RU2587675C2 - Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод - Google Patents
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод Download PDFInfo
- Publication number
- RU2587675C2 RU2587675C2 RU2014111001/03A RU2014111001A RU2587675C2 RU 2587675 C2 RU2587675 C2 RU 2587675C2 RU 2014111001/03 A RU2014111001/03 A RU 2014111001/03A RU 2014111001 A RU2014111001 A RU 2014111001A RU 2587675 C2 RU2587675 C2 RU 2587675C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- inflow
- production
- control devices
- inflow control
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 186
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 124
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 26
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 26
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 25
- 238000013021 overheating Methods 0.000 claims description 22
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 12
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 47
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 21
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000006903 response to temperature Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000003466 welding 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
- 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
- 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
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K15/00—Check valves
- F16K15/02—Check valves with guided rigid valve members
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
- G05D7/00—Control of flow
- G05D7/01—Control of flow without auxiliary power
- G05D7/0146—Control of flow without auxiliary power the in-line sensing element being a piston or float without flexible member or spring
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления потоком флюида. Способ включает этапы, на которых: локально уменьшают приток в добычной трубопровод из областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком, снабженных внутри своего корпуса подвижным затвором, выполненным с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли; увеличивают приток флюида в указанный добычный трубопровод на отдалении от указанных областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком с целью локального увеличения притока; и усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку. Технический результат заключается в повышении эффективности управления потоком флюида. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для управления потоком текучей среды в добычном трубопроводе тяжелой нефти, снабженному устройствами управления притоком. Изобретение может, например, быть использовано для управления массовым расходом поступления углеводородов в добычный трубопровод в стволе скважины.
Сведения о предшествующем уровне техники
Устройства для извлечения нефти и газа из длинных, как горизонтальных, так и вертикальных скважин известны из публикаций №4, 821, 801, №4, 858, 691, №4, 574, 691 патентов С.Ш.А. и №2169018 патента Великобритании. Эти известные устройства содержат перфорированную дренажную трубу, например, с фильтром для борьбы с пескопроявлением вокруг трубы. Значительным недостатком известных устройств для добычи нефти и/или газа из высокопроницаемых геологических пластов является то, что в результате гидравлического трения в трубе давление в дренажной трубе растет экспоненциально в направлении выше по потоку. Поскольку в результате этого, разница давлений между коллектором и дренажным трубопроводом будет снижаться в направлении выше по потоку, то, соответственно, будет снижаться и количество нефти и/или газа, притекающих из коллектора в дренажную трубу. Поэтому, при добыче таким средством общий объем добываемых нефти и/или газа будет низким. В случае добычи на тонких нефтеносных участках и геологических пластах с высокой проницаемостью, также существует большой риск образования конусов, то есть, попадания нежелательного потока воды или газа внутрь дренажной трубы ниже по потоку, где скорость потока нефти, проходящего из коллектора в трубу, является наибольшей.
При извлечении нефти из коллекторов при помощи нагнетания пара или с использованием сжигания, разница давлений может варьировать на протяжении дренажной трубы. Изменения разности давлений могут быть вызваны неравномерным распределением или распространением нагнетаемого пара и/или тепла сгорания в коллекторе. Присутствующие в коллекторном пласте флюиды, которые могут быть пластовой водой, конденсированным паром и/или текучими углеводородами, имеют температуру, равную или близкую к их соответствующим точкам кипения. В таких условиях, изменения давления могут приводить к мгновенному испарению или закипанию флюидов с выделением газа или пара. Это может вызвать проблемы, если пар или газ достигнут клапанов, используемых для дренирования флюида из коллектора в добычную трубу, так как многие такие клапаны не способны закрыться, предотвратив попадание пара или дымового газа в добычный трубопровод. В частности, если разница давлений относительно низкая, то вторжение пара или дымового газа может привести к «короткому замыканию» давления нагнетания и давления добычи. Это вызовет еще большее падение разницы давлений, что негативно скажется на эффективности процесса дренажа. Эффективность определяется соотношением затрачиваемой энергии нагнетания и объемои добытой нефти.
Другим результатом существования участков с низкой разницей давлений совместно с высокой температурой, также называемых областями местного перегрева, является то, что низковязкий флюид из высокотемпературных областей коллектора будет преобладать на притоке в добычную трубу. В этом случае добычная труба будет обладать нежелательным профилем притока по своей длине.
Прорыв горячих флюидов, таких как углеводороды и/или вода, при температуре, близкой к их соответствующим точкам кипения, может привести к тому, что флюид мгновенно испарится или закипит внутри добычного трубопровода. Если это случится во внутрискважинном насосе или выше по потоку от него, то это негативно скажется на работе насоса и приведет к ограничению депрессии, то есть разницы между давлением в коллекторе и давлением в добычном трубопроводе.
Как было ранее описано в «World Oil», том 212, №11 (11/91), стр. 73-80, дренажный трубопровод можно разделить на секции с одним или более ограничивающими приток устройствами, такими как скользящие муфты или дросселирующие устройства. Однако, в указанной работе речь ведется, в основном, об управлении притоком для ограничения его интенсивности расхода на участках выше по скважине и, посредством этого, устранения или уменьшения образования конусов воды и/или газа.
Документ WO-A-9208875 описывает горизонтальный добычный трубопровод, содержащий множество добычных секций, которые соединены смесительными камерами, имеющими больший внутренний диаметр, чем добычные участки. Добычные участки включают в себя внешний щелевой хвостовик, который может рассматриваться в качестве фильтрующего устройства. Однако, последовательность участков различного диаметра создает турбулентность потока и препятствует прохождению инструментов для ремонтных работ, действующих вдоль наружной поверхности добычного трубопровода.
Устройства управления притоком или автономные клапаны, раскрытые в международных публикациях WO 2009/088292 и WO 2008/004875, обладают высокой прочностью, могут выдерживать большие нагрузки и высокие температуры, предотвращать депрессии (разность давлений), не требуют подачи энергии и выдерживают пескопроявление. При этом они надежны, обладают простой конструкцией и очень дешевы. Однако, несмотря на это, можно выполнить ряд усовершенствований для повышения эффективности и долговечности вышеупомянутых устройств.
При извлечении нефти и/или газа из продуктивных геологических пластов, флюиды различного качества, то есть нефть, газ, вода (и песок) добываются в разных количествах и пропорциях в зависимости от свойств или качества пласта. Ни одно из вышеупомянутых известных устройств не способно различать то, какой флюид притекает - нефть, газ или вода, сравнивая их относительный состав и/или качество, а также управлять их притоком на основе этого. В частности, известные устройства не обладают возможностью управления изменениями притока в добычный трубопровод по изменениям разности давлений, вызываемой изменениями температуры. Указанные клапаны также не способны контролировать последствия мгновенного испарения или закипания флюида внутри добычного трубопровода.
Настоящее изобретение обеспечивает улучшенный добычный трубопровод, предназначенный для сведения к минимуму проблем, связанных с изменениями притока в добычный трубопровод вследствие температурных изменений. Коме того, целью изобретения является уменьшение проблем, связанных с мгновенным испарением или закипанием флюидов в добычном трубопроводе.
Сущность изобретения
Изобретение обеспечивает способ, систему добычи и способ использования устройств управления притоком согласно прилагаемой формуле изобретения.
Вышеуказанные проблемы решаются способом и добычным трубопроводом для управления притоком в добычный трубопровод согласно прилагаемой формуле изобретения.
Устройства управления потоком предпочтительно являются саморегулирующимися или автономными. Устройства управления притоком могут быть легко установлены в стенке добычного трубопровода и не препятствуют использованию инструментов для ремонтных работ. Устройство выполнено с возможностью «различать» нефть и/или газ и/или воду, а также с возможностью управлять потоком или притоком нефти или газа, в зависимости от того, к потоку какого из этих флюидов требуется применять такое управление.
Упоминаемый в тексте «флюид» может содержать углеводороды в жидком фазовом состоянии (например, нефть или битуминозную нефть), углеводороды в газообразном фазовом состоянии, или может быть смешанным флюидом, содержащим смесь углеводородов в жидком фазовом состоянии и/или углеводородов в газообразном фазовом состоянии и/или воды. Упоминаемая ниже точка кипения элемента или субстанции является температурой, при которой давление пара текучей среды эквивалентно давлению в среде, окружающей текучую среду. Температура насыщения эквивалентна точке кипения. Температура насыщения является температурой для соответствующего давления насыщения, при котором текучая среда закипает с переходом в парообразное фазовое состояние.
В одном варианте осуществления, при снижении притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в точке кипения или выше нее, устройства управления притоком используют эффект Бернулли и любое застойное давление, создаваемое поверх подвижного затвора. Таким образом, для локального уменьшения притока устройства управления потоком, в зависимости от состава и вязкости флюида, будут закрываться, по меньшей мере, частично.
Для увеличения притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, указанные устройства управления притоком используют аналогичный эффект, в силу которого для локального увеличения притока устройства управления потоком будут открываться.
Способ может предусматривать управление устройствами управления притоком в зависимости от, по меньшей мере, одного из следующего: состава, плотности и/или вязкости флюида.
В одном варианте осуществления, приток уменьшают в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в точке кипения или выше нее, посредством, по меньшей мере, частичного закрытия указанных автономных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком может быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток флюида в ответ на увеличение скорости потока и/или на снижение вязкости флюида. Приток через устройства управления притоком может также быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток флюида в ответ на повышение температуры флюида.
При уменьшении притока в участках дренажной трубы, расположенных в областях местного перегрева, способ может также предусматривать увеличение притока в участках дренажной трубы, отдаленных от указанных участков местного перегрева, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, с использованием указанных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком может быть увеличен с помощью подвижного затвора, посредством которого автономно может быть увеличен поток флюида в ответ на снижение скорости потока и/или повышение вязкости флюида.
В одном варианте осуществления, флюид заставляют течь от дренажной трубы и вверх через вертикальную секцию добычного трубопровода с помощью инжектора газообразной среды в пятке или ниже ее по потоку. Расход потока флюида ниже по потоку от пятки может быть контролируемым посредством управляемого инжектора. Газообразную среду впрыскивают для усиления депрессии в дренажной трубе и снижения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к сборному баку (не показан) на поверхности. По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции трубопровода снижается и, по меньшей мере, некоторая часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Расход потока флюида может быть контролируемым за счет регулирования количества газообразной среды, подаваемой инжектором.
Падение давления в дренажной трубе может быть ограничено с помощью добычного дросселя, установленного выше по потоку от инжектора.
Без добычного дросселя таким флюидам, как конденсат или перегретая вода, попадающим в дренажную трубу может быть предоставлена возможность мгновенного испарения. Мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах управления притоком, и его используют для дополнительного способствования течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции трубопровода.
При помощи добычного дросселя, может быть предотвращено мгновенное испарение флюида, входящего в дренажную трубу выше по потоку от добычного дросселя. Добычный дроссель поддерживает давление в дренажной трубе выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя. Это может быть использовано для поддержания равномерного потока флюида через дренажную трубу. Сразу же за добычным дросселем, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат, можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции трубопровода.
Инжектор может впрыскивать газообразную среду, такую как водяной пар или газ, для усиления депрессии в дренажной трубе и снижения плотности флюида с целью транспортирования флюида и конденсата по направлению к поверхности или к точке сбора, расположенной над пяткой. По мере протекания газообразной среды и флюида наверх, локальное давление в вертикальной секции трубопровода снижается, и, по меньшей мере, некоторая часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида вверх. Конденсат природного газа является обладающей низкой плотностью смесью находящихся в жидком фазовом состоянии углеводородов, присутствующих в виде газообразных компонентов в неочищенном природном газе. Конденсат природного газа также называют просто конденсатом или газовым конденсатом.
Области местного перегрева возникают в результате нагревания пластового флюида выше его температуры насыщения, например, за счет пара, впрыснутого в пласт для того, чтобы нагреть его и сделать жидкие углеводороды менее вязкими с целью повышения отдачи добычного трубопровода. В идеале, фронт нагрева проходит через пласт с одинаковой скоростью. Однако, местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах фронт будет достигать дренажной трубы быстрее, создавая, тем самым, области местного перегрева, в которых вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы и нарушать приток флюида в указанную дренажную трубу. Когда нагретый углеводородный флюид достигнет клапана, автономные устройства управления притоком указанного типа будут реагировать на изменение состава флюида, например, на внезапное увеличение количества газа в нем, и/или на изменения вязкости, например, на ее снижение.
В случае надобности, устройства управления притоком могут быть также выполнены с возможностью автономного уменьшения потока флюида в ответ на повышение температуры флюида. Это может быть достигнуто с помощью чувствительного к температуре устройства, воздействующего на подвижный затвор или ограничивающего поток через проток в клапане.
Кроме того, с целью ограничения падения давления в дренажной трубе, вблизи пятки выше по потоку от указанного инжектора может быть предусмотрен добычный дроссель. В отсутствие добычного дросселя, поступающему в дренажную трубу флюиду, такому как конденсат или перегретая вода, может быть позволено мгновенно испариться. Мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах управления притоком, и может дополнительно способствовать течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх. При наличии добычного дросселя, можно не допустить мгновенного испарения флюида, поступающего в дренажную трубу. Добычный дроссель поддерживает давление в дренажной трубе выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя. Сразу же за добычным дросселем, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат, можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх.
Приток через устройства управления притоком может быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток в ответ на повышение температуры флюида. Для того, чтобы позволить закрыться устройству управления притоком, чувствительное к температуре устройство может быть использовано в сочетании с устройством, чувствительным к скорости и/или вязкости потока.
В таком варианте осуществления, клапан может дополнительно содержать подвижный клапанный затвор, выполненный с возможностью приведения его в действие чувствительным к температуре устройством. Клапанный затвор может быть выполнен с возможностью перемещения его в направлении закрытого положение чувствительным к температуре устройством в ответ на заданное повышение температуры флюида, окружающего клапан и/или попадающего внутрь клапана.
Чувствительное к температуре устройство может представлять собой герметичный расширяющийся механизм, по меньшей мере частично наполненный материалом, существенно расширяющимся при повышении температуры флюида, окружающего устройство. Предпочтительно, чтобы расширение было достаточным для существенного или полного закрытия клапана при повышении температуры флюида, окружающего чувствительное к температуре устройство, выше заданного значения. Такого расширения можно добиться, например, выбрав материал, изменяющий свое фазовое состояние при заданной температуре. Примером такого изменяющего свое фазовое состояние материала служит текучая среда, которая закипает при заданной температуре или выше нее. Текучая среда может представлять собой подходящий спирт, спиртоводную смесь или ацетон. Текучая среда может быть выбрана в зависимости от ее точки кипения при заданном давлении, которое зависит от давления, воздействующего на добычный трубопровод в месте расположения клапана или устройства управления притоком. Текучая среда может быть выбрана в зависимости от расположения добычного трубопровода. Например, при нормальных условиях эксплуатации, на добычный трубопровод, расположенный на глубине 300 метров, действует давление от 25 до 30 бар при температуре 250-290°С. Для того чтобы предотвратить внезапный приток пара с более высокой температурой через клапан, расширяющийся механизм может быть заполнен спиртоводной смесью, кипящей, например, при 280°С. В процессе нежелательного повышения температуры протекающего через клапан флюида, расширяющийся механизм может расширяться, перемещая подвижный клапанный затвор в направлении закрытого положения, когда температура флюида превышает указанное заданное значение, механизм может расшириться, сместив подвижный клапанный затвор в направлении его закрытия. Таким образом, клапан может быть закрыт для предотвращения попадания кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод. Мгновенное испарение или кипение могут случаться при относительно низкой разнице давлений на устройстве управления притоком. Если допустить попадание кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод, это может привести к «короткому замыканию» давления нагнетания и давления добычи и, в результате, к еще большему уменьшению разницы давлений. Это отрицательно скажется на эффективности процесса дренажа, как было сказано ранее. Другими нежелательными флюидами, попадание которых в добычный трубопровод может быть предотвращено, являются горячие добычные газы или дымовые газы, использующиеся для повышения производительности скважины.
Для управления открытием и закрытием клапана при изменении температуры, расширяющийся механизм может быть расположен в контакте с флюидом, окружающим добычный трубопровод или протекающим через клапан. Расширяющийся механизм может быть прикреплен к участку флюидной камеры и выполнен с возможностью, при расширении, вступать в контакт с подвижным клапанным затвором. Альтернативно, расширяющийся механизм может быть прикреплен к подвижному клапанному затвору и выполнен с возможностью, при расширении, вступать в контакт с флюидной камерой.
Перечень фигур чертежей
Далее, исключительно в качестве примера, будут подробно описаны варианты осуществления изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи. Следует понимать, что чертежи выполнены исключительно в целях иллюстрации и не предназначены для определения объема изобретения. Также следует понимать, что чертежи не обязательно выполнены в масштабе и что, если иное не указано, они предназначены только для схематического изображения конструкций и описанных в настоящем документе процедур.
На Фиг. 1 схематично показан добычный трубопровод, расположенный в коллекторном пласте с областью местного перегрева;
На Фиг. 2 схематично показан добычный трубопровод в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения;
На Фиг. 3 схематично показан добычный трубопровод в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения;
На Фиг. 4 показан участок дренажной трубы, являющийся частью добычного трубопровода, показанного на фиг. 2 или 3;
На Фиг. 5 схематически показан клапанный механизм, пригодный для использования в дренажной трубе в соответствии с изобретением;
На Фиг. 6 схематически показан альтернативный клапанный механизм, пригодный для использования в дренажной трубе в соответствии с изобретением;
На Фиг. 7 показан клапанный механизм с Фиг. 5, оснащенный термически расширяющимся механизмом в соответствии с первым примером;
На Фиг. 8 показан клапанный механизм с Фиг. 6, оснащенный термически расширяющимся механизмом в соответствии со вторым примером.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 схематично показан добычный трубопровод 1, расположенный в стволе скважины в коллекторном пласте 2, где вблизи нижней части добычного трубопровода 1 имеется область 3 местного перегрева. Добычный трубопровод 1 содержит дренажную трубу 4, проходящую к поверхности вертикальную секцию 5 и пятку 6, соединяющую дренажную трубу 4 с вертикальной секцией 5. Дренажная труба 4 заканчивается носком 7, отдаленным от пятки 6.
Области местного перегрева создаются пластовым флюидом, нагретым свыше его температуры насыщения, например, посредством водяного пара 8, впрыснутого в пласт из второго ствола скважины (не показан) с тем, чтобы нагреть пластовый флюид и сделать жидкие углеводороды менее вязкими для повышения отдачи добычного трубопровода. В идеале, фронт 9 нагрева (показанный штрихпунктирными линиями) проходит через пласт 2 с одинаковой скоростью по всей длине фронта 9. Однако, местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах часть фронта 9 будет достигать дренажной трубы 4 быстрее, создавая, тем самым, области 3 местного перегрева, в которых находящиеся при своей температуре насыщения или выше нее вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы 4 и нарушать приток флюида в нее. Это создает вокруг дренажной трубы 4 относительно горячую зону в области 3 местного перегрева, в то время как оставшиеся участки дренажной трубы 4 остаются окруженными относительно холодной областью, в которой флюиды находятся при температуре ниже их температуры насыщения.
Добычный трубопровод 1 содержит инжектор 10, расположенный в пятке или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды 11, такой как пар или газ, с целью усиления депрессии в дренажной трубе 4. Газообразную среду 11 подают от находящегося на поверхности источника 12. Впрыск газообразной среды 11 приводит к снижению плотности флюида, что имеет целью транспортирование флюида и конденсата вверх по вертикальной секции 5 по направлению к находящемуся на поверхности сборному баку 13.
На фиг. 2 схематически показан добычный трубопровод 21 в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения. Добычный трубопровод 21 выполнен с возможностью управления притоком флюида из пласта по длине добычного трубопровода, например, в дренажной трубе 24, дренирующей флюид из коллекторного пласта 22. Дренажная труба 24 содержит множество участков 24а, 24b, 24с, 24d (четыре из которых показаны), каждый из которых снабжен одним или более устройствами 25а, 25b, 25с, 25d управления притоком (показано по одному такому устройству на участок), соединяющими геологический добычный пласт 22 с внутренним потоковым пространством 26 дренажной трубы 24. Добычный трубопровод 21 также содержит верхнюю добычную трубу или вертикальную секцию 23, служащую для удаления или сбора флюида из дренажной трубы 24, и пяточную секцию 27, соединяющую вертикальную секцию 23 с дренажной трубой 24. Дренажная труба 24 проходит между пяткой 27 и носком данного добычного трубопровода. Направление потока в дренажной трубе 24 к пятке 27 показано стрелками А1.
Добычный трубопровод также содержит инжектор 28, расположенный в месте нахождения пятки 27 или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды, такой как пар или газ. Направление потока газообразной среды показано стрелками А2. Газообразная среда подается от расположенного на поверхности источника (не показан), и по каналу 29 в вертикальной секции 23 протекает к инжектору 28. Газообразную среду впрыскивают инжектором 28 для усиления депрессии в дренажной трубе 24 и уменьшения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к расположенному на поверхности сборному баку (не показан). Результатом впрыска газообразной среды в нижней части вертикальной секции 23 является снижение плотности флюида в вертикальной секции 23, что, в свою очередь, приводит к снижению давления в пятке 27 в нижней части вертикальной секции 23 за счет уменьшения веса находящегося в вертикальной секции 23 флюида. Благодаря тому, что давление в коллекторном пласте 22 примерно постоянно, снижение давления в пятке 27 приводит к усилению депрессии, то есть, к увеличению разницы давлений между коллекторным пластом 22 и внутренностью дренажной трубки 24. По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции падает, и, по меньшей мере, часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Направление потока в вертикальной секции 23 к поверхности показано стрелками A3.
Дренажная труба 24 снабжена устройствами 25а - 25d управления притоком, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор. Подвижный затвор выполнен с возможностью автономного регулирования на основе эффекта Бернулли потока флюида через устройство управления притоком, которое выполнено с возможностью локального уменьшения притока из областей местного перегрева и/или увеличения притока на отдалении от областей местного перегрева.
Области местного перегрева создаются пластовым флюидом, нагретым выше своей температуры насыщения согласно вышеприведенному описанию. Местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах (смотри место «3» на фиг. 1) фронт будет достигать дренажной трубы 24 быстрее, создавая, тем самым, области местного перегрева, в которых вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы и нарушать приток флюида в нее. Автономное устройство управления притоком указанного типа будет реагировать на изменение состава флюида, например, на резкое увеличение количества газа в нем, и/или на вязкость, например, на снижение вязкости, когда горячий углеводородный флюид достигнет клапана. Если область местного перегрева достигнет одного устройства 25 с управления притоком в одном участке 24 с дренажной трубы 24, то в ответ на увеличение скорости потока и/или снижение вязкости это устройство 25 с уменьшит приток, или кратковременно закроет устройство. Этим будет уменьшен приток в данный участок дренажной трубы и, по меньшей мере, уменьшено влияние области местного перегрева на поток через дренажную трубу. Устройства управления притоком выполнены с тем, чтобы никогда не закрываться полностью надолго, хотя они могут закрываться кратковременно.
В то же время оставшиеся устройства 25а, 25b, 25d управления притоком, не подверженные воздействию областей местного перегрева, увеличат приток в участках 24а, 24b, 24d дренажной трубы, где флюид в пласте находится при температуре ниже его точки кипения. Здесь, устройства 25а, 25b, 25d управления притоком используют эффект Бернулли и любое застойное давление, создаваемое поверх подвижного затвора для открытия указанных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком увеличивают при помощи подвижного затвора, посредством которого автономно увеличивают поток флюида в ответ на снижение скорости потока и/или увеличение вязкости флюида. Это увеличивает депрессию в этих участках дренажной трубы, что способствует увеличению потока от тех частей пласта, где нагретый фронт (смотри линию «9» на фиг. 1) движется медленнее. Следовательно, устройство в соответствии с изобретением может содействовать контролю прохождения распространяющегося в пласте нагретого фронта и поддерживать равномерность потока флюида через дренажную трубу в ответ на температурные изменения по длине дренажной трубы.
На фиг. 3 схематически показан добычный трубопровод 31 в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения. Добычный трубопровод 31 выполнен с возможностью управления притоком флюида из пласта по длине добычного трубопровода, например, дренажной трубы 34, дренирующей флюид из коллекторного пласта 32. Дренажная труба 34 содержит множество участков 34а, 34b, 34с, 34d (четыре из которых показаны), каждый из которых снабжен одним или более устройствами 35а, 35b, 35с, 35d управления притоком (показано по одному такому устройству на секцию), соединяющими геологический добычный пласт 32 с внутренним потоковым пространством 36 дренажной трубы 34. Добычный трубопровод 31 также содержит верхнюю добычную трубу или вертикальную секцию 33, служащую для удаления или сбора флюида из дренажной трубы 34, и пяточную секцию 37, соединяющую вертикальную секцию 33с дренажной трубой 34. Дренажная труба проходит между пяткой 37 и носком указанного добычного трубопровода. Направление потока в дренажной трубе 34 к пятке 37 показано стрелками А1.
Добычный трубопровод также содержит инжектор 38, расположенный в месте нахождения пятки 37 или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды, такой как пар или газ. Направление потока газообразной среды показано стрелками А2. Газообразная среда подается от расположенного на поверхности источника (не показан), и по каналу 39 в вертикальной секции 33 протекает к инжектору 38. Газообразную среду впрыскивают инжектором для усиления депрессии в дренажной трубе и уменьшения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к расположенного на поверхности сборному баку (не показан). По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции падает, и, по меньшей мере, часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Направление потока в вертикальной секции 33 к поверхности показано стрелками A3.
Вариант осуществления с фиг. 3 отличается от варианта осуществления с фиг. 2 тем, что предусматривает наличие добычного дросселя 30 вблизи пятки 37 выше по потоку от указанного инжектора 28. Добычный дроссель 30 предназначен для ограничения падения давления в дренажной трубе 34.
В отсутствие добычного дросселя, флюидам, таким как конденсат или перегретая вода, входящим в дренажную трубу 24, может быть позволено мгновенно испариться. Этот случай проиллюстрирован на фиг.2, где мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах 25а - 25d управления притоком и используется для дополнительного способствования течению по направлению к пятке 27 и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции 23.
При наличии добычного дросселя 30, как показано на фиг. 3, можно не допустить мгновенного испарения флюида, приходящего в дренажную трубу 34. Добычный дроссель 30 поддерживает давление в дренажной трубе 34 выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя 30. Это может быть использовано для поддержания равномерного потока флюида через дренажную трубу 34. Сразу же за добычным дросселем 30, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке 37 и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции 33.
На Фиг. 4 показан участок дренажной трубы 41, являющийся частью добычного трубопровода. Дренажная труба 41 снабжена отверстием, в котором установлено устройство управления потоком в виде автономного клапанного механизма 42 в соответствии с изобретением. В частности, лапанный механизм 42 полезен для управления потоком флюида, протекающим из подземного коллектора в дренажную трубу 41 скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе между впускным отверстием 43 на стороне впуска и, по меньшей мере, одним выпускным отверстием (не показано) на стороне выпуска автономного клапанного механизма 42. Компонент, составляющий весь автономный клапанный механизм, именуется в дальнейшем «клапанный механизмом», в то время как активные компоненты, необходимые для управления потоком, в целом, называются «устройством управления потоком». Впускная сторона автономного клапанного механизма 42 расположена в отверстии с внешней стороны 44 дренажной трубы 41, а выпускная сторона расположена с внутренней стороны 45 дренажной трубы 41. Далее по тексту, термины «внутренний» и «внешний» служат для определения положений относительно внутренней и внешней поверхностей клапанного механизма, когда он установлен в дренажную трубу 41.
На Фиг. 5 схематически показан клапанный механизм 50, пригодный для использования в дренажной трубе согласно вышеприведенному описанию. Клапанный механизм содержит корпус 51, состоящий из первого дискообразного корпусного элемента 51а с внешней цилиндрической частью 51b, внутренней цилиндрической частью 51с и центральным впускным отверстием 52. Корпус 51 также содержит второй дискообразный удерживающий корпусной элемент 51d с внешней цилиндрической частью 51е, расположенной между указанными наружной цилиндрической частью 51b и внутренней цилиндрической частью 51с. В камере 54, образованной между первым дискообразным корпусным элементом 51 а и вторым дискообразным удерживающим корпусным элементом 51d, находится подвижный затвор или диск 53. Подвижный затвор 53 предпочтительно имеет плоскую форму и свободно перемещается в камере 54. Главная плоскость подвижного затвора 53 расположена под прямыми углами к центральной оси центрального впускного отверстия 52 и свободно перемещается вдоль этой оси. Для некоторых областей применения и конфигураций, подвижный затвор 53 может не иметь плоской формы, а иметь частично коническую или полукруглую геометрическую форму. В случае конической геометрической формы, вершина конуса направлена к впускному отверстию 52. Как видно на фиг. 5, цилиндрическая часть 51е второго дискообразного удерживающего корпусного элемента 51d помещается внутри и выступает в противоположном направлении внешней цилиндрической части 51b первого дискообразного корпусного элемента 51а, тем самым формируя проток, направление которого отмечено стрелками 55, где флюид попадает в устройство управления через центральное впускное отверстие 52 и протекает по направлению к диску 53 и радиально вдоль него перед протеканием через кольцевое отверстие 56, образованное между внутренней 51с и внешней 51е цилиндрическими частями, соответственно, и далее наружу через кольцевое отверстие 57, образованное между соответствующими наружными цилиндрическими частями 51b и 51е. Два элемента 51а и 51d скреплены друг с другом при помощи винтового соединения, сварки или других средств (не показано на чертежах), и установлены в дренажную трубу с помощью внешней резьбовой секции 58.
В настоящем изобретении используется эффект Бернулли, согласно которому сумма статического давления, динамического давления и трения является постоянной вдоль линии потока:
Для изображенного на фиг.5 клапана, при воздействии на подвижный клапанный затвор или диск 53 потока флюида, перепад давления на диске 53 может быть выражен следующим образом:
За счет меньшей вязкости, флюид, например газ, «выполнит поворот позже», и направится далее по диску по направлению к его внешней периферии. Это создает большее застойное давление в той части камеры 54, что расположена вблизи той области диска 53, что отдалена от впускного отверстия 52, повышая застойное давление с этой стороны диска. За счет меньшей вязкости, флюид, например газ, потечет быстрее вдоль той области диска, что обращена к впускному отверстию 52. При этом уменьшится давление на площади А2 над диском. Диск 9, свободно перемещающийся внутри камеры между дискообразными элементами, переместится на направлению к впускному отверстию, сузив, тем самым, проток между диском 53 и внутренней цилиндрической частью 51с. Таким образом, диск 53 перемещается относительно 5 впускного отверстия 52 в зависимости от вязкости протекающего насквозь флюида, и этот принцип используется для управления (частичного закрывания или открывания) потоком флюида через клапанный механизм.
Кроме того, падение давления в традиционном устройстве управления притоком с фиксированной геометрией будет пропорционально динамическому давлению:
где постоянная К, главным образом, является функцией геометрии и в меньшей степени зависит от числа Рейнольдса. В управляющем устройстве по настоящему изобретению, при увеличении разницы давлений, площадь потока будет уменьшаться так, что объем потока, протекающего через устройство управления, не будет или почти не будет увеличиваться при увеличении перепада давления. Следовательно, объем протекающего потока для настоящего изобретения является, по существу, постоянным и выше данной разницы давлений. Это представляет собой основное преимущество настоящего изобретения, так как оно может быть использовано для обеспечения, по существу, постоянного объема потока, протекающего через каждый участокгоризонтальной скважины в целом, чего невозможно добиться, используя неподвижные устройства управления потоком.
При добыче нефти и газа, устройство управления потоком в соответствии с изобретением может иметь два разных применения: применение в качестве устройства управления притоком для уменьшения притока воды или газа, или для поддержания постоянного потока через устройство управления потоком. При проектировании устройства управления в соответствии с изобретением для различных областей применения, таких как поддержание постоянного потока флюида, зоны с различными площадями и давлениями, как показано на фиг. 6, будут влиять на эффективность и пропускные свойства устройства. Как показано на фиг. 6, зоны с различными площадями и давлениями могут быть разделены на следующие:
- A1, P1 являются плоицадью притока и давлением, соответственно. Сила (P1*A1), созданная этим давлением, будет стремиться открыть устройство управления (переместить диск или затвор 53 от впускного отверстия 52);
- A2, P2 являются площадью и давлением в зоне между первой поверхностью диска вблизи впускного отверстия и камерой 54, где скорость потока будет наибольшей, и, следовательно, которая является источником динамического давления. Результирующее динамическое давление будет стремиться закрыть устройство управления за счет перемещения диска или затвора 53 по направлению к впускному отверстию по мере увеличения скорости потока и снижения давления;
- A3, P3 являются площадью и давлением на выпускном отверстии. Давление должно быть таким же, что и в скважине (давление на впуске);
- A4, P4 являются площадью и давлением (застойным давлением) за диском на отдалении от впускного отверстия. Застойное давление создает давление и силу за диском. Оно будет стремиться закрыть устройство управления, перемещая диск по направлению к впускному отверстию.
Флюиды с различной вязкостью в каждой зоне будут порождать различные силы в зависимости от конструкции этих зон. Для того чтобы оптимизировать эффективность и пропускающие свойства устройства управления, конструкция указанных зон будет различной для различных областей применения, например, для потока газ/нефть, или потока нефть/ вода. Следовательно, для каждого применения, зоны должны быть тщательно сбалансированны и обладать оптимальной конструкцией, учитывающей свойства и физические условия (вязкость, температура, давление и т.д.) для каждой ситуации проектирования. Клапан этого типа, показанный на фиг. 5, описан в WO 2008/004875, а также в WO 2009/088292.
На фиг. 6 схематически показан альтернативный клапанный механизм 60. Как и механизм, показанный на фиг.5, этот клапанный механизм содержит корпус 61, состоящий из первого дискообразного корпусного элемента 61 а с внешней цилиндрической частью 61b и центральным впускным отверстием 62. Корпус 61 также содержит второй дискообразный удерживающий корпусной элемент 61d, прикрепленный к внешней цилиндрической части 61b корпусного элемента 61 а. В камере 64, образованной между первым дискообразным корпусным элементом 61 а и вторым дискообразным удерживающим корпусным элементом 61d, предусмотрен подвижный затвор или диск 63. Этот клапанный механизм отличается от клапанного механизма, показанного на фиг. 5, тем, что выпуск содержит ряд выпускных отверстий 66, соединенных с камерой через радиальные отверстия.
Как показано стрелками 65, изображающими проток через клапанный механизм, флюид втекает через впускное отверстие, пересекает диск радиально через радиальные отверстия, и вытекает через выпускные отверстия. Следовательно, в отличие от ситуации, описанной выше со ссылкой на фиг. 5, на стороне диска 63, отдаленной от впускного отверстия, не происходит нарастания застойного давления. При таком решении без застойного давления, толщина устройства становится меньше и может выдерживать содержание большего количества частиц во флюиде.
Для изображенного на фиг. 6 клапана, при воздействии на подвижный клапанный затвор или диск 63 потока флюида, разница давлений на диске 63 может быть выражена следующим образом:
Согласно вышеприведенному описанию, в каждой зоне флюиды с различной вязкостью будут порождать различные силы в зависимости от конструкции этих зон, для того чтобы оптимизировать эффективность и пропускающие свойства устройства управления, конструкция данных зон будет различной для различных областей применения, например, для постоянного объемного потока, или потока газ/нефть или потока нефть/вода. Следовательно, для каждого применения зоны должны быть тщательно сбалансированны и обладать оптимальной конструкцией, учитывающей свойства и физические условия (вязкость, температура, давление и т.д.) для каждой ситуации проектирования.
Как показано на фиг. 6, зоны с различными площадями/давлениями могут быть разделены на следующие:
- A1, P1 являются площадью притока и давлением, соответственно. Сила (P1*A1), созданная этим давлением, будет стремиться открыть устройство управления (переместить диск или затвор 63 от впускного отверстия 62);
- A2, P2 являются площадью и давлением в зоне между первой поверхностью диска вблизи впускного отверстия и камерой 54, где скорость будет наибольшей, и, следовательно, которая является источником динамического давления. Результирующее динамическое давление будет стремиться закрыть устройство управления за счет перемещения диска или затвора 63 по направлению к впускному отверстию по мере увеличения скорости потока и снижения давления;
- A3, P3 являются площадью и давлением на поверхности подвижного диска 63, отдаленной от впускного отверстия и расположенной между второй поверхностью диска 63 и камерой 64. Давление за подвижным диском должно равняться давлению в скважине (впускное давление). Оно будет стремиться закрыть устройство управления, перемещая диск по направлению к впускному отверстию.
Благодаря меньшей вязкости, флюид, например, газ, быстрее потечет вдоль диска 63 по направлению к его внешней периферии. Это приведет к снижению давления на площадь A2 над диском, в то время давление на площадь Аз под диском 63 останется неизменным. Диск 63 установлен так, что его главная плоскость находится под прямыми углами к центральной оси впускного отверстия, и свободно перемещается вдоль указанной оси внутри камеры. Снижение вязкости переместит диск по направлению к впускному отверстию, чем сузит проток между камерой 64 и поверхностью диска 63, обращенной к впускному отверстию. Таким образом, диск 63 перемещается по направлению к впускному отверстию или от него в зависимости от вязкости протекающего насквозь флюида, и данный принцип может быть использован для управления потоком флюида через устройство.
Клапан также содержит подвижный клапанный затвор, выполненный с возможностью воздействия на него чувствительным к температуре устройством. Клапанный затвор выполнен с возможностью его перемещения чувствительным к температуре устройством по направлению к его закрытому положению в ответ на превышение заданного значения температуры флюида, окружающего клапан и/или попадающего в него.
Чувствительное к температуре устройство представляет собой герметичный расширяющийся механизм, по меньшей мере частично наполненный текучим материалом, выполненным с возможностью при заданной температуре изменять свое фазовое состояние. Примером такого изменяющего свое фазовое состояние материала является текучая среда, кипящая при определенной температуре или выше нее. Текучую среду выбирают в зависимости от расположения добычного трубопровода. Например, при нормальных условиях эксплуатации, на добычный трубопровод, расположенный на глубине 300 метров, действует давление от 25 до 30 бар при температуре 250-290°С.Для того чтобы предотвратить внезапный приток пара с более высокой температурой через клапан, расширяющийся механизм можно наполнить спиртоводной смесью, кипящей, например, при 280°С. В процессе нежелательного повышения температуры протекающего через клапан флюида, расширяющийся механизм может расшириться, переместив подвижный клапанный затвор в направлении его закрытого положения, когда температура флюида превышает указанное заданное значение. Таким образом, клапан может быть закрыт для предотвращения попадания кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод. Мгновенное испарение или кипение могут случаться при относительно низкой разнице давлений на устройстве управления притоком. Если допустить попадание кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод, это может привести к «короткому замыканию» давления нагнетания и давления добычи и, в результате, к еще большему уменьшению разницы давлений. Это отрицательно скажется на эффективности процесса дренажа, как было сказано ранее. Другими нежелательными флюидами, попадание которых в добычный трубопровод может быть предотвращено, являются горячие добычные газы или дымовые газы, использующиеся для повышения производительности скважины.
Для управления открыванием и закрыванием клапана при температурных изменениях, расширяющийся механизм выполнен с возможностью контакта с флюидом, окружающим добычный трубопровод или протекающим через клапан.
На фиг. 7 показан клапанный механизм 71, как на Фиг. 5, оснащенный термически расширяющимся устройством в соответствии с первым примером. В соответствии с данным примером, расширяющийся механизм в виде сильфона 70 расположен во флюидной камере 74 клапана, содержащей подвижный клапанный затвор в виде диска 73, управляющий потоком флюида, проходящим через клапан. Положение диска 73 обычно задается притоком флюида, затекающим через впускное отверстие 72, обращенное к центру диска 73, и протекающим радиально наружу через, по меньшей мере, часть диска 73 по направлению к выпускному отверстию 77. В данном примере сильфон 70 расположен с обратной стороны диска 73 относительно впускного отверстия 72 для флюида. Сильфон 70 содержит первую 70а и вторую 70b, по существу, плоские торцевые поверхности, соединенные гофрированной частью 70с. Герметичный расширяющийся сильфон 70, по меньшей мере, частично заполнен текучим материалом, изменяющим свое фазовое состояние при заданной температуре. В этом случае, первая торцевая поверхность 70а сильфона 70 прикреплена к участку стенки флюидной камеры 74 и выполнена с возможностью, при расширении, вступать в контакт с диском 73. Альтернативно, расширяющийся механизм может быть прикреплен к диску и выполнен с возможностью, при расширении, вступать в контакт с участком стенки флюидной камеры.
При нежелательном повышении температуры протекающего через клапан флюида, тепло передается от горячего флюида к сильфону 70, частично через диск 73 и частично через его внешние кромки в пространство между камерой 74 и диском 73, где расположен расширяющийся механизм. Когда будет превышено заданное значение температуры протекающего через клапан флюида, если расширяющийся механизм содержит текучую среду, то указанная текучая среда начнет кипеть. Это приведет к расширению сильфона 70 вследствие повышения давления и увеличения объема внутри указанного сильфона 70. По мере расширения, сильфон 70 будет перемещать диск 73 в направлении его закрытого положения и, при достаточном повышении температуры, в итоге закроет клапан.
Описанный здесь способ крепления сильфона к участку стенки может также применяться для варианта осуществления, показанного на Фиг. 8 ниже.
На Фиг. 8 показан клапанный механизм 81, как на Фиг. 6, но оснащенный термически расширяющимся устройством в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения. В соответствии с данным примером, расширяющийся механизм в форме сильфона 80 расположен во флюидной камере 84 клапана, содержащей подвижный клапанный затвор в виде диска 83, управляющий потоком флюида, проходящим через клапан. Положение диска 83 обычно задается притоком флюида, поступающим через впускное отверстие 82, обращенное к центру диска 83, и протекающим радиально наружу через, по меньшей мере, часть диска 83 в направлении выпускного отверстия 87. В данном примере, сильфон 80 расположен с обратной стороны диска 83 относительно впускного отверстия 82 для флюида. Сильфон 80 содержит первую 80а и вторую 80b, по существу, плоские торцевые поверхности, соединенные гофрированной частью 80с. Герметичный расширяющийся сильфон 80, по меньшей мере, частично заполнен текучей средой, изменяющей свое фазовое состояние при заданной температуре. В этом случае, первая торцевая поверхность 80а сильфона 80 прикреплена к диску 83 и выполнена с возможностью, при расширении, вступать в контакт с участком стенки флюидной камеры 84. Альтернативно, расширяющийся механизм может быть прикреплен к диску и выполнен с возможность, при расширении, вступать в контакт с участком стенки флюидной камеры.
При нежелательном повышении температуры протекающего через клапан флюида, тепло передается от горячего флюида к сильфону 80, частично через диск 83 и частично через его внешние кромки в пространство между камерой 84 и диском 83, где расположен расширяющийся механизм. Когда будет превышено заданное значение температуры протекающего через клапан флюида, если расширяющийся механизм содержит текучую среду, то указанная текучая среда начнет кипеть. Это приведет к расширению сильфона 80 вследствие повышения давления и увеличения объема внутри указанного сильфона 80. По мере расширения, сильфон 80 будет перемещать диск 83 по направлению к его закрытому положению и, при достаточном повышении температуры, в итоге закроет клапан.
Описанный здесь способ крепления сильфона к диску может также применяться для варианта осуществления, показанного выше со ссылкой на фиг. 7.
Описанный со ссылкой на фиг. 7 и фиг. 8 расширяющийся механизм, представляет собой герметичный контейнер в виде сильфона, по меньшей мере частично наполненный текучим материалом. Альтернативно, контейнер может иметь заданную общую форму, по меньшей мере, часть которой выполнена подверженной упругой деформации, или может быть выполнен в виде мешка, не обладающего какой-либо определенной формой. В данном случае, расширяющийся механизм может быть удержан в требуемом положении при помощи средства, размещенного на подвижном клапанном затворе или на стенке камеры, без физического прикрепления к какому-либо из компонентов. Например, расширяющийся механизм может быть удержан на месте за счет средства, выполненного в виде ряда выступов, выступающих в камеру для создания опоры подвижному клапанному затвору в его крайнем положении, при котором клапан полностью открыт. С примерами таких опорных выступов можно ознакомиться в международной заявке РСТ/ЕР 2011/050471. Данный вариант предпочтителен для, по существу, бесформенного расширяющегося механизма, который может расширяться равномерно во всех направлениях.
Изобретение не ограничивается вышеприведенными примерами.
Claims (24)
1. Способ управления потоком флюида, поступающего в добычной трубопровод тяжелой нефти, отличающийся тем, что содержит этапы, на которых:
локально уменьшают приток в указанную добычную трубу из областей местного перегрева при помощи устройств управления притоком, содержащих внутри своего корпуса подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли;
увеличивают приток в указанную добычную трубу на отдалении от указанных областей местного перегрева при помощи указанных устройств управления притоком для локального увеличения притока; и
усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.
локально уменьшают приток в указанную добычную трубу из областей местного перегрева при помощи устройств управления притоком, содержащих внутри своего корпуса подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли;
увеличивают приток в указанную добычную трубу на отдалении от указанных областей местного перегрева при помощи указанных устройств управления притоком для локального увеличения притока; и
усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что управление устройствами управления притоком осуществляют в зависимости от, по меньшей мере, одного из следующего: состав, плотность и/или вязкость флюида.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится в своей точке кипения или выше нее, осуществляют посредством, по меньшей мере, частичного закрытия указанных устройств управления притоком.
4. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно уменьшающего поток флюида в ответ на увеличение скорости потока и/или на уменьшение вязкости флюида.
5. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно уменьшающего поток флюида в ответ на повышение температуры флюида.
6. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что увеличение притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, осуществляют при помощи указанных автономных устройств управления притоком.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что увеличение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно увеличивающего поток флюида в ответ на уменьшение скорости потока и/или на увеличение вязкости флюида.
8. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что управление расходом флюида ниже по потоку от указанных устройств управления потоком осуществляют при помощи управляемого инжектора.
9. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что ограничение падения давления в добычном трубопроводе осуществляют при помощи добычного дросселя, расположенного выше по потоку от инжектора.
10. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что указанный добычной трубопровод содержит верхнюю добычную трубу, дренажную трубу и пятку, соединяющую верхнюю добычную трубу с дренажной трубой.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что дополнительно содержит этап, на котором впрыскивают газообразную среду в месте нахождения пятки или ниже ее по потоку.
12. Система добычи тяжелой нефти, содержащая добычной трубопровод для дренирования текучей среды из коллекторного пласта, имеющий множество участков, каждый из которых снабжен одним или более устройствами управления притоком, каждое из которых соединяет указанный пласт с потоковым пространством внутри указанного добычного трубопровода, отличающаяся тем, что дополнительно содержит:
устройства управления притоком, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройство управления притоком на основе эффекта Бернулли; и
инжектор для впрыскивания газообразной среды в месте нахождения устройств управления притоком или ниже их по потоку с целью усиления депрессии в указанном добычном трубопроводе, причем указанный добычной трубопровод содержит указанный инжектор;
причем указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью локального уменьшения притока из областей местного перегрева и/или увеличения притока на отдалении от таковых областей.
устройства управления притоком, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройство управления притоком на основе эффекта Бернулли; и
инжектор для впрыскивания газообразной среды в месте нахождения устройств управления притоком или ниже их по потоку с целью усиления депрессии в указанном добычном трубопроводе, причем указанный добычной трубопровод содержит указанный инжектор;
причем указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью локального уменьшения притока из областей местного перегрева и/или увеличения притока на отдалении от таковых областей.
13. Система добычи по п.12, отличающаяся тем, что указанный добычной трубопровод содержит верхнюю добычную трубу, дренажную трубу и пятку, соединяющую указанную верхнюю добычную трубу с указанной дренажной трубой.
14. Система добычи по п.13, отличающаяся тем, что указанный инжектор выполнен с возможностью впрыска указанной газообразной среды в месте нахождения пятки или ниже ее по потоку.
15. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью реагирования, по меньшей мере, на состав и/или вязкость флюида.
16. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью, по меньшей мере, частичного закрытия для уменьшения притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в своей точке кипения или выше нее.
17. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного уменьшения потока флюида через устройства управления притоком в ответ на увеличение скорости потока и/или уменьшение вязкости флюида.
18. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного уменьшения потока флюида через устройства управления притоком в ответ на повышение температуры флюида.
19. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью открывания для увеличения притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения.
20. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного увеличения потока флюида через устройство управления притоком в ответ на уменьшение скорости потока и/или увеличение вязкости флюида.
21. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что инжектор является управляемым инжектором, выполненным с возможностью управления расходом потока флюида ниже по потоку от устройств управления притоком.
22. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что ниже по потоку от инжектора размещен добычной дроссель, предназначенный для ограничения падения давления в добычном трубопроводе.
23. Способ применения устройств управления притоком в добычном трубопроводе тяжелой нефти, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройство управления потоком на основе эффекта Бернулли, отличающийся тем, что содержит этапы, на которых: локальное уменьшение притока из областей местного перегрева осуществляют при помощи указанных устройств управления притоком; и увеличивают приток на отдалении от областей местного перегрева при помощи указанных устройств управления притоком с тем, чтобы локально увеличить приток, причем указанный добычной трубопровод содержит инжектор, а способ дополнительно содержит этап, на котором усиливают депрессию в указанном добычном трубопроводе при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.
24. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно содержит признаки любого из пп.1 или 2.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/EP2011/065521 WO2013034184A1 (en) | 2011-09-08 | 2011-09-08 | A method and an arrangement for controlling fluid flow into a production pipe |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014111001A RU2014111001A (ru) | 2015-10-20 |
| RU2587675C2 true RU2587675C2 (ru) | 2016-06-20 |
Family
ID=44658728
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014111001/03A RU2587675C2 (ru) | 2011-09-08 | 2011-09-08 | Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9624759B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014005249B1 (ru) |
| CA (1) | CA2847609C (ru) |
| GB (1) | GB2510502C (ru) |
| NO (1) | NO343570B1 (ru) |
| RU (1) | RU2587675C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013034184A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2810389C1 (ru) * | 2020-05-25 | 2023-12-27 | Петрочайна Компани Лимитед | Клапан управления потоком газа и способ установки клапана управления потоком газа |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9752698B2 (en) * | 2011-09-08 | 2017-09-05 | Statoil Petroleum As | Autonomous valve with temperature responsive device |
| US9353611B2 (en) * | 2012-11-02 | 2016-05-31 | Trimeteor Oil & Gas Corp. | Method and apparatus for the downhole injection of superheated steam |
| US9470327B2 (en) | 2013-02-20 | 2016-10-18 | Thomas R. Crane | Self-obstructing flammable fluid carrying conduit |
| US9512702B2 (en) | 2013-07-31 | 2016-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control system and methodology |
| GB201418062D0 (en) | 2014-10-13 | 2014-11-26 | Flotech Holdings Bvi Ltd | Downhole flow control device |
| US10597984B2 (en) | 2014-12-05 | 2020-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
| US10294750B2 (en) * | 2015-01-29 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool having adjustable and degradable rods |
| US10871057B2 (en) | 2015-06-30 | 2020-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control device for a well |
| US10214991B2 (en) * | 2015-08-13 | 2019-02-26 | Packers Plus Energy Services Inc. | Inflow control device for wellbore operations |
| GB2556793B (en) * | 2015-09-30 | 2021-06-30 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole fluid flow control system and method having autonomous flow control |
| WO2017201122A2 (en) * | 2016-05-18 | 2017-11-23 | Crane, Thomas R. | Thermally activated flow stop valve |
| US11713647B2 (en) | 2016-06-20 | 2023-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity dependent valve system |
| CA3040248C (en) * | 2016-11-18 | 2021-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use with a subterranean well |
| US11613963B2 (en) | 2017-07-24 | 2023-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control system for a non-newtonian fluid in a subterranean well |
| US10060221B1 (en) | 2017-12-27 | 2018-08-28 | Floway, Inc. | Differential pressure switch operated downhole fluid flow control system |
| CA3122809A1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-12-18 | Cenovus Energy Inc. | Non-condensable gas management during production of in-situ hydrocarbons |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA003012B1 (ru) * | 1999-09-15 | 2002-12-26 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине |
| RU2358103C2 (ru) * | 2004-02-20 | 2009-06-10 | Норск Хюдро Аса | Исполнительный механизм и способ его применения |
| RU2398103C1 (ru) * | 2009-10-09 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины |
| WO2011098328A2 (en) * | 2010-02-12 | 2011-08-18 | Statoil Petroleum As | Improvements in hydrocarbon recovery |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4574691A (en) | 1984-03-07 | 1986-03-11 | Hadley Jr Donald | Nutcracker |
| CA1247000A (en) | 1984-12-31 | 1988-12-20 | Texaco Canada Resources Ltd. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons utilizing a hot stimulating medium |
| CA1275914C (en) | 1986-06-30 | 1990-11-06 | Hermanus Geert Van Laar | Producing asphaltic crude oil |
| US4858691A (en) | 1988-06-13 | 1989-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Gravel packing apparatus and method |
| GB9025230D0 (en) | 1990-11-20 | 1991-01-02 | Framo Dev Ltd | Well completion system |
| US5655605A (en) * | 1993-05-14 | 1997-08-12 | Matthews; Cameron M. | Method and apparatus for producing and drilling a well |
| BR0108881B1 (pt) * | 2000-03-02 | 2010-10-05 | sistema de injeção de substáncia quìmica para uso em um poço, poço de petróleo para produção de produtos de petróleo, e método de operar um poço de petróleo. | |
| NZ532091A (en) * | 2001-10-24 | 2005-12-23 | Shell Int Research | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers |
| US20050103497A1 (en) * | 2003-11-17 | 2005-05-19 | Michel Gondouin | Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments |
| US7627461B2 (en) * | 2004-05-25 | 2009-12-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for field scale production optimization by enhancing the allocation of well flow rates |
| NO345916B1 (no) | 2006-07-07 | 2021-10-18 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåte for selvjustering av en fluidstrøm, selvjusterende strømningsstyreinnretning og anvendelse derav |
| NO20080082L (no) | 2008-01-04 | 2009-07-06 | Statoilhydro Asa | Forbedret fremgangsmate for stromningsregulering samt autonom ventil eller stromningsreguleringsanordning |
| US7866400B2 (en) | 2008-02-28 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Phase-controlled well flow control and associated methods |
| NO20081078L (no) * | 2008-02-29 | 2009-08-31 | Statoilhydro Asa | Rørelement med selvregulerende ventiler for styring av strømningen av fluid inn i eller ut av rørelementet |
| CA2677138A1 (en) * | 2009-09-14 | 2011-03-14 | Michel Gondouin | Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments |
| US8113288B2 (en) * | 2010-01-13 | 2012-02-14 | David Bachtell | System and method for optimizing production in gas-lift wells |
-
2011
- 2011-09-08 CA CA2847609A patent/CA2847609C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-08 GB GB1403431.8A patent/GB2510502C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-08 US US14/343,740 patent/US9624759B2/en active Active
- 2011-09-08 BR BR112014005249-2A patent/BR112014005249B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-09-08 RU RU2014111001/03A patent/RU2587675C2/ru active
- 2011-09-08 WO PCT/EP2011/065521 patent/WO2013034184A1/en active Application Filing
-
2014
- 2014-04-07 NO NO20140454A patent/NO343570B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA003012B1 (ru) * | 1999-09-15 | 2002-12-26 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине |
| RU2358103C2 (ru) * | 2004-02-20 | 2009-06-10 | Норск Хюдро Аса | Исполнительный механизм и способ его применения |
| RU2398103C1 (ru) * | 2009-10-09 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины |
| WO2011098328A2 (en) * | 2010-02-12 | 2011-08-18 | Statoil Petroleum As | Improvements in hydrocarbon recovery |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2810389C1 (ru) * | 2020-05-25 | 2023-12-27 | Петрочайна Компани Лимитед | Клапан управления потоком газа и способ установки клапана управления потоком газа |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014111001A (ru) | 2015-10-20 |
| GB201403431D0 (en) | 2014-04-16 |
| NO343570B1 (no) | 2019-04-08 |
| NO20140454A1 (no) | 2014-04-07 |
| WO2013034184A1 (en) | 2013-03-14 |
| US9624759B2 (en) | 2017-04-18 |
| CA2847609C (en) | 2016-10-11 |
| US20140216733A1 (en) | 2014-08-07 |
| GB2510502C (en) | 2019-07-17 |
| GB2510502A (en) | 2014-08-06 |
| CA2847609A1 (en) | 2013-03-14 |
| BR112014005249A2 (pt) | 2017-04-04 |
| GB2510502B (en) | 2019-04-03 |
| BR112014005249B1 (pt) | 2020-09-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2587675C2 (ru) | Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод | |
| US9752698B2 (en) | Autonomous valve with temperature responsive device | |
| US8875797B2 (en) | Method for flow control and autonomous valve or flow control device | |
| CN101939506B (zh) | 用于在采油时在注入器中通过阀或流动控制装置自调节(自主调节)流体的流动的方法 | |
| US20110017311A1 (en) | Alternative design of self-adjusting valve | |
| US20070256840A1 (en) | Method and Actuator Device | |
| CA2917675C (en) | Flow control device for controlling flow based on fluid phase | |
| EA024860B1 (ru) | Устройство и способ для регулирования расхода текучей среды | |
| US8517099B2 (en) | Tubular member having self-adjusting valves controlling the flow of fluid into or out of the tubular member | |
| US20110056700A1 (en) | System and method for recompletion of old wells | |
| EA019016B1 (ru) | Система и способ регулирования потока текучей среды в разветвленных скважинах | |
| RU2577347C2 (ru) | Система с изменяющимся сопротивлением потоку в скважине для предотвращения прохода нежелательной текучей среды через нее | |
| RU2588104C2 (ru) | Автономный клапан, снабженный чувствительным к температуре устройством | |
| US20190368313A1 (en) | Autonomous valve, system, and method |