через вход 86 камеры; и включает приспособление 94 для изменения траектории потока, протекающего через цилиндроидальную камеру 84.
Угол вращения может зависеть от плотности входящего потока, от вязкости входящего потока и/или от скорости входящего потока.
Увеличение угла вращения может приводить к увеличению сопротивления потоку между внутренним пространством устройства 25 и наружной средой, а уменьшение угла вращения может приводить к уменьшению сопротивления потоку между внутренним пространством устройства 25 и наружной средой.
Угол вращения может зависеть от пространственного расположения приспособления 94 для изменения траектории потока, содержащегося в цилиндроидальной камере 84, относительно вектора направления входящего потока, протекающего через вход 86 камеры.
Цилиндроидальная камера 84 может иметь форму цилиндра. Цилиндроидальная камера 84 может иметь боковую поверхность 110 и противоположные торцевые поверхности 98, 100, причем боковая поверхность 110 может быть перпендикулярна обеим противоположным торцевым поверхностям 98, 100.
Способ регулирования потока в подземном стволе 12 скважины может включать прием потока цилиндроидальной камерой 84 устройства 25 регулирования потока в стволе 12 скважины, причем цилиндроидальная камера 84 содержит один или несколько входов 86, 88, а наибольшая осевая протяженность а цилиндроидальной камеры 84 меньше наибольшей диаметральной протяженности D цилиндроидальной камеры 84; направление потока посредством приспособления 94 для изменения траектории потока в цилиндроидальной камере 84; обеспечение циркуляции потока, протекающего через цилиндроидальную камеру 84, вокруг выхода 40 камеры, причем угол вращения зависит от характеристики входящего потока, протекающего через один или несколько входов 86, 88 камеры.
Циркуляция потока может осуществляться путем увеличения угла вращения в зависимости от вязкости входящего потока, путем увеличения угла вращения в зависимости от скорости входящего потока и/или путем увеличения угла вращения в зависимости от плотности входящего потока.
Направление потока посредством приспособления 94 для изменения траектории потока может осуществляться путем увеличения или уменьшения угла вращения в зависимости от характеристики входящего потока, протекающего через один или несколько входов 86, 88 камеры, и/или путем пропускания по меньшей мере части потока прямо от одного или нескольких входов 86, 88 камеры к выходу 40 камеры.
Циркуляция потока может осуществляться путем увеличения угла вращения, что в свою очередь может увеличивать сопротивление потоку, протекающему через цилиндроидальную камеру 84.
Следует понимать, что различные варианты, описанные выше, могут применяться в разного рода пространственной ориентации, в том числе наклонной, перевернутой, горизонтальной, вертикальной и т.п., а также в разных конфигурациях без отклонения от сути настоящего изобретения. Варианты осуществления изобретения, приведенные на чертежах, изображены и описаны только в качестве примеров практического применения принципов настоящего изобретения, которые не ограничиваются какими-либо конкретными особенностями данных вариантов осуществления изобретения.
Безусловно, на основе тщательного ознакомления с вышеприведенным описанием вариантов осуществления изобретения специалисту понятно, что отдельные компоненты данных конкретных вариантов осуществления изобретения могут быть модифицированы, дополнены, заменены, исключены, а также в данные конкретные варианты осуществления изобретения могут быть внесены другие изменения в рамках принципов настоящего изобретения. Соответственно, вышеприведенное описание используется в качестве примера и предназначено для более ясного понимания сути изобретения, причем суть и объем настоящего изобретения ограниваются исключительно признаками, указанными в формуле изобретения, и эквивалентными признаками.
Claims (27)
1. Устройство регулирования потока для установки в подземном стволе скважины, содержащее внутреннюю поверхность, образующую внутреннюю камеру, причем внутренняя поверхность включает боковую поверхность и противоположные торцевые поверхности, при этом наибольшее расстояние между противоположными торцевыми поверхностями меньше наибольшей протяженности противоположных торцевых поверхностей; первое отверстие в одной из торцевых поверхностей; второе отверстие во внутренней поверхности, отстоящее от первого отверстия, причем боковая поверхность выполнена с возможностью преобразования потока от второго отверстия в круговой поток, циркулирующий вокруг первого отверстия; и приспособление для изменения траектории потока, протекающего через внутреннюю камеру.
2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что приспособление для изменения траектории потока выполнено с возможностью преобразования потока от второго отверстия в круговой поток, циркулирующий вокруг первого отверстия.
3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что приспособление для изменения траектории потока выполнено с возможностью пропускания потока от второго отверстия прямо к первому отверстию.
4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что первое отверстие представляет собой выход из внутренней камеры, а второе отверстие представляется собой вход во внутреннюю камеру.
5. Устройство по п.1, отличающееся тем, что приспособление для изменения траектории потока содержит внутреннюю стенку, проходящую по меньшей мере от одной из противоположных торцевых поверхностей.
6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что внутренняя стенка проходит от одной из противоположных торцевых поверхностей до второй из противоположных торцевых поверхностей.
7. Устройство по п.5, отличающееся тем, что внутренняя стенка проходит от одной из противоположных торцевых поверхностей, при этом между верхней частью внутренней стенки и второй из противоположных торцевых поверхностей имеется зазор.
8. Устройство по п.1, отличающееся тем, что приспособление для изменения траектории потока содержит первую лопатку, проходящую от одной из противоположных торцевых поверхностей, и вторую лопатку, проходящую от второй из противоположных торцевых поверхностей.
9. Устройство по п.1, отличающееся тем, что приспособление для изменения траектории потока содержит один или более компонентов, таких как щетки, зубчики или жесткие проволоки, проходящих от одной из противоположных торцевых поверхностей.
10. Устройство по п.1, отличающееся тем, что приспособление для изменения траектории потока содержит выемки, выполненные в одной или обеих противоположных торцевых поверхностях.
11. Устройство по п.1, отличающееся тем, что приспособление для изменения траектории потока содержит волны, выполненные на одной или обеих противоположных торцевых поверхностях.
12. Устройство по п.1, отличающееся тем, что приспособление для изменения траектории потока содержит лопатку.
13. Устройство регулирования потока для установки в подземном стволе скважины, включающее цилиндроидальную камеру для приема поступающего через вход камеры потока и направления его к выходу камеры, причем наибольшая осевая протяженность цилиндроидальной камеры меньше наибольшей диаметральной протяженности цилиндроидальной камеры, при этом цилиндроидальная камера обеспечивает циркуляцию потока вокруг выхода камеры, а угол вращения зависит от характеристики входящего потока, поступающего через вход камеры; и приспособление для изменения траектории потока, протекающего через цилиндроидальную камеру.
14. Устройство по п.13, отличающееся тем, что угол вращения зависит от плотности входящего потока.
15. Устройство по п.13, отличающееся тем, что угол вращения зависит от вязкости входящего потока.
16. Устройство по п.13, отличающееся тем, что угол вращения зависит от скорости входящего потока.
17. Устройство по п.13, отличающееся тем, что увеличение угла вращения приводит к увеличению сопротивления потоку между внутренним пространством устройства и наружной средой, а уменьшение угла вращения приводит к уменьшению сопротивления потоку между внутренним пространством устройства и наружной средой.
18. Устройство по п.13, отличающееся тем, что угол вращения зависит от пространственного расположения приспособления для изменения траектории потока, содержащегося в цилиндроидальной камере, относительно вектора направления входящего потока, протекающего через вход камеры.
19. Устройство по п.13, отличающееся тем, что цилиндроидальная камера имеет форму цилиндра.
20. Устройство по п.13, отличающееся тем, что цилиндроидальная камера имеет боковую поверхность и противоположные торцевые поверхности, причем боковая поверхность перпендикулярна обеим противоположным торцевым поверхностям.
21. Способ регулирования потока в подземном стволе скважины, включающий следующие этапы:
прием потока цилиндроидальной камерой устройства регулирования потока в стволе скважины, причем цилиндроидальная камера имеет вход, а наибольшая осевая протяженность цилиндроидальной камеры меньше наибольшей диаметральной протяженности цилиндроидальной камеры;
направление потока посредством приспособления для изменения траектории потока в цилиндроидальной камере; и
обеспечение циркуляции потока, протекающего через цилиндроидальную камеру, вокруг выхода камеры, причем угол вращения зависит от характеристики входящего потока, протекающего через вход камеры.
прием потока цилиндроидальной камерой устройства регулирования потока в стволе скважины, причем цилиндроидальная камера имеет вход, а наибольшая осевая протяженность цилиндроидальной камеры меньше наибольшей диаметральной протяженности цилиндроидальной камеры;
направление потока посредством приспособления для изменения траектории потока в цилиндроидальной камере; и
обеспечение циркуляции потока, протекающего через цилиндроидальную камеру, вокруг выхода камеры, причем угол вращения зависит от характеристики входящего потока, протекающего через вход камеры.
22. Способ по п.21, отличающийся тем, что циркуляцию потока осуществляют путем увеличения угла вращения в зависимости от вязкости входящего потока.
23. Способ по п.21, отличающийся тем, что циркуляцию потока осуществляют путем увеличения угла вращения в зависимости от скорости входящего потока.
24. Способ по п.21, отличающийся тем, что циркуляцию потока осуществляют путем увеличения угла вращения в зависимости от плотности входящего потока.
25. Способ по п.21, отличающийся тем, что направление потока посредством приспособления для изменения траектории потока осуществляют путем увеличения или уменьшения угла вращения в зависимости от характеристики входящего потока, протекающего через вход камеры.
26. Способ по п.21, отличающийся тем, что направление потока посредством приспособления для изменения траектории потока осуществляют путем пропускания по меньшей мере части потока прямо от входа камеры к выходу камеры.
27. Способ по п.21, отличающийся тем, что циркуляцию потока осуществляют путем увеличения угла вращения, что в свою очередь повышает сопротивление потоку, протекающему через цилиндроидальную камеру.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/792,146 US8276669B2 (en) | 2010-06-02 | 2010-06-02 | Variable flow resistance system with circulation inducing structure therein to variably resist flow in a subterranean well |
US13/351,035 US8905144B2 (en) | 2009-08-18 | 2012-01-16 | Variable flow resistance system with circulation inducing structure therein to variably resist flow in a subterranean well |
US13/351,035 | 2012-01-16 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012157688A RU2012157688A (ru) | 2014-07-10 |
RU2531978C2 true RU2531978C2 (ru) | 2014-10-27 |
Family
ID=63798661
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011121444/03A RU2562637C2 (ru) | 2010-06-02 | 2011-05-30 | Система переменной сопротивляемости потоку (варианты), содержащая конструкцию регулирования циркуляции потока в подземной скважине |
RU2012157688/03A RU2531978C2 (ru) | 2010-06-02 | 2012-12-28 | Устройство регулирования потока для установки в скважине (варианты) и способ регулирования потока |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011121444/03A RU2562637C2 (ru) | 2010-06-02 | 2011-05-30 | Система переменной сопротивляемости потоку (варианты), содержащая конструкцию регулирования циркуляции потока в подземной скважине |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8276669B2 (ru) |
EP (2) | EP2392771B1 (ru) |
CN (2) | CN102268978B (ru) |
AU (2) | AU2011202159B2 (ru) |
BR (2) | BRPI1103086B1 (ru) |
CA (2) | CA2740459C (ru) |
CO (2) | CO6360214A1 (ru) |
EC (1) | ECSP11011068A (ru) |
MX (2) | MX2011005641A (ru) |
MY (1) | MY163802A (ru) |
RU (2) | RU2562637C2 (ru) |
SG (2) | SG176415A1 (ru) |
Families Citing this family (77)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
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 |
US9260952B2 (en) | 2009-08-18 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch |
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 |
US8839871B2 (en) | 2010-01-15 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
US8261839B2 (en) | 2010-06-02 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use in a subterranean well |
US8356668B2 (en) | 2010-08-27 | 2013-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow restrictor for use in a subterranean well |
US8430130B2 (en) | 2010-09-10 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
US8950502B2 (en) | 2010-09-10 | 2015-02-10 | 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 |
US8474533B2 (en) | 2010-12-07 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas generator for pressurizing downhole samples |
US8678035B2 (en) | 2011-04-11 | 2014-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well |
US8701772B2 (en) | 2011-06-16 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing treatment of subterranean zones |
US8701771B2 (en) | 2011-06-16 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing treatment of subterranean zones |
US8602100B2 (en) | 2011-06-16 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing treatment of subterranean zones |
US8800651B2 (en) | 2011-07-14 | 2014-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating a wellbore parameter |
US8596366B2 (en) | 2011-09-27 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore flow control devices comprising coupled flow regulating assemblies and methods for use thereof |
AU2011378270B2 (en) | 2011-09-27 | 2016-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore flow control devices comprising coupled flow regulating assemblies and methods for use thereof |
CA2848963C (en) | 2011-10-31 | 2015-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
EP2748417B1 (en) | 2011-10-31 | 2016-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection |
EP3375975B1 (en) * | 2011-11-07 | 2020-07-29 | Halliburton Energy Services Inc. | Variable flow resistance for use with a subterranean well |
US9506320B2 (en) | 2011-11-07 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance for use with a subterranean well |
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 |
DE102011119076B4 (de) * | 2011-11-21 | 2014-06-26 | Automatik Plastics Machinery Gmbh | Vorrichtung und Verfahren zum Druckabbau eines Fluids mit darin enthaltenen Granulatkörnern |
BR122019024662B1 (pt) * | 2011-12-06 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema de controle de fluxo de fluido bidirecional de fundo de poço |
MX2014007248A (es) | 2011-12-16 | 2015-03-06 | Halliburton Energy Services Inc | Control de flujo de fluido. |
CN103998854B (zh) * | 2011-12-21 | 2016-10-12 | 哈里伯顿能源服务公司 | 流动影响装置 |
US9234404B2 (en) | 2012-02-29 | 2016-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having a fluidic module with a flow control turbine |
WO2013130057A1 (en) * | 2012-02-29 | 2013-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having a fluidic module with a flow control turbine |
US9145766B2 (en) | 2012-04-12 | 2015-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of simultaneously stimulating multiple zones of a formation using flow rate restrictors |
WO2014003715A1 (en) * | 2012-06-26 | 2014-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control using channels |
US9388671B2 (en) | 2012-06-28 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable screen assembly with inflow control |
EP3578752B1 (en) | 2012-09-26 | 2020-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zone integrated intelligent well completion |
US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
US9169705B2 (en) | 2012-10-25 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relief-assisted packer |
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 |
WO2014098862A1 (en) * | 2012-12-20 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control devices and methods of use |
WO2014098859A1 (en) | 2012-12-20 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotational motion-inducing flow control devices and methods of use |
WO2014116236A1 (en) | 2013-01-25 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous inflow control device having a surface coating |
US9371720B2 (en) | 2013-01-25 | 2016-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous inflow control device having a surface coating |
CA2896482A1 (en) | 2013-01-29 | 2014-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic valve assembly |
US9587486B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation |
US9366134B2 (en) | 2013-03-12 | 2016-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
US9284817B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual magnetic sensor actuation assembly |
BR112015021439A2 (pt) | 2013-04-05 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services Inc | aparelho e sistema de controle de fluxo de furo de poço, e, método para controlar fluxo de um fluido de furo de poço |
US20150075770A1 (en) | 2013-05-31 | 2015-03-19 | Michael Linley Fripp | Wireless activation of wellbore tools |
US9752414B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches |
SG11201510237VA (en) * | 2013-07-19 | 2016-01-28 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole fluid flow control system and method having autonomous closure |
US10132136B2 (en) | 2013-07-19 | 2018-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having autonomous closure |
CA2911816A1 (en) | 2013-07-25 | 2015-01-29 | Halliburton Energy Services Inc. | Adjustable flow control assemblies, systems, and methods |
CA2927087C (en) | 2013-11-14 | 2018-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow rings for regulating flow in autonomous inflow control device assemblies |
CA2922080C (en) * | 2013-12-31 | 2018-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow guides for regulating pressure change in hydraulically-actuated downhole tools |
EP3097262B1 (en) * | 2014-01-24 | 2019-10-09 | Cameron Technologies Limited | Systems and methods for polymer degradation reduction |
GB2539820B (en) | 2014-05-09 | 2020-12-02 | Halliburton Energy Services Inc | Surface fluid extraction and separator system |
CN105089570B (zh) * | 2014-05-12 | 2018-12-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于采油系统的控水装置 |
WO2015199641A1 (en) * | 2014-06-23 | 2015-12-30 | William Mark Richards | In-well saline fluid control |
US9638000B2 (en) | 2014-07-10 | 2017-05-02 | Inflow Systems Inc. | Method and apparatus for controlling the flow of fluids into wellbore tubulars |
CN105626003A (zh) * | 2014-11-06 | 2016-06-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于调节地层流体的控制装置 |
US10808523B2 (en) | 2014-11-25 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activation of wellbore tools |
CN104929575A (zh) * | 2015-05-26 | 2015-09-23 | 西南石油大学 | 相控阀 |
JP6650776B2 (ja) * | 2016-02-09 | 2020-02-19 | 三菱重工業株式会社 | フローダンパおよび蓄圧注水装置ならびに原子力設備 |
US9897121B1 (en) * | 2016-09-28 | 2018-02-20 | Atieva, Inc. | Automotive air intake utilizing a vortex generating airflow system |
CN108952605B (zh) * | 2017-05-26 | 2021-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 井下流道式控压装置、井下控压钻井系统及其钻井方法 |
CN108756835A (zh) * | 2018-06-13 | 2018-11-06 | 四川理工学院 | 折流型控制阀及井系统 |
WO2020139387A1 (en) * | 2018-12-28 | 2020-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Vortex fluid sensing to determine fluid properties |
CN111980660A (zh) * | 2020-08-24 | 2020-11-24 | 西南石油大学 | 一种油水自动分离流入控制器 |
CN114427380B (zh) * | 2020-10-13 | 2024-06-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种井下流体单向导通高速截止阀及使用其的方法 |
CN114427381B (zh) * | 2020-10-13 | 2024-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种井下流体注入流速调配器及方法 |
CN113818835B (zh) * | 2021-08-29 | 2023-07-14 | 西南石油大学 | 一种回流式流入控制阀 |
RU208553U1 (ru) * | 2021-10-14 | 2021-12-23 | Общество с ограниченной ответственностью «НАУЧНО ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ «ФИЛЬТР» | Клапан контроля притока |
RU208554U1 (ru) * | 2021-10-14 | 2021-12-23 | Общество с ограниченной ответственностью «НАУЧНО ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ «ФИЛЬТР» | Клапан контроля притока |
CN114382442A (zh) * | 2022-01-20 | 2022-04-22 | 西南石油大学 | 一种低粘油井控水导流装置 |
WO2024054285A1 (en) * | 2022-09-06 | 2024-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control system for use in a subterranean well |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2004033063A2 (en) * | 2002-10-08 | 2004-04-22 | M-I L.L.C. | Clarifying tank |
EA005253B1 (ru) * | 2001-05-08 | 2004-12-30 | Руне Фрейер | Способ и устройство для ограничения притока пластовой воды в скважину |
RU2358103C2 (ru) * | 2004-02-20 | 2009-06-10 | Норск Хюдро Аса | Исполнительный механизм и способ его применения |
EA200900161A1 (ru) * | 2006-07-07 | 2009-06-30 | Статоилхюдро Аса | Способ для регулирования расхода и автономные клапан или устройство для регулирования расхода |
US20110042092A1 (en) * | 2009-08-18 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternating flow resistance increases and decreases for propagating pressure pulses in a subterranean well |
US20110042091A1 (en) * | 2009-08-18 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow path control based on fluid characteristics to thereby variably resist flow in a subterranean well |
Family Cites Families (182)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2140735A (en) | 1935-04-13 | 1938-12-20 | Henry R Gross | Viscosity regulator |
US2324819A (en) | 1941-06-06 | 1943-07-20 | Studebaker Corp | Circuit controller |
US3078862A (en) | 1960-01-19 | 1963-02-26 | Union Oil Co | Valve and well tool utilizing the same |
US3091393A (en) | 1961-07-05 | 1963-05-28 | Honeywell Regulator Co | Fluid amplifier mixing control system |
US3256899A (en) | 1962-11-26 | 1966-06-21 | Bowles Eng Corp | Rotational-to-linear flow converter |
US3216439A (en) | 1962-12-18 | 1965-11-09 | Bowles Eng Corp | External vortex transformer |
US3233621A (en) | 1963-01-31 | 1966-02-08 | Bowles Eng Corp | Vortex controlled fluid amplifier |
US3282279A (en) * | 1963-12-10 | 1966-11-01 | Bowles Eng Corp | Input and control systems for staged fluid amplifiers |
US3474670A (en) * | 1965-06-28 | 1969-10-28 | Honeywell Inc | Pure fluid control apparatus |
US3343790A (en) * | 1965-08-16 | 1967-09-26 | Bowles Eng Corp | Vortex integrator |
US3461897A (en) | 1965-12-17 | 1969-08-19 | Aviat Electric Ltd | Vortex vent fluid diode |
GB1180557A (en) * | 1966-06-20 | 1970-02-04 | Dowty Fuel Syst Ltd | Fluid Switch and Proportional Amplifier |
GB1208280A (en) * | 1967-05-26 | 1970-10-14 | Dowty Fuel Syst Ltd | Pressure ratio sensing device |
US3515160A (en) * | 1967-10-19 | 1970-06-02 | Bailey Meter Co | Multiple input fluid element |
US3537466A (en) * | 1967-11-30 | 1970-11-03 | Garrett Corp | Fluidic multiplier |
US3529614A (en) * | 1968-01-03 | 1970-09-22 | Us Air Force | Fluid logic components |
GB1236278A (en) * | 1968-11-12 | 1971-06-23 | Hobson Ltd H M | Fluidic amplifier |
JPS4815551B1 (ru) * | 1969-01-28 | 1973-05-15 | ||
US3566900A (en) | 1969-03-03 | 1971-03-02 | Avco Corp | Fuel control system and viscosity sensor used therewith |
US3927849A (en) * | 1969-11-17 | 1975-12-23 | Us Navy | Fluidic analog ring position device |
US3586104A (en) | 1969-12-01 | 1971-06-22 | Halliburton Co | Fluidic vortex choke |
SE346143B (ru) | 1970-12-03 | 1972-06-26 | Volvo Flygmotor Ab | |
US4029127A (en) * | 1970-01-07 | 1977-06-14 | Chandler Evans Inc. | Fluidic proportional amplifier |
US3670753A (en) * | 1970-07-06 | 1972-06-20 | Bell Telephone Labor Inc | Multiple output fluidic gate |
US3704832A (en) * | 1970-10-30 | 1972-12-05 | Philco Ford Corp | Fluid flow control apparatus |
US3885627A (en) | 1971-03-26 | 1975-05-27 | Sun Oil Co | Wellbore safety valve |
US3717164A (en) * | 1971-03-29 | 1973-02-20 | Northrop Corp | Vent pressure control for multi-stage fluid jet amplifier |
US3712321A (en) * | 1971-05-03 | 1973-01-23 | Philco Ford Corp | Low loss vortex fluid amplifier valve |
US3760828A (en) * | 1971-11-15 | 1973-09-25 | Toyoda Machine Works Ltd | Pure fluid control element |
CA1005363A (en) * | 1972-06-12 | 1977-02-15 | Robin E. Schaller | Vortex forming apparatus and method |
JPS5244990B2 (ru) * | 1973-06-06 | 1977-11-11 | ||
US4082169A (en) * | 1975-12-12 | 1978-04-04 | Bowles Romald E | Acceleration controlled fluidic shock absorber |
US4072481A (en) * | 1976-04-09 | 1978-02-07 | Laval Claude C | Device for separating multiple phase fluid systems according to the relative specific gravities of the phase |
US4286627A (en) * | 1976-12-21 | 1981-09-01 | Graf Ronald E | Vortex chamber controlling combined entrance exit |
SE408094B (sv) | 1977-09-26 | 1979-05-14 | Fluid Inventor Ab | Ett strommande medium metande anordning |
US4187909A (en) | 1977-11-16 | 1980-02-12 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for placing buoyant ball sealers |
US4562867A (en) * | 1978-11-13 | 1986-01-07 | Bowles Fluidics Corporation | Fluid oscillator |
US4385875A (en) | 1979-07-28 | 1983-05-31 | Tokyo Shibaura Denki Kabushiki Kaisha | Rotary compressor with fluid diode check value for lubricating pump |
US4291395A (en) * | 1979-08-07 | 1981-09-22 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Fluid oscillator |
US4323991A (en) | 1979-09-12 | 1982-04-06 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Fluidic mud pulser |
US4307653A (en) | 1979-09-14 | 1981-12-29 | Goes Michael J | Fluidic recoil buffer for small arms |
US4276943A (en) | 1979-09-25 | 1981-07-07 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Fluidic pulser |
US4557295A (en) * | 1979-11-09 | 1985-12-10 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Fluidic mud pulse telemetry transmitter |
US4390062A (en) | 1981-01-07 | 1983-06-28 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator using low pressure fuel and air supply |
US4418721A (en) | 1981-06-12 | 1983-12-06 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Fluidic valve and pulsing device |
AU9094682A (en) * | 1981-11-27 | 1983-06-02 | Agrifim S.A. Pty. Ltd. | Pressure compensating emitter |
US4570675A (en) * | 1982-11-22 | 1986-02-18 | General Electric Company | Pneumatic signal multiplexer |
DE3615747A1 (de) * | 1986-05-09 | 1987-11-12 | Bielefeldt Ernst August | Verfahren zum trennen und/oder abscheiden von festen und/oder fluessigen partikeln mit einem wirbelkammerabscheider mit tauchrohr und wirbelkammerabscheider zur durchfuehrung des verfahrens |
DK122788A (da) * | 1988-03-08 | 1989-09-09 | Joergen Mosbaek Johannessen | Aggregat til regulering af stroemningen i et ledningssystem |
US4846224A (en) * | 1988-08-04 | 1989-07-11 | California Institute Of Technology | Vortex generator for flow control |
US4919204A (en) | 1989-01-19 | 1990-04-24 | Otis Engineering Corporation | Apparatus and methods for cleaning a well |
US5184678A (en) | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
DE4021626A1 (de) * | 1990-07-06 | 1992-01-09 | Bosch Gmbh Robert | Elektrofluidischer wandler zur ansteuerung eines fluidisch betaetigten stellglieds |
DK7291D0 (da) | 1990-09-11 | 1991-01-15 | Joergen Mosbaek Johannesen | Stroemningsregulator |
US5165450A (en) | 1991-12-23 | 1992-11-24 | Texaco Inc. | Means for separating a fluid stream into two separate streams |
US5533571A (en) | 1994-05-27 | 1996-07-09 | Halliburton Company | Surface switchable down-jet/side-jet apparatus |
US5484016A (en) | 1994-05-27 | 1996-01-16 | Halliburton Company | Slow rotating mole apparatus |
US5455804A (en) | 1994-06-07 | 1995-10-03 | Defense Research Technologies, Inc. | Vortex chamber mud pulser |
US5570744A (en) | 1994-11-28 | 1996-11-05 | Atlantic Richfield Company | Separator systems for well production fluids |
US5482117A (en) | 1994-12-13 | 1996-01-09 | Atlantic Richfield Company | Gas-liquid separator for well pumps |
US5693225A (en) | 1996-10-02 | 1997-12-02 | Camco International Inc. | Downhole fluid separation system |
US6851473B2 (en) | 1997-03-24 | 2005-02-08 | Pe-Tech Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
GB9706044D0 (en) | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
US6078468A (en) | 1997-05-01 | 2000-06-20 | Fiske; Orlo James | Data storage and/or retrieval methods and apparatuses and components thereof |
NO320593B1 (no) | 1997-05-06 | 2005-12-27 | Baker Hughes Inc | System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon |
US5815370A (en) * | 1997-05-16 | 1998-09-29 | Allied Signal Inc | Fluidic feedback-controlled liquid cooling module |
US6015011A (en) | 1997-06-30 | 2000-01-18 | Hunter; Clifford Wayne | Downhole hydrocarbon separator and method |
GB9713960D0 (en) | 1997-07-03 | 1997-09-10 | Schlumberger Ltd | Separation of oil-well fluid mixtures |
US5893383A (en) | 1997-11-25 | 1999-04-13 | Perfclean International | Fluidic Oscillator |
FR2772436B1 (fr) | 1997-12-16 | 2000-01-21 | Centre Nat Etd Spatiales | Pompe a deplacement positif |
GB2334791B (en) * | 1998-02-27 | 2002-07-17 | Hydro Int Plc | Vortex valves |
GB9816725D0 (en) | 1998-08-01 | 1998-09-30 | Kvaerner Process Systems As | Cyclone separator |
DE19847952C2 (de) | 1998-09-01 | 2000-10-05 | Inst Physikalische Hochtech Ev | Fluidstromschalter |
US6109372A (en) | 1999-03-15 | 2000-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable well drilling system utilizing hydraulic servo-loop |
US6367547B1 (en) | 1999-04-16 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole separator for use in a subterranean well and method |
US8636220B2 (en) | 2006-12-29 | 2014-01-28 | Vanguard Identification Systems, Inc. | Printed planar RFID element wristbands and like personal identification devices |
US6336502B1 (en) | 1999-08-09 | 2002-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Slow rotating tool with gear reducer |
WO2002014647A1 (en) | 2000-08-17 | 2002-02-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for wellbore separation of hydrocarbons from contaminants with reusable membrane units containing retrievable membrane elements |
GB0022411D0 (en) | 2000-09-13 | 2000-11-01 | Weir Pumps Ltd | Downhole gas/water separtion and re-injection |
US6371210B1 (en) | 2000-10-10 | 2002-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
US6619394B2 (en) | 2000-12-07 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for treating a wellbore with vibratory waves to remove particles therefrom |
US6622794B2 (en) | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
US6644412B2 (en) | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
NO316108B1 (no) | 2002-01-22 | 2003-12-15 | Kvaerner Oilfield Prod As | Anordninger og fremgangsmåter for nedihulls separasjon |
GB0211314D0 (en) * | 2002-05-17 | 2002-06-26 | Accentus Plc | Valve system |
US6761215B2 (en) * | 2002-09-06 | 2004-07-13 | James Eric Morrison | Downhole separator and method |
GB0312331D0 (en) | 2003-05-30 | 2003-07-02 | Imi Vision Ltd | Improvements in fluid control |
US7114560B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
US7413010B2 (en) | 2003-06-23 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remediation of subterranean formations using vibrational waves and consolidating agents |
US7025134B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface pulse system for injection wells |
US7213650B2 (en) | 2003-11-06 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for scale removal in oil and gas recovery operations |
US7404416B2 (en) | 2004-03-25 | 2008-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for creating pulsating fluid flow, and method of manufacture for the apparatus |
US7318471B2 (en) | 2004-06-28 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for monitoring and removing blockage in a downhole oil and gas recovery operation |
US7409999B2 (en) | 2004-07-30 | 2008-08-12 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7290606B2 (en) | 2004-07-30 | 2007-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inflow control device with passive shut-off feature |
US7322412B2 (en) | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US20070256828A1 (en) | 2004-09-29 | 2007-11-08 | Birchak James R | Method and apparatus for reducing a skin effect in a downhole environment |
US7296633B2 (en) | 2004-12-16 | 2007-11-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
CA2530995C (en) | 2004-12-21 | 2008-07-15 | Schlumberger Canada Limited | System and method for gas shut off in a subterranean well |
US6976507B1 (en) | 2005-02-08 | 2005-12-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for creating pulsating fluid flow |
US7216738B2 (en) | 2005-02-16 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic stimulation method with axial driver actuating moment arms on tines |
US7213681B2 (en) | 2005-02-16 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic stimulation tool with axial driver actuating moment arms on tines |
KR100629207B1 (ko) | 2005-03-11 | 2006-09-27 | 주식회사 동진쎄미켐 | 전계 구동 차광형 표시 장치 |
US7405998B2 (en) | 2005-06-01 | 2008-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for generating fluid pressure pulses |
US7591343B2 (en) | 2005-08-26 | 2009-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatuses for generating acoustic waves |
US7802621B2 (en) | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7857050B2 (en) | 2006-05-26 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control using a tortuous path |
US7446661B2 (en) | 2006-06-28 | 2008-11-04 | International Business Machines Corporation | System and method for measuring RFID signal strength within shielded locations |
US20080041588A1 (en) | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Richards William M | Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls |
US20080041581A1 (en) | 2006-08-21 | 2008-02-21 | William Mark Richards | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20080041582A1 (en) | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Geirmund Saetre | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20080041580A1 (en) | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
US20090120647A1 (en) | 2006-12-06 | 2009-05-14 | Bj Services Company | Flow restriction apparatus and methods |
US7909088B2 (en) | 2006-12-20 | 2011-03-22 | Baker Huges Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
JP5045997B2 (ja) | 2007-01-10 | 2012-10-10 | Nltテクノロジー株式会社 | 半透過型液晶表示装置 |
US7832473B2 (en) | 2007-01-15 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the flow of fluid between a downhole formation and a base pipe |
US8291979B2 (en) | 2007-03-27 | 2012-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling flows in a well |
US7828067B2 (en) | 2007-03-30 | 2010-11-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Inflow control device |
US7828065B2 (en) * | 2007-04-12 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method of stabilizing a flow along a wellbore |
US8691164B2 (en) | 2007-04-20 | 2014-04-08 | Celula, Inc. | Cell sorting system and methods |
US20080283238A1 (en) | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
JP5051753B2 (ja) | 2007-05-21 | 2012-10-17 | 株式会社フジキン | バルブ動作情報記録システム |
US7789145B2 (en) | 2007-06-20 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
US20090000787A1 (en) | 2007-06-27 | 2009-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
JP2009015443A (ja) | 2007-07-02 | 2009-01-22 | Toshiba Tec Corp | 無線タグリーダライタ |
KR20090003675A (ko) | 2007-07-03 | 2009-01-12 | 엘지전자 주식회사 | 플라즈마 디스플레이 패널 |
US7909094B2 (en) | 2007-07-06 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oscillating fluid flow in a wellbore |
US8235118B2 (en) | 2007-07-06 | 2012-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Generating heated fluid |
GB2451285B (en) * | 2007-07-26 | 2012-07-11 | Hydro Int Plc | A vortex flow control device |
US8584747B2 (en) | 2007-09-10 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing well fluid recovery |
US20090071651A1 (en) | 2007-09-17 | 2009-03-19 | Patel Dinesh R | system for completing water injector wells |
WO2009042391A1 (en) | 2007-09-25 | 2009-04-02 | Schlumberger Canada Limited | Flow control systems and methods |
EP2042684A1 (en) * | 2007-09-26 | 2009-04-01 | Cameron International Corporation | Choke assembly |
US20090101354A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids |
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 |
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 |
US7918272B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
US8474535B2 (en) | 2007-12-18 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen inflow control device with check valve flow controls |
US20090159282A1 (en) | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Earl Webb | Methods for Introducing Pulsing to Cementing Operations |
US7757761B2 (en) | 2008-01-03 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for reducing water production in gas wells |
NO20080082L (no) | 2008-01-04 | 2009-07-06 | Statoilhydro Asa | Forbedret fremgangsmate for stromningsregulering samt autonom ventil eller stromningsreguleringsanordning |
NO20080081L (no) | 2008-01-04 | 2009-07-06 | Statoilhydro Asa | Fremgangsmate for autonom justering av en fluidstrom gjennom en ventil eller stromningsreguleringsanordning i injektorer ved oljeproduksjon |
GB0804002D0 (en) * | 2008-03-04 | 2008-04-09 | Rolls Royce Plc | A flow control arrangement |
US20090250224A1 (en) | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Phase Change Fluid Spring and Method for Use of Same |
US8931570B2 (en) | 2008-05-08 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive in-flow control device for subterranean wellbores |
US7806184B2 (en) | 2008-05-09 | 2010-10-05 | Wavefront Energy And Environmental Services Inc. | Fluid operated well tool |
US8678081B1 (en) | 2008-08-15 | 2014-03-25 | Exelis, Inc. | Combination anvil and coupler for bridge and fracture plugs |
GB0819927D0 (en) * | 2008-10-30 | 2008-12-10 | Nuclear Decommissioning Authority | Control fluid flow |
NO338988B1 (no) | 2008-11-06 | 2016-11-07 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåte og anordning for reversibel temperatursensitiv styring av fluidstrømning ved olje- og/eller gassproduksjon, omfattende en autonom ventil som fungerer etter Bemoulli-prinsippet |
NO330585B1 (no) | 2009-01-30 | 2011-05-23 | Statoil Asa | Fremgangsmate og stromningsstyreinnretning for forbedring av stromningsstabilitet for flerfasefluid som strommer gjennom et rorformet element, og anvendelse av slik stromningsinnretning |
US9260952B2 (en) * | 2009-08-18 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch |
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 |
US8403038B2 (en) | 2009-10-02 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device that substantially decreases flow of a fluid when a property of the fluid is in a selected range |
EP2333235A1 (en) | 2009-12-03 | 2011-06-15 | Welltec A/S | Inflow control in a production casing |
NO336424B1 (no) | 2010-02-02 | 2015-08-17 | Statoil Petroleum As | Strømningsstyringsanordning, strømningsstyringsfremgangsmåte og anvendelse derav |
US8752629B2 (en) | 2010-02-12 | 2014-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous inflow control device and methods for using same |
BR112012023278A2 (pt) | 2010-03-18 | 2016-05-17 | Statoil Asa | dispositivo de controle de fluxo, método para operar um dispositivo de controle de fluxo, método para controlar o fluxo de fluido de um reservatório de óleo e/ou gás, e, método e aparelho para controlar o fluxo de fluido em uma produção de óleo e/ou gás |
US8302696B2 (en) | 2010-04-06 | 2012-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Actuator and tubular actuator |
US8261839B2 (en) | 2010-06-02 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use in a subterranean well |
US8356668B2 (en) | 2010-08-27 | 2013-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow restrictor for use in a subterranean well |
US8950502B2 (en) | 2010-09-10 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
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 |
US8453736B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-06-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for stimulating production in a wellbore |
US8602106B2 (en) * | 2010-12-13 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having direction dependent flow resistance |
US8555975B2 (en) * | 2010-12-21 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Exit assembly with a fluid director for inducing and impeding rotational flow of a fluid |
US8418725B2 (en) * | 2010-12-31 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluidic oscillators for use with a subterranean well |
US8646483B2 (en) | 2010-12-31 | 2014-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cross-flow fluidic oscillators for use with a subterranean well |
US8678035B2 (en) * | 2011-04-11 | 2014-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well |
US8453745B2 (en) * | 2011-05-18 | 2013-06-04 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Vortex controlled variable flow resistance device and related tools and methods |
US9133683B2 (en) | 2011-07-19 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Chemically targeted control of downhole flow control devices |
US8863835B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable frequency fluid oscillators for use with a subterranean well |
US8584762B2 (en) * | 2011-08-25 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system having a fluidic module with a bridge network and method for use of same |
US9506320B2 (en) * | 2011-11-07 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance for use with a subterranean well |
US8739880B2 (en) * | 2011-11-07 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, P.C. | Fluid discrimination for use with a subterranean well |
NO2675994T3 (ru) * | 2011-11-11 | 2018-09-22 | ||
MX2014007248A (es) * | 2011-12-16 | 2015-03-06 | Halliburton Energy Services Inc | Control de flujo de fluido. |
US9234404B2 (en) * | 2012-02-29 | 2016-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having a fluidic module with a flow control turbine |
US9175543B2 (en) * | 2012-05-08 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having autonomous closure |
WO2014003715A1 (en) * | 2012-06-26 | 2014-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control using channels |
-
2010
- 2010-06-02 US US12/792,146 patent/US8276669B2/en active Active
-
2011
- 2011-05-10 AU AU2011202159A patent/AU2011202159B2/en active Active
- 2011-05-16 CA CA 2740459 patent/CA2740459C/en active Active
- 2011-05-23 EC ECSP11011068 patent/ECSP11011068A/es unknown
- 2011-05-27 MX MX2011005641A patent/MX2011005641A/es active IP Right Grant
- 2011-05-27 CN CN201110147283.9A patent/CN102268978B/zh active Active
- 2011-05-30 RU RU2011121444/03A patent/RU2562637C2/ru active
- 2011-05-31 CO CO11067280A patent/CO6360214A1/es not_active Application Discontinuation
- 2011-06-01 SG SG2011039922A patent/SG176415A1/en unknown
- 2011-06-01 BR BRPI1103086A patent/BRPI1103086B1/pt active IP Right Grant
- 2011-06-02 EP EP11168597.0A patent/EP2392771B1/en active Active
- 2011-06-02 MY MYPI2011002507A patent/MY163802A/en unknown
-
2012
- 2012-01-16 US US13/351,035 patent/US8905144B2/en active Active
- 2012-12-28 RU RU2012157688/03A patent/RU2531978C2/ru active
-
2013
- 2013-01-08 AU AU2013200078A patent/AU2013200078B2/en active Active
- 2013-01-11 CA CA2801562A patent/CA2801562A1/en not_active Abandoned
- 2013-01-15 BR BR102013000995-4A patent/BR102013000995B1/pt active IP Right Grant
- 2013-01-16 SG SG2013003918A patent/SG192369A1/en unknown
- 2013-01-16 CO CO13007289A patent/CO7000155A1/es not_active Application Discontinuation
- 2013-01-16 MX MX2013000608A patent/MX337033B/es active IP Right Grant
- 2013-01-16 CN CN201310015589.8A patent/CN103206196B/zh active Active
- 2013-01-16 EP EP13151504.1A patent/EP2615242A3/en not_active Ceased
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA005253B1 (ru) * | 2001-05-08 | 2004-12-30 | Руне Фрейер | Способ и устройство для ограничения притока пластовой воды в скважину |
WO2004033063A2 (en) * | 2002-10-08 | 2004-04-22 | M-I L.L.C. | Clarifying tank |
RU2358103C2 (ru) * | 2004-02-20 | 2009-06-10 | Норск Хюдро Аса | Исполнительный механизм и способ его применения |
EA200900161A1 (ru) * | 2006-07-07 | 2009-06-30 | Статоилхюдро Аса | Способ для регулирования расхода и автономные клапан или устройство для регулирования расхода |
US20110042092A1 (en) * | 2009-08-18 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternating flow resistance increases and decreases for propagating pressure pulses in a subterranean well |
US20110042091A1 (en) * | 2009-08-18 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow path control based on fluid characteristics to thereby variably resist flow in a subterranean well |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2531978C2 (ru) | Устройство регулирования потока для установки в скважине (варианты) и способ регулирования потока | |
RU2532410C1 (ru) | Регулируемый ограничитель потока для использования в подземной скважине | |
RU2530818C1 (ru) | Регулируемая система ограничения потока для использования в подземной скважине | |
RU2552275C2 (ru) | Система переменной сопротивляемости потоку (варианты), предназначенная для применения в подземной скважине, и система скважинной добычи | |
RU2519240C2 (ru) | Управление маршрутом прохождения потока текучей среды на основе ее характеристик для регулирования сопротивления потоку в подземной скважине | |
US8602106B2 (en) | Downhole fluid flow control system and method having direction dependent flow resistance | |
US8936094B2 (en) | Rotational motion-inducing flow control devices and methods of use | |
RU2604105C2 (ru) | Система для селекции флюида, используемая в подземной скважине | |
RU2532485C2 (ru) | Скважинное устройство для установки в стволе скважины в подземной зоне и способ регулирования потока в стволе скважины | |
US20150337627A1 (en) | Flow rings for regulating flow in autonomous inflow control device assemblies | |
US11280168B2 (en) | Method and apparatus for inflow control with vortex generation | |
AU2017200292B2 (en) | Variable flow resistance with circulation inducing structure therein to variably resist flow in a subterranean well | |
RU2574093C2 (ru) | Способ управления потоком текучей среды в автономном клапане (варианты) |