RU2558566C2 - Регулируемый ограничитель потока для использования в подземной скважине - Google Patents

Регулируемый ограничитель потока для использования в подземной скважине Download PDF

Info

Publication number
RU2558566C2
RU2558566C2 RU2013148468/03A RU2013148468A RU2558566C2 RU 2558566 C2 RU2558566 C2 RU 2558566C2 RU 2013148468/03 A RU2013148468/03 A RU 2013148468/03A RU 2013148468 A RU2013148468 A RU 2013148468A RU 2558566 C2 RU2558566 C2 RU 2558566C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
specified
fluid
flow
signal
fluid mixture
Prior art date
Application number
RU2013148468/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013148468A (ru
Inventor
Майкл Л. ФРИПП
Джейсон Д. ДИКСТРА
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Publication of RU2013148468A publication Critical patent/RU2013148468A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2558566C2 publication Critical patent/RU2558566C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
    • 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
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/02—Down-hole chokes or valves for variably regulating fluid flow
    • 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]
    • Y10T137/2098—Vortex generator as control for system
    • 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]
    • Y10T137/218—Means to regulate or vary operation of device
    • Y10T137/2202—By movable element
    • 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]
    • Y10T137/218—Means to regulate or vary operation of device
    • Y10T137/2202—By movable element
    • Y10T137/2218—Means [e.g., valve] in control input

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)
  • Multiple-Way Valves (AREA)
  • Flow Control (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

Предложенная группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система содержит проточную камеру, через которую протекает флюидная смесь, причем указанная камера имеет, по меньшей мере, два входа, исполнительный механизм и переключатель потока флюида. При этом сопротивление потоку изменяется в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам. Поток указанной флюидной смеси может отклоняться по направлению к одному из указанных входных протоков указанным исполнительным механизмом. Способ регулирования сопротивления потоку в скважине включает изменение ориентации отклоняющей заслонки относительно канала, по которому протекает флюидная смесь, в результате чего поток указанной флюидной смеси отклоняется по направлению к одному из входных протоков проточной камеры. Причем указанная камера обеспечивает сопротивление потоку, изменяющееся в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потока в скважине. 3 н.п. и 40 з.п. ф-лы, 13 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к способам и оборудованию, применение которых связано с подземной скважиной, и, как в описанном ниже примере, в частности обеспечивает регулируемый ограничитель потока текучей среды.
Предшествующий уровень техники
Для углеводородсодержащей эксплуатационной скважины огромным преимуществом является возможность регулирования потока флюидов, поступающих из толщи пород в ствол скважины, из ствола скважины в толщу пород, и потока флюидов, перемещающихся в стволе скважины. При помощи такого регулирования 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 добычи нефти, распределение извлечения по зонам, передача сигналов и т.д.
Таким образом, понятно, что дальнейшие улучшения в области регулируемого ограничения потока текучей среды в скважине желательны с учетом вышеуказанных обстоятельств, и такие улучшения будут также полезными для множества других обстоятельств.
Сущность изобретения
Ниже приведено описание предложенной системы регулирования сопротивления потоку текучей среды, которая вносит усовершенствования в области регулируемого ограничения потока текучей среды в скважине. Ниже описаны примеры, в которых с различными целями осуществляется выборочное ограничение потока.
Один аспект настоящего изобретения состоит в том, что предложена система регулирования сопротивления потоку текучей среды для использования с подземной скважиной. Данная система может содержать проточную камеру, через которую протекает флюидная смесь, причем указанная камера имеет по меньшей мере два входных протока, при этом сопротивление потоку текучей среды изменяется в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам. Поток указанной флюидной смеси отклоняется по направлению к одному из указанных входных протоков исполнительным механизмом.
Другой аспект настоящего изобретения состоит в том, что предложен способ регулирования сопротивления потоку текучей среды в скважине, описанный ниже. Данный способ может содержать изменение ориентации отклоняющей заслонки относительно канала, по которому протекает флюидная смесь, в результате чего поток указанной флюидной смеси отклоняется по направлению к одному из входных протоков проточной камеры, причем указанная камера обеспечивает сопротивление потоку текучей среды, изменяющееся в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам.
Эти и другие признаки, преимущества и выгоды будут понятны специалисту после ознакомления с подробным описанием нижеприведенных примеров и сопроводительными чертежами, на которых одинаковые элементы на различных чертежах имеют одни и те же позиционные обозначения.
Перечень фигур чертежей
На фиг.1 показан пример частичного разреза скважинной системы, которая может воплощать принципы настоящего изобретения.
На фиг.2 показан пример увеличенного масштаба разреза части указанной скважинной системы.
На фиг.3 показан пример вида в разрезе системы регулирования сопротивления потоку текучей среды, которая воплощает принципы настоящего изобретения и может быть использована в указанной скважинной системе, причем поток протекает через указанную систему относительно беспрепятственно.
На фиг.4 показан пример вида в разрезе указанной системы регулирования сопротивления потоку текучей среды, причем поток протекает через указанную систему с некоторыми ограничениями.
На фиг.5 показан пример вида в разрезе системы регулирования сопротивления потоку текучей среды, имеющей другую конфигурацию, причем поток протекает через указанную систему с некоторыми ограничениями.
На фиг.6 показан пример вида в разрезе системы регулирования сопротивления потоку текучей среды, имеющей конфигурацию, приведенную на фиг.5, причем поток протекает через указанную систему относительно беспрепятственно.
На фиг.7-11 показаны примеры структурных схем конфигураций исполнительного механизма, который может быть использован в указанной системе регулирования сопротивления потоку текучей среды.
На фиг.12 показан пример графика зависимости давления или расхода потока текучей среды от времени, согласно способу, который может воплощать принципы настоящего изобретения.
На фиг.13 показан пример вида в частичном разрезе указанного способа, применяемый для передачи сигналов от указанной системы регулирования сопротивления потоку текучей среды в удаленную точку.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг.1 показан пример скважинной системы 10, при помощи которой можно воплощать принципы настоящего изобретения. Как показано на фиг.1, ствол 12 скважины имеет в целом вертикальную необсаженную часть 14, проходящую вниз от обсадной трубы 16, а также в целом горизонтальную необсаженную часть 18, проходящую через толщу 20 пород.
В стволе 12 скважины установлена трубчатая колонна 22 (типа насосно-компрессорной колонны). В трубчатой колонне 22 во взаимном соединении находятся фильтры 24, системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды и пакеры 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 интервалов или зон толщи 20 пород через изолированные между соседними парами пакеров 26 части кольцевого пространства 28.
Расположенные между каждой соседней парой пакеров 26 скважинный фильтр 24 и система 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды находятся во взаимном соединении с трубчатой колонной 22. Скважинный фильтр 24 фильтрует флюиды 30, поступающие в трубчатую колонну 22 из кольцевого пространства 28. Система 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды ограничивает с возможностью регулирования поступление флюидов 30 в трубчатую колонну 22 на основании определенных характеристик флюидов и/или на основании срабатывания исполнительного механизма указанной системы (как подробнее описано ниже).
Необходимо отметить, что приведенная на чертежах и описанная в данном документе скважинная система 10 является 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, согласно принципам данного изобретения ствол 12 скважины может не иметь в целом вертикальной части 14 или в целом горизонтальной части 18. Флюиды 30 могут не только извлекаться из толщи 20 пород, но и, в других вариантах, могут нагнетаться в толщу пород, а также могут как нагнетаться в толщу пород, так и извлекаться из толщи пород, и т.д.
Любой скважинный фильтр 24 и любая система 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды могут не располагаться между каждой соседней парой пакеров 26. Отдельно взятая система 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды 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 текучей среды может не использоваться со скважинным фильтром 24. Например, при нагнетании флюида он может протекать через систему 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды, но при этом может не протекать через скважинный фильтр 24.
Скважинные фильтры 24, системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды, пакеры 26 и любые другие элементы трубчатой колонны 22 могут не размещаться в необсаженных частях 14, 18 ствола 12 скважины. Согласно принципам настоящего изобретения любая часть ствола 12 скважины может быть обсаженной или необсаженной, и любая часть трубчатой колонны 22 может располагаться в обсаженной или необсаженной части ствола скважины.
Таким образом, следует четко понимать, что настоящее описание изобретения раскрывает создание и применение конкретных примеров, но принципы настоящего изобретения не ограничиваются какими-либо особенностями этих примеров. Напротив, принципы данного изобретения могут воплощаться во множестве других примеров при помощи информации, содержащейся в настоящем описании изобретения.
Специалистам понятно, что полезный эффект настоящего изобретения состоит в возможности регулирования потока флюидов 30, поступающих в трубчатую колонну 22 из каждой зоны толщи 20 пород, например, для предотвращения образования в толще пород водяного конуса 32 или газового конуса 34. Регулирование потока в скважине может использоваться для других целей (но не ограничивается таковыми): распределение извлечения флюидов из зон (или нагнетания флюидов в зоны), минимизация выноса или нагнетания нежелательных флюидов, предельное повышение добычи или нагнетания желательных флюидов, передача сигналов и т.п.
В нижеприведенных примерах сопротивление потоку текучей среды, протекающему через системы 25, может быть регулируемым в зависимости и/или в ответ на определенное условие. Например, поток текучей среды, протекающий через системы 25, может быть относительно ограничен при установке трубчатой колонны 22 и при заполнении скважинного фильтра гравием, но может протекать относительно беспрепятственно при добыче из толщи 20 пород флюида 30. В другом примере поток текучей среды, перемещающийся через системы 25, может быть относительно ограничен при повышенной температуре, указывающей на прорыв пара при нагнетании пара, но может протекать относительно беспрепятственно при пониженных температурах.
Приведенные примеры систем 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды, подробно описанные ниже, также могут увеличивать сопротивление потоку текучей среды при увеличении скорости или плотности флюида (например, чтобы тем самым распределять поток по зонам, предотвращать образование водяных или газовых конусов и т.д.) или увеличивать сопротивление потоку текучей среды при уменьшении вязкости флюида (например, чтобы тем самым ограничивать поток нежелательного флюида, такого как вода или газ, в нефтедобывающей скважине). И наоборот, системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды могут уменьшать сопротивление потоку текучей среды при уменьшении скорости или плотности флюида, или при увеличении вязкости флюида.
Желательность или нежелательность флюида обуславливается целью производимой операции по извлечению или нагнетанию флюида. Например, если необходимо извлечь из скважины нефть, а не воду или газ, следовательно, нефть является желательным флюидом, а вода и газ - нежелательными флюидами.
Необходимо отметить, что при определенных температурах и давлениях в скважине газообразные углеводороды могут фактически находиться в полностью или частично жидкой фазе. Таким образом, следует понимать, что при использовании в данном документе термина «газ» в это понятие входит сверхкритическая, жидкая и/или газообразная фазы вещества.
На фиг.2 показан увеличенный масштаб поперечного вида в разрезе одной из систем 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды и части одного из скважинных фильтров 24. В этом примере флюидная смесь 36 (которая может содержать один или более флюидов, таких как нефть и вода, жидкая вода и водяной пар, нефть и газ, газ и вода, нефть, вода и газ и т.д.) поступает в скважинный фильтр 24, где проходит фильтрацию, и затем поступает на вход 38 системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды.
Флюидная смесь может содержать один или более желательных или нежелательных флюидов. Флюидная смесь может сочетать в себе воду и водяной пар. В другом примере, флюидная смесь может сочетать в себе нефть, воду и/или газ.
Сопротивление потоку флюидной смеси 36 через систему 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды оказывается на основании одной или нескольких характеристик (таких как вязкость, скорость, плотность и др.) флюидной смеси. Затем флюидная смесь 36 выводится из системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды внутрь трубчатой колонны 22 через выход 40.
В других примерах совместно с системой 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды скважинный фильтр 24 может не использоваться (например, при нагнетательных операциях); флюидная смесь 36 может протекать через различные элементы скважинной системы 10 в противоположном направлении (например, при нагнетательных операциях); совместно со скважинными фильтрами может использоваться единственная система регулирования сопротивления потоку текучей среды; совместно с одним или более скважинными фильтрами могут использоваться системы регулирования сопротивления потоку текучей среды; флюидная смесь может извлекаться из областей скважины, отличных от кольцевого пространства или трубчатой колонны, и может выводиться в области скважины, отличные от кольцевого пространства или трубчатой колонны; флюидная смесь может протекать через систему регулирования сопротивления потоку текучей среды до протекания через скважинный фильтр; со скважинным фильтром и/или с системой регулирования сопротивления потоку текучей среды выше или ниже по потоку 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 раскрытого в данном документе.
Хотя тип скважинного фильтра 24, приведенный на фиг.2, известен специалисту в качестве фильтра с проволочной обмоткой, в других вариантах могут применяться фильтры иных типов и их сочетания (такие как спеченный металлический фильтр, расширяемый фильтр, фильтр с набивкой, проволочная сетка и др.). При необходимости могут использоваться дополнительные компоненты (такие как защитные кожухи, трубчатые перемычки, кабели, измерительные средства, датчики, регуляторы притока и т.д.).
На фиг.2 приведено упрощенное изображение системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды, но в предпочтительном примере, как подробно описано ниже, система может содержать различные каналы и устройства для выполнения разных функций. Кроме того, предпочтительно, что система 25 по меньшей мере частично 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 отдельном корпусе, прикрепленном 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 не трубчатую форму. Принципы данного изобретения могут быть воплощены при любой ориентации или конфигурации системы 25.
На фиг.3 приведен пример разреза системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды, выполненного по линии 3-3 с фиг.2. Пример системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды, показанный на фиг.3, может использоваться в скважинной системе 10, показанной на фиг.1 и 2, или может быть использован в других скважинных системах в соответствии с принципами настоящего изобретения.
Как показано на фиг.3, флюидная смесь 36 протекает от входа 38 к выходу 40 через канал 44, входные протоки 46, 48 и проточную камеру 50. Протоки 46, 48 являются ответвлениями от канала 44, пересекающими камеру 50 во входах 52, 54.
Не смотря на то, что на фиг.3 протоки 46, 48 отходят от входного канала 44 приблизительно под одинаковым углом, в других примерах протоки 46, 48 могут проходить не симметрично относительно канала 44. Например, проток 48 может отходить от входного канала 44 под меньшим углом по сравнению с протоком 46 так, что если элемент 62 исполнительного механизма не выдвинут (как показано на фиг.3), большая часть флюидной смеси 36 будет протекать в камеру 50 через проток 48.
Как показано на фиг.3, большая часть флюидной смеси 36 поступает в камеру 50 через проток 48 вследствие известного эффекта Коанда или эффекта «стенки». Однако в других примерах флюидная смесь 36 может поступать в камеру 50 по существу поровну через протоки 46, 48.
Сопротивление потоку флюидной смеси 36, протекающей через систему 25, зависит от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру через соответствующие протоки 46, 48 и входы 52, 54. Как показано на фиг.3, приблизительно половина флюидной смеси 36 поступает в камеру 50 по протоку 46 через вход 52, и приблизительно половина флюидной смеси поступает в указанную камеру по протоку 48 через вход 54.
В таком случае поток протекает через систему 25 относительно беспрепятственно. Флюидная смесь 36 может свободно протекать между различными конструктивными элементами 56 по направлению к выходу 40.
На фиг.4 показан вариант системы 25, имеющей другую конфигурацию, в которой сопротивление потоку текучей среды, протекающему через указанную систему, выше по сравнению с конфигурацией, приведенной на фиг.3. Предпочтительно, данное увеличение сопротивления потоку текучей среды, протекающему через систему 25, обусловлено не изменением характеристики флюидной смеси 36 (хотя в других примерах увеличение сопротивления потоку текучей среды может быть вызвано изменением характеристики флюидной смеси).
Как показано на фиг.4, отклоняющая заслонка 58 смещена относительно канала 44 так, что поток флюидной смеси 36 отклонен в большей степени в направлении ответвляющегося протока 46. Таким образом, большая часть флюидной смеси 36 поступает в камеру 50 по протоку 46 через вход 52, и меньшая часть указанной флюидной смеси поступает в указанную камеру через вход 54.
Когда большая часть флюидной смеси 36 поступает в камеру 50 через вход 52, поток флюидной смеси 36 стремится закручиваться в указанной камере по часовой стрелке (как показано на фиг.4). Конструктивные элементы 56 предназначены для способствования такому закручивающемуся в камере 50 потоку текучей среды, в результате чего больше энергии потока флюидной смеси 36 рассеивается. Таким образом, по сравнению с конфигурацией, приведенной на фиг.3, в конфигурации, показанной на фиг.4, сопротивление потоку текучей среды, протекающему через систему 25, увеличено.
В этом примере отклоняющая заслонка 58 смещается исполнительным механизмом 60. В качестве исполнительного механизма 60 может использоваться любой исполнительный механизм. Исполнительный механизма 60 может срабатывать от любого воздействия (например, электрического, магнитного, теплового и т.д.).
В других примерах отклоняющая заслонка 58 может перемещаться под воздействием на нее эрозии или коррозии (то есть при этом происходит перемещение поверхности отклоняющей заслонки). В другом примере, отклоняющая заслонка 58 может представлять собой растворимый анод в гальваническом элементе. В другом примере отклоняющая заслонка 58 может перемещаться при растворении (например, будучи выполненным из соли, полимера молочной кислоты и т.д.). Еще в одном примере отклоняющая заслонка 58 может перемещаться при образовании на его поверхности отложений (таких как окалины, асфальтенов, парафинов и т.д. или гальванического осаждения, если указанная отклоняющая заслонка является катодом с наращиваемым слоем).
Не смотря на то, что на фиг.4 показано, что в результате перемещения элемента 62 исполнительного механизма 60 сместилась отклоняющая заслонка 58, в других примерах указанная отклоняющая заслонка может быть смещена из одного положения в другое без перемещения элемента исполнительного механизма. Вместо этого элемент 62 может изменять конфигурацию (например, удлиняться, втягиваться, расширяться, разбухать и т.д.) без необходимости перемещения из одного положения в другое.
Не смотря на то, что на фиг.3 и 4 проточная камера 50 имеет входы 52, 54, в соответствии с изобретением может использоваться любое количество входов (в том числе один). Например, в американской патентной заявке под номером 12/792117, поданной 2 июня 2010 года, описана проточная камера с единственным входом, причем сопротивление потоку текучей среды, протекающему через данную камеру, изменяется в зависимости от того, через какой проток большая часть флюидной смеси поступает в указанную камеру.
На фиг.5 и 6 показана другая конфигурация системы регулирования сопротивления потоку текучей среды. В такой конфигурации сопротивление потоку текучей среды, протекающему через систему 25, может регулироваться за счет изменения характеристики флюидной смеси 36 или при появлении определенного условия или воздействия при помощи исполнительного механизма 60.
Поток флюидной смеси 36, показанный на фиг.5, имеет относительно высокую скорость. Флюидная смесь 36, перемещающаяся по каналу 44, обтекает камеры 64, образованные в боковой части указанного канала. Каждая из камер 64 гидравлически сообщается с переключателем 66 потока флюида, управляемым давлением.
При повышенных скоростях потока флюидной смеси 36, протекающего по каналу 44, в результате обтекания указанной флюидной смесью камер 64 к переключателю 66 потока флюида будет прикладываться пониженное давление, при этом, как показано на фиг.5, поток указанной флюидной смеси будет отклонен по направлению к ответвляющемуся протоку 48. Большая часть флюидной смеси 36 поступает в камеру 50 через вход 54, и сопротивление потоку текучей среды, протекающему через систему 25, увеличивается. При пониженных скоростях потока и увеличенных значениях вязкости большая часть флюидной смеси 36 будет поступать в камеру 50 через вход 52, при этом сопротивление потоку текучей среды, протекающему через систему 25, уменьшается вследствие меньшего закручивания потока в указанной камере.
На фиг.6 показано, что исполнительный механизм 60 переведен в положение, при котором поток флюидной смеси 36 отклоняется от канала 44 по направлению к ответвляющемуся протоку 46. Интенсивность закручивания потока флюидной смеси 36 в камере 50 уменьшена, и, таким образом, сопротивление потоку текучей среды, протекающему через систему 25, также уменьшено.
Следует отметить, что если скорость потока флюидной смеси 36 в канале 44 уменьшена или вязкость потока указанной флюидной смеси увеличена, часть указанной флюидной смеси может поступать в камеры 64 и в переключатель 66 потока флюида, что также способствует отклонению потока флюидной смеси по направлению к ответвляющемуся протоку 46. При этом предпочтительно, что перемещение отклоняющей заслонки 58 предназначено для направления потока флюидной смеси 36 по протоку 46 независимо от того, протекает указанная флюидная смесь к переключателю 66 потока флюида из камер 64 или нет.
На фиг.7-11 показаны примеры различных конфигураций исполнительного механизма 60. Исполнительные механизмы 60, показанные на фиг.7-11, могут использоваться в системе 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды или могут использоваться в других системах в соответствии с принципами настоящего изобретения.
На фиг.7 показано, что исполнительный механизм 60 содержит элемент 62, имеющий отклоняющую заслонку 58, расположенную на указанном элементе 62 или прикрепленную к указанному элементу 62. Элемент 62 содержит материал 68, который может изменять форму или перемещаться в результате действия электрического сигнала или воздействия, выдаваемого контроллером 70. Электрическое питание к контроллеру 70 может подводиться от батареи 72 или от другого источника (такого как электрический генератор и т.п.).
Для обнаружения сигнала, передаваемого на исполнительный механизм 60 из удаленной точки (такой как поверхность земли, подводное устьевое оборудование, буровая установка, эксплуатационное оборудование и т.д.) может использоваться датчик или детектор 74. Указанный сигнал может представлять собой телеметрический сигнал, передаваемый, например, при помощи звуковых волн, импульсов давления, электромагнитных волн, вибраций, механических воздействий на трубы и др. Согласно принципам настоящего изобретения детектор 74 может улавливать сигнал любого типа.
Материал 68 может представлять собой материал любого типа, способный изменять форму или перемещаться при прикладывании или снятии электрических воздействий. К примерам таких материалов относятся пьезокерамические материалы, пьезоэлектрические материалы, электрострикционные материалы и т.д. Также может использоваться пироэлектрический материал для вырабатывания электричества при определенном изменении температуры.
Электрическое воздействие может прикладываться для отклонения потока флюидной смеси 36 в направлении ответвляющегося протока 46 или для отклонения потока указанной флюидной смеси в направлении ответвляющегося протока 48. В ином случае указанное электрическое воздействие может прикладываться в случаях, когда отклонение потока флюидной смеси 36 отклоняющей заслонкой 58 не требуется.
На фиг.8 показано, что элемент 62 содержит материал 68, который, в данной конфигурации, изменяет форму или перемещается в результате действия магнитного сигнала или воздействия, выдаваемого контроллером 70. В указанном примере, электрический ток, подаваемый контроллером 70, преобразовывается в магнитное поле при помощи катушки 76, однако при необходимости могут применяться другие способы приложения магнитного поля к материалу 68 (например, постоянными магнитами и др.).
В этом примере, материал 68 может представлять собой материал любого типа, способный изменять форму или перемещаться, попав в магнитное поле или будучи выведенным из магнитного поля. К примерам таких материалов относятся магнитные материалы с памятью формы, магнитострикционные материалы, постоянные магниты, ферримагнитные материалы и т.д.
В одном примере элемент 62 и катушка 76 содержат звуковую катушку или соленоид. Соленоид может представлять собой фиксирующийся соленоид. В любом из раскрытых в данной заявке примеров исполнительный механизм 60 может быть двухпозиционным и может фиксироваться в выдвинутой и/или втянутой конфигурациях.
Магнитное поле может применяться для отклонения потока флюидной смеси 36 по направлению к ответвляющемуся протоку 46 или отклонять поток указанной флюидной смеси по направлению к ответвляющемуся протоку 48. В ином случае указанное магнитное поле может использоваться, когда отклонение потока флюидной смеси 36 отклоняющей заслонкой 58 не требуется.
На фиг.9 отклоняющая заслонка 58 отклоняет поток флюидной смеси 36, протекающий по каналу 44. В одном примере отклоняющая заслонка 58 может смещаться относительно канала 44 при эрозии или коррозии элемента 62. Указанная эрозия или коррозия может происходить в результате вмешательства человека (например, при контакте элемента 62 с коррозионным флюидом) или с течением времени (например, вследствие длительного воздействия флюидной смеси 36 на элемент 62).
В другом примере элемент 62 может быть выполнен из относительно быстро ржавеющего материала в виде растворимого анода в гальваническом элементе. В канал 80 может быть выборочно введен флюид электролита 78 (например, по протоку, проходящему до удаленной точки, и т.п.), контактирующий с материалом 68, который может быть менее устойчивым к коррозии, чем другой материал 82, также контактирующий с указанным флюидом.
Элемент 62 может увеличиваться в размерах вследствие гальванического осаждения на его поверхности, если, например, данный элемент является катодом с наращиваемым слоем в гальваническом элементе. В других примерах, элемент 62 может увеличиваться в размерах вследствие отложения на его поверхности окалины, асфальтенов, парафинов и т.д.
Еще в одном примере, материал 68 может разбухать, а флюид 78 может представлять собой флюид, вызывающий разбухание (то есть увеличение в объеме) этого материала. Известны различные материалы, разбухающие при контакте с водой, жидкими углеводородами и/или газообразными или находящимися в сверхкритической фазе углеводородами (например, указанные в патентах US 3385367 и US 7059415 и в публикациях US 2004-020662 и US 2007-0257405). В ином случае материал 68 может разбухать, если флюидная смесь 36 характеризуется повышенным соотношением желательного флюида к нежелательному флюиду или повышенным соотношением нежелательного флюида к желательному флюиду.
Еще в одном примере материал 68 может разбухать при изменении ионной концентрации (например, pH флюида 78 или флюидной смеси 36). Например, материал 68 может содержать полимерный гидрогель.
Еще в одном примере материал 68 может разбухать или изменять форму при повышении температуры. Например, материал 68 может содержать термочувствительный воск или термочувствительный материал с памятью формы и т.д.
На фиг.10 показано, что элемент 62 имеет поршень, смещающийся при перепаде давления между каналом 80 и каналом 44. Когда необходимо переместить отклоняющую заслонку 58, давление в канале 80 увеличивается или уменьшается (например, передаваясь по протоку, проходящему к источнику давления в удаленной точке и т.п.) относительно давления в канале 44.
На фиг.10 отклоняющая заслонка 58 изображена в виде поворотной лопатки, однако следует четко понимать, что согласно принципам настоящего изобретения может использоваться отклоняющая заслонка любой формы. Например, отклоняющая заслонка 58 может иметь форму крыла с аэродинамическим профилем и т.д.
На фиг.10 показана конфигурация, в которой положение отклоняющей заслонки 58 может зависеть от характеристики (давления) флюидной смеси 36.
Как показано на фиг.11, исполнительный механизм 60 срабатывает, попав в магнитное поле или будучи выведенным из магнитного поля. Например, к исполнительному механизму 60 может быть приложено магнитное поле путем ввода магнитного устройства 82 в канал 80, который может проходить через трубчатую колонну 22 в удаленную точку.
В этой конфигурации исполнительный механизм 60 может содержать любой материал 68, описанный выше со ссылкой на конфигурацию с фиг.8 (например, материалы, которые могут менять форму или перемещаться, попав в магнитное поле или будучи выведенным из магнитного поля, магнитные материалы с памятью формы, магнитострикционные материалы, постоянные магниты, ферримагнитные материалы и т.п.).
Магнитное устройство 82 может представлять собой устройство любого типа, которое может создавать магнитное поле. К примерам данных устройств относятся постоянные магниты, электромагниты и др. Устройство 82 может вводиться на проволоке, тросовом канате и т.п., а также может сбрасываться или прокачиваться по каналу 80 и т.д.
Одним из полезных применений конфигурации, приведенной на фиг.11, является возможность выборочной активации одного или нескольких исполнительных механизмов 60. Например, в скважинной системе 10, приведенной на фиг.1, может требоваться увеличение или уменьшение сопротивления потоку текучей среды, протекающему через некоторые или через все системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды. Во все системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды может быть сброшен или через все системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды может быть прокачан магнитный снаряд, активирующий все исполнительные механизмы 60; или вблизи некоторых систем может быть выборочно расположен вводимый на проволоке электромагнит, предназначенный для активации соответствующих исполнительных механизмов.
На фиг.12 показан пример графика зависимости давления или расхода потока флюидной смеси 36 от времени. Следует отметить, что давление и/или расход потока текучей среды могут выборочно изменены путем активации исполнительного механизма 60 системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды, и это изменение давления и/или расхода потока текучей среды может использоваться для передачи сигнала в удаленную точку.
На фиг.13 приведен пример скважинной системы 10, в котором необсаженная часть 14 ствола 12 скважины показана в процессе бурения. Флюидная смесь 36 (в данном случае буровой раствор) циркулирует через трубчатую колонну 84 (в данном случае через бурильную колонну), выходит из бурового долота 86 и возвращается на поверхность по кольцевому пространству 28.
Как описано выше, исполнительный механизм 60 может активироваться контроллером 70 для изменения давления и/или расхода потока флюидной смеси 36. Эти изменения давления и/или расхода потока текучей среды могут характеризоваться данными, командами или другой модулируемой информацией. Таким образом, система 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды может передавать сигналы в удаленную точку.
Как показано на фиг.13, в удаленной точке находится телеметрический приемник 88, регистрирующий изменения давления и/или расхода потока текучей среды при помощи одного или более датчиков 90, измеряющих эти характеристики выше или ниже по потоку системы 25. В одном примере система 25 может передавать в удаленную точку сигналы давления и/или расхода потока текучей среды, указывающие на результаты измерения, полученные при помощи средств измерения в процессе бурения (MWD, от англ. measurement while drilling), средств каротажа в процессе бурения (LWD, от англ. logging while drilling), средств измерения давления в процессе бурения (PWD, от англ. pressure while drilling) или при помощи других датчиков 92, подсоединенных в трубчатой колонне 84.
В других примерах возможности передачи сигналов системы 25 могут использоваться в операциях по добыче флюидов, нагнетанию флюидов, интенсификации притока флюидов, заканчиванию скважины или при других операциях. В процессе добычи флюидов (см. пример на фиг.1) система 25 может передавать в удаленную точку сигналы, указывающие на расход потока, давление, состав, температуру текучей среды и т.п. для каждой зоны добычи в отдельности.
Понятно, что настоящее изобретение, раскрытое выше, обеспечивает существенные улучшения в уровне техники по регулируемому сопротивлению потока флюида в скважине. Некоторые или все вышеописанные примеры системы 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды могут управляться дистанционно с целью надежного контроля потока флюидов между толщей 20 пород и внутренним пространством трубчатой колонны 22. Некоторые или все вышеописанные примеры системы 25 могут передавать сигналы в удаленную точку и/или могут принимать дистанционно передаваемые сигналы для управления исполнительным механизмом 60.
Один аспект настоящего изобретения состоит в том, что предложена система 25 регулирования сопротивления потоку текучей среды для использования с подземной скважиной. Система 25 может содержать проточную камеру 50, через которую протекает флюидная смесь 36, причем камера 50 имеет входные протоки 46, 48, при этом сопротивление потоку текучей среды изменяется в зависимости от пропорций, в которых флюидная смесь 36 поступает в камеру 50 по соответствующим входным протокам 46, 48. Исполнительный механизм 60 может изменять пропорции, в которых флюидная смесь протекает в указанную камеру 50 по соответствующим входным протокам 46, 48.
Исполнительный механизм 60 может отклонять поток флюидной смеси 36 по направлению к входному протоку 46. Исполнительный механизм 60 может смещать отклоняющую заслонку 58 относительно канала 44, через который протекает флюидная смесь 36.
Исполнительный механизм 60 может содержать разбухающий материал, материал, изменяющий форму или перемещающийся при контакте с выбранным типом флюида, и/или материал, изменяющий форму при изменении температуры.
Исполнительный механизм 60 может содержать пьезокерамический материал и/или материал, выбранный из следующей группы: пьезоэлектрический материал, пироэлектрический материал, электрострикционный материал, магнитострикционный материал, магнитный материал с памятью формы, постоянный магнит, ферримагнитный материал, разбухающий материал, полимерный гидрогель и термочувствительный материал с памятью формы. Исполнительный механизм 60 может представлять собой электромагнитный исполнительный механизм.
Система 25 может содержать контроллер 70, управляющий работой исполнительного механизма 60. Контроллер 70 может реагировать на сигнал, передаваемый из удаленной точки. Указанный сигнал может представлять собой электрический сигнал, магнитный сигнал и/или сигнал, выбранный из следующей группы: тепловой сигнал, ионная концентрация и тип флюида.
Флюидная смесь 36 может протекать через проточную камеру 50 в скважину.
Система 25 также может также содержать переключатель 66 потока флюида, при изменении характеристики флюидной смеси 36 изменяющий пропорции, в которых флюидная смесь 36 протекает в камеру 50 по соответствующим входным протокам 46, 48. Указанная характеристика может представлять собой по меньшей мере одну характеристику из следующей группы: скорость, вязкость, плотность и соотношение желательного флюида к нежелательному флюиду.
Передача сигнала в удаленную точку может осуществляться путем отклонения потока флюидной смеси 36 исполнительным механизмом 60. Указанный сигнал может представлять собой изменения давления и/или расхода потока текучей среды.
Кроме того, настоящим изобретением, раскрытым выше, предложен способ регулирования сопротивления потоку текучей среды в скважине. Указанный способ содержит изменение ориентации отклоняющей заслонки 58 относительно канала 44, по которому протекает флюидная смесь 36, в результате чего поток флюидной смеси 36 отклоняется по направлению к одному из входных протоков 46, 48 проточной камеры 50, причем проточная камера 50 обеспечивает сопротивление потоку текучей среды, изменяющееся в зависимости от пропорций, в которых флюидная смесь 36 протекает в камеру 50 по соответствующим входным протокам 46, 48.
Изменение ориентации отклоняющей заслонки 58 может содержать передачу сигнала в удаленную точку. Передача данного сигнала может содержать управление исполнительным механизмом 60 при помощи контроллера 70, в результате чего исполнительный механизм 60 смещает отклоняющую заслонку 58 относительно канала 44.
Следует понимать, что различные вышеописанные примеры могут характеризоваться разного рода пространственной ориентацией, в том числе наклонной, перевернутой, горизонтальной, вертикальной и др., а также применяться в разных конфигурациях без отступления от принципов 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 представленных вариантов осуществления изобретения специалисту в данной области техники будет понятно, что многие модификации, дополнения, замены, исключения и другие изменения могут быть сделаны для указанных конкретных вариантов осуществления изобретения, и такие изменения находятся в соответствии с принципами настоящего изобретения. Соответственно, вышеприведенное подробное 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 им признаками.

Claims (43)

1. Система регулирования сопротивления потоку для использования с подземной скважиной, содержащая:
проточную камеру, через которую протекает флюидная смесь, причем указанная камера имеет входные протоки, при этом в указанной камере сопротивление потоку изменяется в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам, причем, по меньшей мере, большая часть флюидной смеси протекает по входному каналу;
исполнительный механизм, выполненный с возможностью смещения отклоняющей заслонки относительно входного канала и тем самым изменяющий, как следствие смещения отклоняющей заслонки, указанные пропорции, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам;
переключатель потока флюида, который при изменении характеристики флюидной смеси изменяет пропорции, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм содержит разбухающий материал.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм содержит материал, изменяющий форму при контакте с выбранным типом флюида.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм содержит материал, изменяющий форму при изменении температуры.
5. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм содержит пьезокерамический материал.
6. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм содержит материал, выбранный из следующей группы: пьезоэлектрический материал, пироэлектрический материал, электрострикционный материал, магнитострикционный материал, магнитный материал с памятью формы, постоянный магнит, ферримагнитный материал, полимерный гидрогель и термочувствительный материал с памятью формы.
7. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм представляет собой электромагнитный исполнительный механизм.
8. Система по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит контроллер, управляющий работой исполнительного механизма, причем данный контроллер реагирует на сигнал, переданный из удаленной точки.
9. Система по п.8, отличающаяся тем, что указанный сигнал представляет собой электрический сигнал.
10. Система по п.8, отличающаяся тем, что указанный сигнал представляет собой магнитный сигнал.
11. Система по п.8, отличающаяся тем, что указанный сигнал представляет собой сигнал, выбранный из следующей группы: тепловой сигнал, ионная концентрация и тип флюида.
12. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанная флюидная смесь протекает через указанную проточную камеру в скважину.
13. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанная характеристика представляет собой, по меньшей мере, одну характеристику из следующей группы: скорость, вязкость, плотность и соотношение желательного флюида к нежелательному флюиду.
14. Система по п.1, отличающаяся тем, что при отклонении потока указанной флюидной смеси указанным исполнительным механизмом происходит передача сигнала в удаленную точку.
15. Система по п.14, отличающаяся тем, что указанный сигнал представляет собой изменение давления.
16. Система по п.14, отличающаяся тем, что указанный сигнал представляет собой изменение расхода потока.
17. Способ регулирования сопротивления потоку в скважине, содержащий шаги:
изменяют ориентацию отклоняющей заслонки во входном канале, по которому протекает, по меньшей мере, большая часть флюидной смеси, в результате чего поток указанной флюидной смеси отклоняется по направлению к одному из входных протоков проточной камеры, причем указанная камера обеспечивает сопротивление потоку, изменяющееся в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам, причем указанная флюидная смесь протекает через указанную проточную камеру в скважину.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение ориентации указанной отклоняющей заслонки дополнительно содержит передачу сигнала в удаленную точку.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что передача указанного сигнала дополнительно включает выборочное управление с помощью контроллера исполнительным механизмом, смещающим указанную отклоняющую заслонку в указанном входном канале.
20. Способ по п.18, отличающийся тем, что указанный сигнал представляет собой изменение давления.
21. Способ по п.18, отличающийся тем, что указанный сигнал представляет собой изменение расхода потока.
22. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение ориентации указанной отклоняющей заслонки дополнительно включает срабатывание исполнительного механизма, содержащего разбухающий материал.
23. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение ориентации указанной отражающей заслонки дополнительно включает срабатывание исполнительного механизма, содержащего материал, изменяющий форму при контакте с выбранным типом флюида.
24. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение ориентации указанной отклоняющей заслонки дополнительно включает срабатывание исполнительного механизма, содержащего материал, изменяющий форму при изменении температуры.
25. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение ориентации указанной отклоняющей заслонки дополнительно включает срабатывание исполнительного механизма, содержащего пьезокерамический материал.
26. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение ориентации указанной отклоняющей заслонки дополнительно включает срабатывание исполнительного механизма, содержащего материал, выбранный из следующей группы: пьезоэлектрический материал, пироэлектрический материал, электрострикционный материал, магнитострикционный материал, магнитный материал с памятью формы, постоянный магнит, ферримагнитный материал, полимерный гидрогель и термочувствительный материал с памятью формы.
27. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение ориентации указанной отклоняющей заслонки дополнительно включает срабатывание электромагнитного исполнительного механизма.
28. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение ориентации указанной отклоняющей заслонки дополнительно включает срабатывание исполнительного механизма в ответ на сигнал, переданный из удаленной точки.
29. Способ по п.28, отличающийся тем, что указанный сигнал представляет собой электрический сигнал.
30. Способ по п.28, отличающийся тем, что указанный сигнал представляет собой магнитный сигнал.
31. Способ по п.28, отличающийся тем, что указанный сигнал представляет собой сигнал, выбранный из следующей группы: тепловой сигнал, ионная концентрация и тип флюида.
32. Способ по п.17, отличающийся тем, что переключатель потока флюида при изменении характеристики флюидной смеси изменяет пропорции, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам.
33. Способ по п.32, отличающийся тем, что указанная характеристика представляет собой, по меньшей мере, одну характеристику из следующей группы: скорость, вязкость, плотность и соотношение желательного флюида к нежелательному флюиду.
34. Система регулирования сопротивления потоку для использования с подземной скважиной, содержащая:
проточную камеру, через которую протекает флюидная смесь, причем указанная камера имеет, по меньшей мере, первый и второй входные протоки, при этом сопротивление потоку изменяется в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим первому и второму входным протокам;
исполнительный механизм, отклоняющий поток указанной флюидной смеси по направлению к указанному первому входному протоку, причем указанный исполнительный механизм выполнен с возможностью смещения отклоняющей заслонки во входном канале, по которому протекает, по меньшей мере, большая часть указанной флюидной смеси;
и контроллер, управляющий работой указанного исполнительного механизма, причем данный контроллер реагирует на сигнал, переданный из удаленной точки.
35. Система по п.34, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм содержит пьезокерамический материал.
36. Система по п.34, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм содержит материал, выбранный из следующей группы: пьезоэлектрический материал, пироэлектрический материал, электрострикционный материал, магнитострикционный материал, магнитный материал с памятью формы, постоянный магнит, ферримагнитный материал, полимерный гидрогель и термочувствительный материал с памятью формы.
37. Система по п.34, отличающаяся тем, что указанный исполнительный механизм представляет собой электромагнитный исполнительный механизм.
38. Система по п.34, отличающаяся тем, что указанный сигнал представляет собой электрический сигнал.
39. Система по п.34, отличающаяся тем, что указанный сигнал представляет собой магнитный сигнал.
40. Система по п.34, отличающаяся тем, что указанный сигнал представляет собой сигнал, выбранный из следующей группы: тепловой сигнал, ионная концентрация и тип флюида.
41. Система по п.34, отличающаяся тем, что указанная флюидная смесь протекает через указанную проточную камеру в скважину.
42. Система по п.34, отличающаяся тем, что дополнительно содержит переключатель потока флюида, который при изменении характеристики флюидной смеси изменяет пропорции, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим первому и второму входным протокам.
43. Система по п.42, отличающаяся тем, что указанная характеристика представляет собой, по меньшей мере, одну характеристику из следующей группы: скорость, вязкость, плотность и соотношение желательного флюида к нежелательному флюиду.
RU2013148468/03A 2011-04-11 2012-03-27 Регулируемый ограничитель потока для использования в подземной скважине RU2558566C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/084,025 US8678035B2 (en) 2011-04-11 2011-04-11 Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well
US13/084,025 2011-04-11
PCT/US2012/030641 WO2012141880A2 (en) 2011-04-11 2012-03-27 Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013148468A RU2013148468A (ru) 2015-05-20
RU2558566C2 true RU2558566C2 (ru) 2015-08-10

Family

ID=46965209

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013148468/03A RU2558566C2 (ru) 2011-04-11 2012-03-27 Регулируемый ограничитель потока для использования в подземной скважине

Country Status (13)

Country Link
US (1) US8678035B2 (ru)
EP (1) EP2697473B1 (ru)
CN (1) CN103477021B (ru)
AU (1) AU2012243214B2 (ru)
BR (1) BR112013026041B1 (ru)
CA (1) CA2831093C (ru)
CO (1) CO6811824A2 (ru)
MX (1) MX2013011876A (ru)
MY (1) MY159811A (ru)
NO (1) NO2634362T3 (ru)
RU (1) RU2558566C2 (ru)
SG (1) SG193607A1 (ru)
WO (1) WO2012141880A2 (ru)

Families Citing this family (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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
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
US9109423B2 (en) 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
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
US8356668B2 (en) 2010-08-27 2013-01-22 Halliburton Energy Services, Inc. Variable flow restrictor 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
EP2694776B1 (en) 2011-04-08 2018-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch
BR112014010371B1 (pt) 2011-10-31 2020-12-15 Halliburton Energy Services, Inc. Aparelho para controlar o fluxo de fluido de forma autônoma em um poço subterrâneo e método para controlar o fluxo do fluido em um poço subterrâneo
BR112014008537A2 (pt) 2011-10-31 2017-04-18 Halliburton Energy Services Inc aparelho para controlar de maneira autônoma o escoamento de fluido em um poço subterrâneo, e, método para controlar escoamento de fluido em um poço subterrâneo
CA2966002C (en) * 2011-11-07 2018-09-11 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
BR112013025789B1 (pt) 2011-11-11 2020-11-03 Halliburton Energy Services, Inc aparelho e método para controlar autonomamente fluxo de fluido em um poço subterrâneo
US8684094B2 (en) 2011-11-14 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow of undesired fluid through a variable flow resistance system in a well
US9404349B2 (en) 2012-10-22 2016-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control system having a fluid diode
US9169705B2 (en) 2012-10-25 2015-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure relief-assisted packer
US9695654B2 (en) 2012-12-03 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Wellhead flowback control system and method
US9127526B2 (en) 2012-12-03 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Fast pressure protection system and method
WO2014112970A1 (en) * 2013-01-15 2014-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. Remote-open inflow control device with swellable actuator
EP2951384A4 (en) * 2013-01-29 2016-11-30 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
US9726009B2 (en) 2013-03-12 2017-08-08 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
US9752414B2 (en) 2013-05-31 2017-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches
US20150075770A1 (en) 2013-05-31 2015-03-19 Michael Linley Fripp Wireless activation of wellbore tools
WO2015065419A1 (en) 2013-10-31 2015-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole telemetry systems with voice coil actuator
CN103806881A (zh) * 2014-02-19 2014-05-21 东北石油大学 一种分叉流道式自适应流入控制装置
WO2015137961A1 (en) 2014-03-14 2015-09-17 Halliburton Energy Services, Inc. Fluidic pulser for downhole telemetry
WO2015167467A1 (en) 2014-04-29 2015-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Valves for autonomous actuation of downhole tools
WO2016085465A1 (en) 2014-11-25 2016-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wireless activation of wellbore tools
ITUB20154701A1 (it) 2015-10-15 2017-04-15 Dolphin Fluidics S R L Valvola deviatrice a separazione totale.
WO2018093377A1 (en) * 2016-11-18 2018-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Variable flow resistance system for use with a subterranean well
BR112019007722B1 (pt) 2016-11-18 2022-08-09 Halliburton Energy Services, Inc Sistema de resistência ao fluxo variável para uso com um poço subterrâneo, e, método para controlar variavelmente a resistência do fluxo em um poço
WO2019027467A1 (en) * 2017-08-03 2019-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. AUTONOMOUS INPUT FLOW CONTROL DEVICE WITH FLUID SELECTOR FOR USE IN MOLDING
US11408250B2 (en) 2017-11-14 2022-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Adjusting the zonal allocation of an injection well with no moving parts and no intervention
AU2018405194B2 (en) 2018-01-26 2023-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Retrievable well assemblies and devices
AU2018413159B2 (en) 2018-03-12 2024-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Self-regulating turbine flow
CN110397423B (zh) * 2018-04-18 2021-04-30 中国石油天然气股份有限公司 一种三层试油管柱及试油方法
US10669810B2 (en) * 2018-06-11 2020-06-02 Saudi Arabian Oil Company Controlling water inflow in a wellbore
GB2598476B (en) 2019-03-29 2023-01-25 Halliburton Energy Services Inc Accessible wellbore devices

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
EA005253B1 (ru) * 2001-05-08 2004-12-30 Руне Фрейер Способ и устройство для ограничения притока пластовой воды в скважину
EA200870248A1 (ru) * 2006-02-10 2009-02-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Выравнивание профиля приемистости посредством материалов, реагирующих на управляющее воздействие
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

Family Cites Families (157)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
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
US3776460A (en) * 1972-06-05 1973-12-04 American Standard Inc Spray nozzle
JPS5244990B2 (ru) 1973-06-06 1977-11-11
US4082169A (en) 1975-12-12 1978-04-04 Bowles Romald E Acceleration controlled fluidic shock absorber
US4286627A (en) 1976-12-21 1981-09-01 Graf Ronald E Vortex chamber controlling combined entrance exit
US4127173A (en) 1977-07-28 1978-11-28 Exxon Production Research Company Method of gravel packing a well
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
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
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
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
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
US5228508A (en) 1992-05-26 1993-07-20 Facteau David M Perforation cleaning tools
US5484016A (en) 1994-05-27 1996-01-16 Halliburton Company Slow rotating mole apparatus
US5533571A (en) 1994-05-27 1996-07-09 Halliburton Company Surface switchable down-jet/side-jet 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
US5505262A (en) 1994-12-16 1996-04-09 Cobb; Timothy A. Fluid flow acceleration and pulsation generation apparatus
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
AU713643B2 (en) 1997-05-06 1999-12-09 Baker Hughes Incorporated Flow control apparatus and methods
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
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
US6336502B1 (en) 1999-08-09 2002-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Slow rotating tool with gear reducer
WO2002057805A2 (en) 2000-06-29 2002-07-25 Tubel Paulo S Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors
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
US6793814B2 (en) 2002-10-08 2004-09-21 M-I L.L.C. Clarifying tank
GB0312331D0 (en) 2003-05-30 2003-07-02 Imi Vision Ltd Improvements in fluid control
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
US7114560B2 (en) 2003-06-23 2006-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation
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
US7213681B2 (en) 2005-02-16 2007-05-08 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic stimulation tool with axial driver actuating moment arms on tines
US7216738B2 (en) 2005-02-16 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic stimulation method 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
US20080041580A1 (en) 2006-08-21 2008-02-21 Rune Freyer Autonomous inflow restrictors for use in 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
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
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
EP1939794A3 (en) 2006-12-29 2009-04-01 Vanguard Identification Systems, Inc. Printed planar RFID element wristbands and like personal identification devices
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
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
US8235118B2 (en) 2007-07-06 2012-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Generating heated fluid
US7909094B2 (en) 2007-07-06 2011-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Oscillating fluid flow in a wellbore
US7578343B2 (en) 2007-08-23 2009-08-25 Baker Hughes Incorporated Viscous oil inflow control device for equalizing screen flow
US8584747B2 (en) 2007-09-10 2013-11-19 Schlumberger Technology Corporation Enhancing well fluid recovery
US7849925B2 (en) 2007-09-17 2010-12-14 Schlumberger Technology Corporation System for completing water injector wells
AU2008305337B2 (en) 2007-09-25 2014-11-13 Schlumberger Technology B.V. Flow control systems and methods
US7918272B2 (en) 2007-10-19 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
US20090101354A1 (en) 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids
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
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
US20090101344A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device
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
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
NO20080082L (no) 2008-01-04 2009-07-06 Statoilhydro Asa Forbedret fremgangsmate for stromningsregulering samt autonom ventil eller stromningsreguleringsanordning
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
US7900696B1 (en) 2008-08-15 2011-03-08 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Downhole tool with exposable and openable flow-back vents
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
US9109423B2 (en) 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
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
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
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
US8403061B2 (en) 2009-10-02 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Method of making a flow control device that reduces flow of the fluid when a selected property of the fluid is in 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
US9353608B2 (en) 2010-03-18 2016-05-31 Statoil Petroleum As Flow control device and flow control method
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
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
US8646483B2 (en) 2010-12-31 2014-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Cross-flow fluidic oscillators for use with a subterranean well
US9133683B2 (en) 2011-07-19 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Chemically targeted control of downhole flow control devices
US8573066B2 (en) 2011-08-19 2013-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Fluidic oscillator flowmeter for use with a subterranean well
US8863835B2 (en) 2011-08-23 2014-10-21 Halliburton Energy Services, Inc. Variable frequency fluid oscillators for use with a subterranean well

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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
EA200870248A1 (ru) * 2006-02-10 2009-02-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Выравнивание профиля приемистости посредством материалов, реагирующих на управляющее воздействие
EA200900161A1 (ru) * 2006-07-07 2009-06-30 Статоилхюдро Аса Способ для регулирования расхода и автономные клапан или устройство для регулирования расхода

Also Published As

Publication number Publication date
CA2831093C (en) 2015-09-15
CA2831093A1 (en) 2012-10-18
RU2013148468A (ru) 2015-05-20
EP2697473A2 (en) 2014-02-19
AU2012243214B2 (en) 2015-05-14
MX2013011876A (es) 2013-11-01
EP2697473A4 (en) 2015-12-16
WO2012141880A3 (en) 2012-12-27
MY159811A (en) 2017-02-15
BR112013026041A2 (pt) 2016-12-20
US8678035B2 (en) 2014-03-25
NO2634362T3 (ru) 2018-08-25
CN103477021A (zh) 2013-12-25
CN103477021B (zh) 2015-11-25
US20120255739A1 (en) 2012-10-11
WO2012141880A2 (en) 2012-10-18
SG193607A1 (en) 2013-10-30
EP2697473B1 (en) 2018-02-07
AU2012243214A1 (en) 2013-10-24
CO6811824A2 (es) 2013-12-16
BR112013026041B1 (pt) 2021-06-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2558566C2 (ru) Регулируемый ограничитель потока для использования в подземной скважине
US7845407B2 (en) Profile control apparatus and method for production and injection wells
US6978840B2 (en) Well screen assembly and system with controllable variable flow area and method of using same for oil well fluid production
US7597150B2 (en) Water sensitive adaptive inflow control using cavitations to actuate a valve
AU2013247466B2 (en) Apparatus and method to remotely control fluid flow in tubular strings and wellbore annulus
US9506320B2 (en) Variable flow resistance for use with a subterranean well
US20130269951A1 (en) Apparatus and Method to Remotely Control Fluid Flow in Tubular Strings and Wellbore Annulus
US20090218097A1 (en) Wellbore intervention tool
NO344416B1 (no) Fluidreguleringsapparatur og fremgangsmåter for produksjons- og injeksjonsbrønner
CN106715830B (zh) 井结构实时遥测系统
US11365586B2 (en) Steering system for use with a drill string
US10119338B2 (en) Controlled blade flex for fixed cutter drill bits
US10508511B2 (en) Rotary actuator for actuating mechanically operated inflow control devices
US20200263520A1 (en) Well apparatus with remotely activated flow control device
US7057524B2 (en) Pressure pulse generator for MWD
US20190136660A1 (en) Distintegrable wet connector cover
CN112639250B (zh) 无定子剪切阀脉冲发生器
US9896909B2 (en) Downhole adjustable steam injection mandrel
Jacob et al. Case study of intelligent completion with new generation Electro-hydraulic downhole control system
Al-Qahtani et al. SS-Reservoir Management Practices In The Offshore Oil Fields Of Saudi Arabia