RU2742288C2 - Устройство для управления давлением нагнетания для увеличения нефтеотдачи с использованием полимера - Google Patents
Устройство для управления давлением нагнетания для увеличения нефтеотдачи с использованием полимера Download PDFInfo
- Publication number
- RU2742288C2 RU2742288C2 RU2019109173A RU2019109173A RU2742288C2 RU 2742288 C2 RU2742288 C2 RU 2742288C2 RU 2019109173 A RU2019109173 A RU 2019109173A RU 2019109173 A RU2019109173 A RU 2019109173A RU 2742288 C2 RU2742288 C2 RU 2742288C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- bar
- pipe
- vortex
- modules
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 11
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 11
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 abstract 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 abstract 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 230000036967 uncompetitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000013585 weight reducing agent Substances 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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
-
- 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
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Cyclones (AREA)
Abstract
Изобретение относится к устройству и способу для управления давлением нагнетания водного полимерного раствора в нефтяной скважине. Техническим результатом является создание оборудования, легко приспосабливаемого и простого в использовании. Устройство для управления давлением нагнетания водного полимерного раствора в нефтяной скважине, при этом указанное устройство содержит по меньшей мере одну единицу редукционной арматуры, выполненную с возможностью обеспечения максимального снижения давления, составляющего 5 бар на единицу арматуры, практически без какой-либо механической деструкции, при этом указанные одна или более единиц арматуры соединены в одну линию, трубу, содержащую вихревые модули, причем каждый модуль выполнен с возможностью создания максимального снижения давления, составляющего 5 бар, практически без механической деструкции, при этом вихревой модуль представляет собой участок трубы, который на одном из его концов закрыт посредством крышки, оснащенной отверстием, и выполнен с возможностью вставки в отсоединяемую трубу. При этом устройство предназначено для обеспечения уменьшения давления до 100 бар с общей механической деструкцией, составляющей менее 10%. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
При организации работы на нефтяном месторождении можно выделить несколько стадий добычи:
сначала добывают нефть за счет внутреннего давления месторождения, которое, как правило, быстро снижается;
затем давление поддерживают посредством нагнетания воды (заводнения) пока концентрация воды в нефти в эксплуатационных скважинах не достигнет 2—5%. В этом случае, стоимость закачки воды делает стоимость нефти неконкурентоспособной.
Затем нефтеотдачу повышают различными способами.
Один из способов заключается в нагнетании вязкого раствора полимеров, в частности полиакриламида, для использования большего объема месторождения.
Этот способ вошел в индустрию во время первого нефтяного кризиса в 1973.
Однако нагнетаемые полиакриламиды подвержены механическому и химическому снижению молекулярных масс, что требует особого обращения для сохранения их эффективности.
В целом, полимеры представлены в виде порошка, который растворен в воде в относительно высокой концентрации, для уменьшения размера сосудов для выстаивания, т.е. сосудов для растворения. На самом деле, время растворения этих порошков составляет приблизительно один час. Концентрация этих растворов составляет от 10 до 20 грамм/литр с высокими вязкостями (от 1000 до 10 000 сантипуаз).
Чтобы использовать этот базовый раствор для нагнетания, его необходимо разбавить до от 1 до 3 грамм/литр. С целью адаптации давления нагнетания к давлению определенной скважины используются различные способы для предотвращения механической деструкции вследствие резкого падения давления.
Первый способ заключается в установке одного дозировочного насоса на скважину и впуске базового раствора в устье каждой скважины для его разбавления нагнетаемой водой.
Второй способ заключается в разбавлении базового раствора на платформе для растворения и впуске этого разбавленного раствора в каждую скважину посредством отдельных трубопроводов.
Третий способ заключается в полном растворении базового раствора всей нагнетаемой водой и использовании водонагнетательных линий. Этот способ требует наименьших вложений.
В этом случае, насос для подачи воды будет расположен выше давления скважины с наибольшим давлением, и давление на других скважинах будет снижено; это, как правило, приводит к деструкции, которая возрастает с увеличением разности давлений.
Для предотвращения этой деструкции используют специальные редукторы давления, которые не должны разрушать полимер.
Возможны несколько способов:
- понижение давления с помощью длинной калиброванной трубы, которая обеспечивает понижения давления не более 60—100 бар, при этом деструкция составляет от менее 5 до 10% в зависимости от скорости и длины трубы (документ US 2012/0292029).
Оптимальная скорость составляет порядка 10 м/с. Как правило, может быть создано падение давления, составляющее, 1 бар на 10 метров трубы или 50 бар на 500 метров. Согласно настоящему документу можно изменить падение давления посредством разрезания трубы на отрезки различной длины, подача в которые может осуществляться или может не осуществляться;
- понижение давления посредством вихревого эффекта в трубе, оснащенной крышками, создающими вихревой эффект.
В документе US 4782847 описано использование неподвижных крышек, создающих снижение давления без деструкции при разности давлений не более 5 бар, и редукционного игольчатого клапана, который также функционирует за счет вихревого эффекта и который обеспечивает возможность перепада от 0 до 5 бар в зависимости от отверстия с минимальной деструкцией;
- понижение давления посредством вихревого эффекта во множестве игольчатых (или иных) клапанов, в каждом из которых может быть создано падение давления на приблизительно 5 бар с меньшей деструкцией (документ US 2016/0168954).
При наличии 10 единиц арматуры может быть создано падение давления на 50 бар. Головки арматуры могут быть оснащены последовательно соединенными гидравлическими двигателями, обеспечивающими одновременное открытие всех единиц арматуры посредством одного регулирования.
Однако для первого способа эти системы являются слишком громоздкими, для второго – не достаточно адаптируемыми, а для третьего – слишком дорогими.
Нефтедобывающие компании установили следующие требования: максимальные падения давления на приблизительно 50 бар с малой деструкцией и редукцией на приблизительно 10 бар на скважину, а также возможность подачи в скважины, давление которых изменяется со временем, посредством простого и недорогого устройства.
Следовательно, оборудование должно быть легко приспосабливаемым и простым в использовании.
Предлагаются следующие решения:
- редукцию на каждом устройстве снижения давления осуществляют посредством по меньшей мере одной единицы арматуры, предпочтительно двух единиц арматуры, каждая из которых создает снижение давления не более 5 бар без значительной деструкции полимера;
- линейная труба, в которую вставлено переменное количество вихревых модулей, состоит из участка внутренней трубы с сужением, создающим вихревой эффект, соответствующий 5 барам (фиг. 1 и фиг. 2).
Цель настоящего изобретения заключается в предоставлении устройства для управления давлением нагнетания водного полимерного раствора в нефтяной скважине, при этом указанное устройство содержит:
по меньшей мере одну единицу редукционной арматуры, выполненной с возможностью обеспечения максимального снижения давления, составляющего 5 бар на единицу арматуры, практически без механической деструкции, при этом указанные одна или более единиц арматуры соединены в одну линию;
трубу, содержащую вихревые модули, причем каждый модуль выполнен с возможностью создания максимального снижения давления, составляющей 5 бар, практически без механической деструкции,
при этом вихревой модуль представляет собой участок трубы, который на одном его конце закрыт посредством крышки, оснащенной отверстием, и выполнен с возможностью вставки в трубу;
при этом устройство предназначено для обеспечения возможности уменьшения давления до 100 бар, причем общая механическая деструкция составляет менее 10%.
«Механическая деструкция» означает деструкцию полимера в растворе, нагнетенном в скважину, измеренную за счет снижения вязкости раствора после его прохождения через устройство регулирования давления.
Предпочтительно, диаметр отверстия в крышке составляет от 10 до 25 мм. Единицы арматуры представляют собой клапаны игольчатого типа, однако, также возможно использование арматуры других типов. Отверстие, предпочтительно, размещено по центру.
Каждый вихревой модуль может быть расположен таким образом, что отверстие находится ниже по потоку или выше по потоку относительно потока. Предпочтительно, все вихревые модули расположены в одном направлении с отверстием ниже по потоку относительно потока водного полимерного раствора.
Значительным преимуществом этих модулей является их исключительная модульная структура. Для самого сильного нагнетания в скважину, как правило, необходима двухдюймовая (приблизительно 50 мм) труба относительно редукторов давления.
Таким образом, могут быть использованы модуль с внутренним диаметром 50 мм и два игольчатых клапана с диаметром 2 дюйма. Указанный диаметр 50 мм измерен во внутренней части вихревого модуля, который будет иметь обязательное сужение в проходе, обеспечивающее снижение давления, составляющее 5 бар. Указанное сужение может составлять от 10 до 25 мм, в то же время сохраняя наружный диаметр вихревого модуля. Каждый модуль, предпочтительно, имеет длину, составляющую от 10 до 20 см.
Специалист в данной области техники может совершенствовать эти принципы по необходимости или в соответствии с использованием. Например, эти модули могут состоять из перфорированного моечного устройства, соединенного с участками 10-сантиметровой трубы.
Предпочтительно, труба содержит от 4 до 20 вихревых модулей. Это обеспечивает получение снижения давления в диапазоне от 20 бар (4 модуля) до 100 бар (20 модулей).
Вихревые модули могут быть вставлены в трубу. Предпочтительно, наружный диаметр вихревых модулей немного меньше, чем внутренний диаметр отсоединяемой трубы. Предпочтительно, он на 1 мм меньше.
Редукционная арматура (единицы редукционной арматуры) может быть расположена выше по потоку или ниже по потоку относительно трубы, содержащей вихревые модули. Внутренний диаметр трубы составляет от 1,27 см (1/2 дюйма) до 10,16 см (4 дюйма), предпочтительно от 1,27 см (1/2 дюйма) до 7,62 см (3 дюйма).
Если расход в скважине будет слишком большим, существует возможность очень быстрой замены всех модулей на модули с меньшими или большими отверстиями для согласования снижения давления с заданным расходом.
Более того, это оборудование может быть использовано для нагнетания под водой, при котором двумя единицами редукционной арматуры управляют с поверхности посредством гидравлического двигателя, а сама труба присоединена посредством быстроразъемных соединений, что обеспечивает достаточно простое отсоединения, изменение количества модулей и повторное присоединение.
Подобным образом, могут быть встроены одна или более единиц арматуры для редукции давления и сужения или расширения диапазона управления.
Цель настоящего изобретения также заключается в предоставлении способа уменьшения давления нагнетания водного полимерного раствора в зависимости от давления в скважине за счет применения устройства согласно настоящему изобретению в способе повышения нефтеотдачи. Снижение давления, создаваемое в клапане или вихревом модуле, составляет не более 5 бар, предпочтительно от 1 до 5 бар.
Настоящее изобретение и вытекающие из него преимущества станут ясны из нижеследующего примера, подкрепленного прилагаемыми фигурами.
На фиг. 1 показан схематический вид устройства регулирования давления, которое может быть соединено в одну линию с магистральным трубопроводом. Устройство последовательно содержит два клапана (1), каждый из которых обеспечивает максимальное понижение давления, составляющее 5 бар, два манометра (2) для контроля давления и отсоединяемую трубу (3), содержащую 10 вихревых модулей (4), каждый из которых обеспечивает максимальное понижение давления, составляющее 5 бар. В целом, это устройство выполнено с возможностью регулирования давления максимум на 60 бар.
На фиг. 2 показан схематический вид одной части отсоединяемой трубы (3), внутренний диаметр которой составляет 60 мм, содержащей два вихревых модуля (4), которые имеют длину 100 мм, наружный диаметр 59 мм, внутренний диаметр 50 мм, причем каждый модуль имеет центральное отверстие с диаметром 14 мм.
За счет использования тех же скважин, что и в примере 1 документа US 2016/0168954, и того же полимера были получены следующие результаты.
Пример
В четыре скважины под давлением 160 бар закачивают воду, в которую домешивают полимер в дозировке 500 ч. на млн. посредством закачивания триплекс-насосом, и нагнетанием после закачки воды.
Установленный расход на скважину, составляющий 19 м3/ч, измерен электромагнитным расходомером.
Устройство снижения давления содержит:
- два двухдюймовых игольчатых клапана с манометрами, обеспечивающими регулирование снижения давления от 1 до 5 бар;
- трубу с внутренним диаметром 60 мм, которая может вмещать модули с наружным диаметром 59 мм и внутренним диаметром 50 мм. Крышки оснащены проходом, составляющим 14 мм, для создания снижения давления на 5 бар на 19 м3/ч.
В скважине с давлением 130 бар в трубе размещены 5 модулей, и давление может редуцироваться с помощью 2 единиц арматуры от 125 до 135 бар.
В скважине с давлением 125 бар в трубе размещены 6 модулей, и давление может редуцироваться от 120 до 130 бар.
В скважине с давлением 120 бар в трубе размещены 7 модулей, и давление может редуцироваться от 115 до 125 бар.
В скважине с давлением 110 бар в трубе размещены 9 модулей, с обеспечением возможности редукции от 105 до 115 бар.
Как и в предыдущих испытаниях, отмеченная деструкция составляет менее 5% даже при разности давлений 50 бар.
Если в скважине со временем будет наблюдаться увеличение давления, что происходит часто, труба будет демонтирована и модуль будет снят, что является простой операцией.
Эта простая, компактная и экономичная система соответствует текущим требованиям нефтедобывающих компаний.
Claims (14)
1. Устройство для управления давлением нагнетания водного полимерного раствора в нефтяной скважине, при этом указанное устройство содержит:
по меньшей мере одну единицу редукционной арматуры, выполненной с возможностью обеспечения максимального снижения давления, составляющего 5 бар на единицу арматуры, практически без механической деструкции, при этом указанные одна или более единиц арматуры соединены в одну линию;
трубу, содержащую вихревые модули, причем каждый модуль выполнен с возможностью создания максимального снижения давления, составляющего 5 бар, практически без механической деструкции,
при этом вихревой модуль представляет собой участок трубы, который на одном его конце закрыт посредством крышки, оснащенной отверстием, и выполнен с возможностью вставки в трубу;
при этом устройство предназначено для обеспечения возможности уменьшения давления до 100 бар, причем общая механическая деструкция составляет менее 10%.
2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что диаметр отверстия в крышке составляет от 10 до 25 мм в зависимости от рекомендованных расходов нагнетания.
3. Устройство по любому из пп. 1 или 2, отличающееся тем, что арматура представляет собой игольчатые клапаны.
4. Устройство по любому из пп. 1—3, отличающееся тем, что длина вихревого модуля составляет от 10 до 20 см.
5. Устройство по любому из пп. 1—4, отличающееся тем, что отсоединяемая труба содержит от 4 до 12 вихревых модулей.
6. Устройство по любому из пп. 1—5, отличающееся тем, что дополнительно содержит по меньшей мере две единицы редукционной арматуры.
7. Устройство по любому из пп. 1—6, отличающееся тем, что наружный диаметр вихревых модулей на 1 мм меньше, чем внутренние диаметры отсоединяемой трубы.
8. Способ уменьшения давления нагнетания водного полимерного раствора в зависимости от давления в скважине с применением устройства по любому из пп. 1—6 в способе повышения нефтеотдачи.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что снижение давления, созданное в арматуре или вихревом модуле, составляет не более 5 бар, предпочтительно от 1 до 5 бар.
10. Способ по любому из пп. 8 или 9, отличающийся тем, что способ представляет собой способ для морских месторождений.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1659515A FR3057011B1 (fr) | 2016-10-03 | 2016-10-03 | Appareil de regulation de pression d'injection pour la recuperation assistee du petrole par polymere |
| FR1659515 | 2016-10-03 | ||
| PCT/FR2017/052642 WO2018065699A1 (fr) | 2016-10-03 | 2017-09-28 | Appareil de regulation de pression d'injection pour la recuperation assistee du petrole par polymere |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019109173A RU2019109173A (ru) | 2020-09-29 |
| RU2019109173A3 RU2019109173A3 (ru) | 2020-11-26 |
| RU2742288C2 true RU2742288C2 (ru) | 2021-02-04 |
Family
ID=57906743
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019109173A RU2742288C2 (ru) | 2016-10-03 | 2017-09-28 | Устройство для управления давлением нагнетания для увеличения нефтеотдачи с использованием полимера |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10760368B2 (ru) |
| EP (1) | EP3519671B1 (ru) |
| CN (1) | CN109790746B (ru) |
| AR (1) | AR109748A1 (ru) |
| BR (1) | BR112019006027B1 (ru) |
| FR (1) | FR3057011B1 (ru) |
| MX (1) | MX2019003591A (ru) |
| RU (1) | RU2742288C2 (ru) |
| WO (1) | WO2018065699A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017165403A1 (en) | 2016-03-21 | 2017-09-28 | Nueon Inc. | Porous mesh spectrometry methods and apparatus |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4782847A (en) * | 1982-06-23 | 1988-11-08 | Marathon Oil Company | Flow control apparatus and method |
| RU2012780C1 (ru) * | 1991-03-21 | 1994-05-15 | Институт проблем транспорта энергоресурсов | Способ дозирования реагента в скважину |
| RU2010124468A (ru) * | 2010-06-15 | 2011-12-20 | Загир Агзамнурович Шарифуллин (RU) | Способ предотвращения катастрофического развития аварийных ситуаций при нарушении целостности трубопроводов при их эксплуатации, устройство и клапаны-отсекатели для осуществления способа |
| WO2016051051A1 (fr) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | S.P.C.M. Sa | Appareil de contrôle de pression d'injection dans la récupération assistée du pétrole offshore |
| US20160168954A1 (en) * | 2015-12-23 | 2016-06-16 | S.P.C.M. Sa | Device For Regulating Injection Pressure In Enhanced Oil Recovery |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3477467A (en) * | 1967-10-05 | 1969-11-11 | Dow Chemical Co | Adjustable pressure reducing valve |
| US3608631A (en) * | 1967-11-14 | 1971-09-28 | Otis Eng Co | Apparatus for pumping tools into and out of a well |
| US4510993A (en) * | 1982-03-25 | 1985-04-16 | Marathon Oil Company | Flow control apparatus and method |
| DE3222539C2 (de) * | 1982-06-16 | 1984-07-26 | Drägerwerk AG, 2400 Lübeck | Absaugadapter und Absauggerätesatz unter Verwendung dieses Adapters |
| US7598333B1 (en) * | 2002-04-10 | 2009-10-06 | Conocophillips Company | Low-viscosity drag reducer |
| CN201412679Y (zh) * | 2009-06-01 | 2010-02-24 | 西安华阳能源科技工程有限公司 | 用在油气输送管道上的径流式流体涡流发生器 |
| FR2962153B1 (fr) * | 2010-07-02 | 2013-04-05 | Total Sa | Vanne de controle de debit pour les solutions de polymeres |
| US8801859B2 (en) * | 2011-05-04 | 2014-08-12 | Renmatix, Inc. | Self-cleaning apparatus and method for thick slurry pressure control |
| US8607869B2 (en) * | 2011-05-20 | 2013-12-17 | Global Environmental Solutions, Inc. | Linear pressure reducer for regulating injection pressure in an enhanced oil recovery system |
| CN103244706B (zh) * | 2013-05-21 | 2015-02-18 | 哈尔滨博华科技有限公司 | 套筒式低剪切母液流量调节装置 |
| WO2015092334A2 (fr) * | 2013-12-19 | 2015-06-25 | Total Sa | Vanne de contrôle de débit comprenant une pluralité de tubes à section géométriquement variable |
| CN104806213B (zh) * | 2015-03-10 | 2017-07-11 | 东北石油大学 | 新型分压注入工具 |
| GB201504878D0 (en) * | 2015-03-23 | 2015-05-06 | Algipharma As | Use of alginate oligomers and CFTR modulators in the treatment of conditions associated with CFTR dysfuntion |
-
2016
- 2016-10-03 FR FR1659515A patent/FR3057011B1/fr active Active
-
2017
- 2017-09-28 WO PCT/FR2017/052642 patent/WO2018065699A1/fr active Application Filing
- 2017-09-28 AR ARP170102698A patent/AR109748A1/es active IP Right Grant
- 2017-09-28 US US16/337,682 patent/US10760368B2/en active Active
- 2017-09-28 RU RU2019109173A patent/RU2742288C2/ru active
- 2017-09-28 EP EP17786962.5A patent/EP3519671B1/fr active Active
- 2017-09-28 MX MX2019003591A patent/MX2019003591A/es unknown
- 2017-09-28 CN CN201780061149.2A patent/CN109790746B/zh active Active
- 2017-09-28 BR BR112019006027-8A patent/BR112019006027B1/pt active IP Right Grant
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4782847A (en) * | 1982-06-23 | 1988-11-08 | Marathon Oil Company | Flow control apparatus and method |
| RU2012780C1 (ru) * | 1991-03-21 | 1994-05-15 | Институт проблем транспорта энергоресурсов | Способ дозирования реагента в скважину |
| RU2010124468A (ru) * | 2010-06-15 | 2011-12-20 | Загир Агзамнурович Шарифуллин (RU) | Способ предотвращения катастрофического развития аварийных ситуаций при нарушении целостности трубопроводов при их эксплуатации, устройство и клапаны-отсекатели для осуществления способа |
| WO2016051051A1 (fr) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | S.P.C.M. Sa | Appareil de contrôle de pression d'injection dans la récupération assistée du pétrole offshore |
| US20160168954A1 (en) * | 2015-12-23 | 2016-06-16 | S.P.C.M. Sa | Device For Regulating Injection Pressure In Enhanced Oil Recovery |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR3057011B1 (fr) | 2018-11-02 |
| EP3519671B1 (fr) | 2020-12-16 |
| US10760368B2 (en) | 2020-09-01 |
| BR112019006027A2 (pt) | 2019-06-18 |
| EP3519671A1 (fr) | 2019-08-07 |
| US20190338616A1 (en) | 2019-11-07 |
| RU2019109173A3 (ru) | 2020-11-26 |
| WO2018065699A1 (fr) | 2018-04-12 |
| CN109790746B (zh) | 2021-11-23 |
| RU2019109173A (ru) | 2020-09-29 |
| CN109790746A (zh) | 2019-05-21 |
| BR112019006027B1 (pt) | 2022-12-06 |
| MX2019003591A (es) | 2019-06-10 |
| AR109748A1 (es) | 2019-01-16 |
| FR3057011A1 (fr) | 2018-04-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8607869B2 (en) | Linear pressure reducer for regulating injection pressure in an enhanced oil recovery system | |
| BRPI0913381B1 (pt) | sistema para injetar um fluido de injeção em um poço e método | |
| RU2742425C2 (ru) | Устройство для регулирования давления закачки при принудительном извлечении нефти | |
| US20110185795A1 (en) | Test apparatus | |
| US20090073800A1 (en) | Apparatus and Method for Mixing Fluids at the Surface for Subterranean Treatments | |
| US20180275037A1 (en) | Device For In-Line Monitoring Of The Quality Of A Water-Soluble Polymer Solution Manufactured From Invert Emulsion Or Powder Of Said Polymer | |
| US20120127820A1 (en) | Polymer Blending System | |
| NO20170486A1 (en) | Appratus for controlling injection pressure in assisted offshore oil recovery | |
| RU2742288C2 (ru) | Устройство для управления давлением нагнетания для увеличения нефтеотдачи с использованием полимера | |
| DK3084118T3 (en) | POWER STEERING VALVE INCLUDING A MULTIPLE OF PIPES WITH GEOMETRIC VARIABLE SECTION | |
| US10139014B2 (en) | Device for controlling the filling of a pipe as it is being laid in a stretch of water, and associated assembly and method | |
| BR112018000356B1 (pt) | Bomba submarina, método para o controle da bomba submarina, sistema de bomba submarina e método para o controle do sistema | |
| US11261689B2 (en) | Subsea autonomous chemical injection system | |
| CN104196495A (zh) | 三元复合驱防垢井口掺水加药装置 | |
| CN115263241A (zh) | 一种井下扰流长效防腐防垢装置 | |
| US5288713A (en) | Method for injecting treatment chemicals | |
| AU2017330163B2 (en) | Method and apparatus for reducing liquid pressure | |
| US20240167639A1 (en) | Fluid injection system for pipelines | |
| RU2260677C1 (ru) | Способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфатвосстанавливающих бактерий | |
| Wilson | Evaluation of Intermittent-Flow Behavior Upstream of Electrical Submersible Pumps | |
| KR20170028204A (ko) | 워터제트 펌프를 이용한 수밀 또는 내압 측정시스템 | |
| GB2123577A (en) | Flow control apparatus and method |