RU2745370C2 - Внутрискважинная система - Google Patents
Внутрискважинная система Download PDFInfo
- Publication number
- RU2745370C2 RU2745370C2 RU2017100408A RU2017100408A RU2745370C2 RU 2745370 C2 RU2745370 C2 RU 2745370C2 RU 2017100408 A RU2017100408 A RU 2017100408A RU 2017100408 A RU2017100408 A RU 2017100408A RU 2745370 C2 RU2745370 C2 RU 2745370C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sensor
- downhole
- fluid
- downhole system
- valve assembly
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 75
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 abstract 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000009429 electrical wiring Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000003260 vortexing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
- E21B33/1277—Packers; Plugs with inflatable sleeve characterised by the construction or fixation of the sleeve
-
- 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
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
- E21B33/1243—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space with inflatable sleeves
-
- 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
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
-
- 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
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Indication Of The Valve Opening Or Closing Status (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к внутрискважинной системе для добычи содержащей углеводороды текучей среды в скважине из пласта, а также к способу регулирования притока для регулирования притока текучей среды в этой внутрискважинной системе. Внутрискважинная система содержит: скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть; первый и второй затрубный барьер для изоляции затрубного пространства снаружи скважинной трубчатой конструкции; узел впускного клапана, установленный как часть скважинной трубчатой конструкции и расположенный между первым и вторым затрубными барьерами напротив продуктивной зоны для обеспечения сообщения с возможностью передачи текучей среды между продуктивной зоной и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции через проход в узле впускного клапана посредством регулирования закрывающего элемента относительно прохода. Закрывающий элемент установлен на скважинной трубчатой конструкции. Каждый затрубный барьер содержит: трубчатую часть, выполненную с возможностью установки как часть скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая часть имеет наружную поверхность; разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой частью; и кольцевое пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой частью. Первый и второй затрубные барьеры выполнены с возможностью изоляции продуктивной зоны при их разжимании. Узел впускного клапана содержит сенсорный модуль, содержащий: датчик, выполненный с возможностью измерения по меньшей мере одного параметра текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции; источник питания для подачи питания по меньшей мере к датчику; и модуль управления для активирования регулирования закрывающего элемента на основании измерения датчика. Технический результат заключается в обеспечении безопасной эксплуатации скважины без выбросов и протечек между первым и вторым затрубными барьерами путем создания улучшенного узла впускного клапана между первым и вторым затрубными барьерами, выполненного с возможностью его обратимого регулирования без использования линий управления или отдельного инструмента. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к внутрискважинной системе, предназначенной для добычи содержащей углеводороды текучей среды в скважине из пласта. Кроме того, настоящее изобретение относится к способу регулирования притока для регулирования притока текучей среды во внутрискважинной системе в соответствии с настоящим изобретением.
Уровень техники
При добыче содержащей углеводороды текучей среды из пласта из различных продуктивных зон обеспечивают регулирование притока текучей среды, если, например, продуктивная зона выдает слишком большое количество воды или давление в одной зоне значительно меньше давления в другой зоне. Такое регулирование, главным образом, выполняют путем погружения инструмента в скважину, при этом, когда инструмент расположен напротив впускного клапана, предназначенного для регулирования, то инструмент входит во взаимодействие с клапаном, открывая или закрывая его. Другой метод регулирования притока заключается в наличии линий управления на наружной стороне металлической обсадной колонны, так что регулирование клапанов может быть выполнено с поверхности.
Регулирование клапанов путем погружения инструмента в скважину требует времени, а регулирование клапанов через линии управления или выкидные линии представляет угрозу безопасности скважины, так как данные линии проходят через главные барьеры в устье скважины, создавая вероятность протечки и тем самым возникновения нерегулируемого выброса. Поэтому были предприняты попытки разработать автономные клапаны, например, содержащие компоненты с возможностью раздувания, реагирующие на воду, или клапаны, понижающие давление текучей среды с использованием принципа вихреобразования, если содержание воды в текучей среде является слишком большим. Однако никакие из этих автономных клапанов не являются в достаточной степени надежными, так как они не всегда функционируют, как это было предусмотрено, при этом регулирование некоторых из клапанов является необратимым.
Раскрытие сущности изобретения
Задачей настоящего изобретения является полное или частичное устранение вышеуказанных недостатков уровня техники. Более конкретно, задачей является создание улучшенного узла впускного клапана, выполненного с возможностью его обратимого регулирования без использования линий управления или отдельного инструмента.
Вышеуказанные задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и свойства, очевидные из нижеследующего описания, выполнены в решении в соответствии с настоящим изобретением посредством внутрискважинной системы, предназначенной для добычи содержащей углеводороды текучей среды в скважине из пласта, содержащей:
- скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть;
- первый и второй затрубный барьер для изоляции затрубного пространства снаружи скважинной трубчатой конструкции, причем каждый затрубный барьер содержит:
- трубчатую часть, выполненную с возможностью установки как часть скважинной трубчатой конструкции, причем трубчатая часть имеет наружную поверхность;
- разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой частью; и
- кольцевое пространство между внутренней поверхностью муфты и трубчатой частью;
причем первый и второй затрубные барьеры выполнены с возможностью изоляции продуктивной зоны при их разжимании; и
- узел впускного клапана, расположенный между первым и вторым затрубными барьерами напротив продуктивной зоны для обеспечения сообщения с возможностью передачи текучей среды между продуктивной зоной и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции через проход в узле впускного клапана путем регулирования закрывающего элемента относительно прохода;
причем узел впускного клапана содержит сенсорный модуль, содержащий:
- датчик, выполненный с возможностью измерения по меньшей мере одного параметра текучей среды;
- источник питания для подачи питания по меньшей мере к датчику; и
- модуль управления для активирования регулирования закрывающего элемента на основании измерения датчика.
Трубчатая часть может быть трубчатой металлической частью.
Помимо этого, скважинная трубчатая конструкция может быть скважинной трубчатой металлической конструкцией.
Также, скважинная трубчатая металлическая конструкция может быть расположена в стволе скважины, причем скважинная трубчатая металлическая конструкция имеет наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины.
Дополнительно, внутрискважинная система может быть законченной скважиной с одной обсадной колонной, содержащей одну скважинную трубчатую металлическую конструкцию.
Кроме того, скважинная трубчатая металлическая конструкция может иметь по существу неограниченный внутренний диаметр. Указанный внутренний диаметр может быть ограничен менее чем на 10%.
Скважинная трубчатая металлическая конструкция может содержать по меньшей мере одно продуктивное отверстие напротив продуктивной зоны, обеспечивающее сообщение с возможностью передачи текучей среды между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой металлической конструкции, причем узел впускного клапана выполнен с возможностью управления посредством текучей среды потоком текучей среды через продуктивное отверстие.
Кроме того, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер могут быть выполнены с возможностью разжимания для обеспечения изоляции продуктивной зоны посредством текучей среды.
Благодаря наличию сенсорного модуля, имеющего датчик, источник питания, а также модуль управления, нет необходимости в прокладке проводов с поверхности или наличия других средств для подачи электропитания к датчику. В некоторых известных системах была предпринята попытка использовать обсадную колонну для проведения электроэнергии, однако испытания показали, что тогда датчики выходят из строя, и передача данных от сенсорного модуля становится невозможной.
Также, датчик может быть расположен снаружи скважинной трубчатой конструкции или в скважинной трубчатой конструкции.
Датчик может быть датчиком скорости потока, датчиком давления, емкостным датчиком, датчиком удельного сопротивления, акустическим датчиком, датчиком температуры или тензометрическим датчиком.
Помимо этого, параметр может быть давлением, плотностью, емкостью, удельным сопротивлением, скоростью потока, содержанием воды или температурой.
Кроме того, датчик может быть выполнен с возможностью измерения параметра текучей среды снаружи скважинной трубчатой конструкции.
Наружная часть скважинной трубчатой металлической конструкции может быть расположена между скважинной трубчатой металлической конструкцией и стволом скважины, в котором расположена скважинная трубчатая металлическая конструкция.
Дополнительно, датчик может быть обращен к стволу скважины.
Также, датчик может быть выполнен с возможностью измерения параметра текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции.
Указанный датчик может быть выполнен с возможностью измерения давления во внутренней части и в затрубном пространстве.
Кроме того, сенсорный модуль может содержать трехходовой клапан, имеющий первый проход, сообщающийся с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством, второй проход, сообщающийся с возможностью передачи текучей среды с внутренней частью скважинной трубчатой конструкции, и третий проход, соединенный с возможностью передачи текучей среды с датчиком так, чтобы обеспечивать сообщение датчика с возможностью передачи текучей среды либо с затрубным пространством, либо с внутренней частью для измерения, соответственно, параметра текучей среды в затрубном пространстве и параметра текучей среды во внутренней части.
Дополнительно, трехходовой клапан может быть выполнен с возможностью переключения между первым положением, соединяющим с возможностью передачи текучей среды первый проход с третьим проходом, и вторым положением, соединяющим с возможностью передачи текучей среды второй проход с третьим проходом.
Сенсорный модуль может быть вставкой, которая может быть вставлена в отверстие скважинной трубчатой конструкции смежно с узлом впускного клапана.
Также, датчик может быть выполнен с возможностью измерения давления внутри скважинной трубчатой конструкции, причем система может дополнительно содержать второй датчик, выполненный с возможностью измерения давления в затрубном пространстве.
Кроме того, второй датчик может быть выполнен с возможностью измерения давления в затрубном пространстве снаружи скважинной трубчатой конструкции и может быть изолирован посредством первого и второго затрубных барьеров.
Дополнительно, датчик может быть выполнен с возможностью измерения температуры внутри скважинной трубчатой конструкции, причем система может дополнительно содержать второй датчик, выполненный с возможностью измерения температуры снаружи скважинной трубчатой конструкции.
Помимо этого, закрывающий элемент может быть скользящей муфтой.
Кроме того, узел впускного клапана может содержать клапан, имеющий закрывающий элемент.
Дополнительно, клапан может быть дроссельным клапаном, магнитным клапаном, соленоидным клапаном или запорным клапаном, таким как шаровой затворный клапан, тарельчатый затворный клапан, поворотный затворный клапан или подобный им.
Кроме того, датчик может быть расположен так, чтобы обеспечивать возможность осуществления измерения выше по потоку от прохода, в проходе или ниже по потоку от прохода.
Дополнительно, узел впускного клапана может содержать несколько датчиков.
Указанный узел впускного клапана может содержать один датчик, расположенный так, чтобы обеспечивать возможность осуществления измерения выше по потоку от прохода, и один датчик, расположенный так, чтобы обеспечивать возможность осуществления измерения ниже по потоку от прохода.
Помимо этого, модуль управления может содержать процессор для сопоставления измерения с предварительно выбранным диапазоном параметров.
Также, узел впускного клапана может содержать множество проходов.
Внутрискважинная система, описанная выше, может дополнительно содержать множество узлов впускных клапанов.
Кроме того, в кольцевом пространстве может быть расположен второй датчик для измерения давления текучей среды в кольцевом пространстве, причем модуль управления выполнен с возможностью открытия прохода, если измеренное давление в кольцевом пространстве ниже давления текучей среды в продуктивной зоне.
Сенсорный модуль может содержать коммуникационный модуль.
Кроме того, сенсорный модуль может содержать радиочастотную идентификационную (RFID) метку.
Помимо этого, система может дополнительно содержать скважинный инструмент для загрузки данных из сенсорного модуля.
Коммуникационные модули скважинного инструмента и сенсорного модуля могут сообщаться посредством антенны, индукции, электромагнитного излучения или телеметрии.
Также, сенсорный модуль может содержать антенну.
Дополнительно, сенсорный модуль может содержать преобразователь, выполненный с возможностью перезарядки источника питания сенсорного модуля.
Кроме того, перезарядка может быть выполнена посредством радиочастотного, акустического или электромагнитного излучения.
Система может дополнительно содержать базу данных, так что данные могут быть сохранены в базе данных, тем самым может быть получен доступ к данным с их использованием для отслеживания освоения скважины/пласта в различных затрубных пространствах и зонах, причем данные могут быть сопоставлены с действительной добычей содержащей углеводороды текучей среды из скважины, так что данные могут быть использованы для оптимизации добычи этой же самой скважины или других скважин.
Помимо этого, скважинный инструмент может содержать модуль выдачи данных на поверхность.
Указанный скважинный инструмент может содержать активирующие средства, выполненные с возможностью дистанционного активирования сенсорного модуля.
Также, скважинный инструмент может содержать приводной модуль, такой как скважинный трактор.
Кроме того, узел впускного клапана может содержать модуль хранения, такой как центральный процессор (CPU), модуль памяти или модуль записи.
Помимо этого, источник питания может быть перезаряжаемым.
Дополнительно, узел впускного клапана может содержать турбину или крыльчатку для обеспечения энергии.
Также, узел впускного клапана может содержать генератор, выполненный с возможностью приведения в действие турбиной или крыльчаткой.
Кроме того, датчик может быть выполнен с возможностью измерения параметра в заданных интервалах времени или непрерывно.
Внутрискважинная система, описанная выше, может дополнительно содержать множество первых и вторых затрубных барьеров для изоляции множества продуктивных зон.
Кроме того, напротив каждой продуктивной зоны может быть расположен узел впускного клапана для регулирования потока текучей среды из продуктивной зоны.
Настоящее изобретение также относится к способу регулирования притока для регулирования притока текучей среды во внутрискважинной системе, описанной выше, содержащему следующие этапы:
- измерение параметра текучей среды датчиком;
- определение условия попадания измерения в пределы предварительно выбранного диапазона параметров или выхода за его пределы; и
- активирование регулирования закрывающего элемента, если измерение выходит за пределы диапазона.
Краткое описание чертежей
Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых с иллюстративной целью показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:
- на фиг. 1 показан вид в разрезе внутрискважинной системы;
- на фиг. 2 показан вид в разрезе узла впускного клапана;
- на фиг. 3 показан вид в разрезе еще одного узла впускного клапана;
- на фиг. 4 показан вид в разрезе еще одного узла впускного клапана;
- на фиг. 5 показан вид в разрезе еще одной внутрискважинной системы;
- на фиг. 6 показан вид в разрезе еще одного узла впускного клапана;
- на фиг. 7 показан вид в разрезе еще одного узла впускного клапана, содержащего один датчик, обеспечивающий измерение как внутри, так и снаружи скважинной трубчатой конструкции;
- на фиг. 8 показан вид в разрезе еще одного узла впускного клапана, содержащего сенсорный модуль в виде вставки;
- на фиг. 9 показан вид в разрезе еще одного узла впускного клапана, содержащего два датчика; и
- на фиг. 10 показан вид в разрезе еще одной внутрискважинной системы.
Все чертежи являются весьма схематическими и не обязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для объяснения данного изобретения, поэтому другие части не показаны или просто предложены без объяснения.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 показана внутрискважинная система 1, предназначенная для добычи содержащей углеводороды текучей среды в скважине из пласта 2. Внутрискважинная система 1 содержит скважинную трубчатую конструкцию 3, имеющую внутреннюю часть 30, предназначенную для проведения скважинной текучей среды к поверхности. Внутрискважинная система 1 содержит первый затрубный барьер 4, 4А и второй затрубный барьер 4, 4В, предназначенные для изоляции затрубного пространства 41 снаружи скважинной трубчатой конструкции для формирования продуктивной зоны 101, когда затрубные барьеры разжаты. Каждый затрубный барьер содержит трубчатую часть 5, выполненную с возможностью установки как часть скважинной трубчатой конструкции посредством резьбы 51 (показана на фиг. 2), разжимную металлическую муфту 7, окружающую трубчатую часть, и кольцевое пространство 12 между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой частью. Разжимная металлическая муфта 7 имеет внутреннюю поверхность 8 муфты, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность 9 муфты, обращенную к стенке 10 ствола 11 скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой частью, что обеспечивает наличие изоляционного барьера, когда разжимная муфта разжата. Внутрискважинная система 1 дополнительно содержит узел 14 впускного клапана, установленный как часть скважинной трубчатой конструкции и расположенный между первым и вторым затрубными барьерами напротив продуктивной зоны для обеспечения сообщения с возможностью передачи текучей среды между продуктивной зоной и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции через проход 15 в узле впускного клапана путем регулирования закрывающего элемента 16 (показан на фиг. 2) относительно прохода.
Узел 14 впускного клапана, показанный на фиг. 2, содержит сенсорный модуль 40, содержащий датчик 17, выполненный с возможностью измерения по меньшей мере одного параметра текучей среды. Датчик получает питание от источника 18 питания, причем впускной клапан дополнительно содержит модуль 19 управления для активирования регулирования закрывающего элемента 16 на основании измерения датчика, чтобы открывать, сужать или закрывать проход 15 и тем самым управлять прохождением текучей среды во внутреннюю часть 30 скважинной трубчатой конструкции 3 из продуктивной зоны 101.
Датчик 17 является датчиком скорости потока, датчиком давления, емкостным датчиком, датчиком удельного сопротивления, акустическим датчиком или датчиком температуры, предназначенным для измерения параметра текучей среды, такого как давление, плотность, емкость, удельное сопротивление, скорость потока, содержание воды или температура. Благодаря наличию в узле впускного клапана датчика, узел впускного клапана может закрываться или сужаться без необходимости в управляющих сигналах, поступающих с поверхности, если, например, продуктивная зона выдает слишком много воды. Источник питания может быть небольшой батареей, которая может быть перезаряжаемой путем введения инструмента в скважину.
Как показано на фиг. 2, закрывающий элемент 16 является скользящим стержнем 16А клапана, скольжение которого и управление которым обеспечено посредством модуля 19 управления. Как показано на фиг. 3, закрывающий элемент 16 является скользящей муфтой 16В, выполненной с возможностью скольжения в канавке 24 в трубчатой части 25 узла 14 впускного клапана. Таким образом, узел впускного клапана может содержать клапан 20, имеющий закрывающий элемент 16 в форме конуса 16С, как показано на фиг. 4, закрывающий седло 26 клапана. В других вариантах осуществления изобретения клапан может быть дроссельным клапаном, магнитным клапаном, соленоидным клапаном или запорным клапаном, таким как шаровой затворный клапан, тарельчатый затворный клапан, поворотный затворный клапан или подобный им.
Датчик 17 может быть расположен так, чтобы обеспечивать осуществление измерения выше по потоку от прохода 15, как показано на фиг. 2, или так, чтобы обеспечивать осуществление измерения в проходе, как показано на фиг. 3, или так, чтобы обеспечивать осуществление измерения ниже по потоку от прохода, как показано на фиг. 4. За счет осуществления измерения как выше по потоку, так и ниже по потоку от закрывающего элемента 16, как показано на фиг. 4, можно быстро определить результат сужения и, таким образом, при необходимости, дополнительно отрегулировать узел впускного клапана. Модуль управления содержит процессор 21 для этой цели и для сопоставления измерения с предварительно выбранным диапазоном параметров с обеспечением регулирования узла впускного клапана, если измеренный параметр выходит за пределы диапазона. Узел впускного клапана может содержать несколько датчиков, измеряющих различные параметры текучей среды, так что один измеренный параметр может быть подтвержден другим измерением. Соответственно, если, например, увеличивается содержание воды, то измерение емкости может выявлять такое изменение, а также, если выявлено падение температуры, то таким образом подтверждается увеличение содержания воды. Подобным образом, увеличение содержания газа, которое может быть выявлено измерением емкости, может быть подтверждено измерением давления.
Для отслеживания освоения пласта измерения и регулировки, выполняемые узлом впускного клапана, могут быть сохранены в модуле хранения, таком как центральный процессор (CPU), модуль памяти или записи, и коммуникационном модуле 23 (как показано на фиг. 7) для передачи этих данных, например, инструменту, погруженному в скважину.
Как показано на фиг. 3, узел 14 впускного клапана содержит множество проходов, причем некоторые из них открыты, а другие закрыты. Таким образом, обеспечена возможность регулировки объемного расхода текучей среды путем открытия или закрытия проходов.
Как показано на фиг. 5, внутрискважинная система 1 содержит множество узлов впускных клапанов, при этом в кольцевом пространстве 12 затрубных барьеров расположен второй датчик 22 для измерения давления текучей среды в кольцевом пространстве. Модуль управления в узле впускного клапана ближе всего ко второму датчику выполнен с возможностью открытия прохода, если измеренное давление в кольцевом пространстве меньше давления текучей среды в продуктивной зоне. Такое решение предусмотрено для того, чтобы избежать смятия разжимной металлической муфты затрубного барьера, вызываемого давлением в продуктивной зоне, причем за счет пропускания большего количества текучей среды во внутреннюю часть 30 скважинной трубчатой конструкции 3, текучая среда может проходить в кольцевое пространство 12 затрубного барьера через разжимное отверстие 28 в трубчатой части затрубного барьера, с обеспечением, тем самым, выравнивания давления на протяжении разжимной металлической муфты. При разжимании затрубных барьеров внутренняя часть скважинной трубчатой конструкции находится под давлением, при этом обеспечено прохождение текучей среды под давлением в кольцевое пространство через разжимное отверстие 28 для разжимания разжимной металлической муфты 7. Если давление снаружи разжимной металлической муфты повышается, то давление внутри разжимной металлической муфты не зависит от этого автоматически, если узел впускного клапана не имеет отверстия для прохода.
Как показано на фиг. 6, узел 14 впускного клапана содержит крыльчатку, расположенную в проходе для обеспечения энергии. Таким образом, увеличивается срок службы батареи, поскольку турбина обеспечивает генерацию энергии, когда проход открыт. Крыльчатка обеспечивает вращение вала 34, приводящего в действие шестерни 35, которые, в свою очередь, обеспечивают приведение в действие генератора 36, преобразующего крутящий момент в электроэнергию для питания датчика 17 и модуля 19 управления.
Датчик выполнен с возможностью измерения параметра постоянно или в заданные интервалы времени, например, один раз в неделю. Таким образом, узел 14 впускного клапана может содержать таймер 37, как показано на фиг. 6.
Как показано на фиг. 7, датчик 17 выполнен с возможностью измерения параметра текучей среды, например, давления, как внутри скважинной трубчатой конструкции, так и в затрубном пространстве 41. Сенсорный модуль 40 содержит трехходовой клапан 60, содержащий первый проход 61, сообщающийся с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством, второй проход 62, сообщающийся с возможностью передачи текучей среды с внутренней частью скважинной трубчатой конструкции, и третий проход 63, соединенный с возможностью передачи текучей среды с датчиком 17 так, чтобы обеспечивать сообщение с возможностью передачи текучей среды датчика либо с затрубным пространством 41, либо с внутренней частью 30 для измерения, соответственно, параметра текучей среды в затрубном пространстве и параметра текучей среды во внутренней части. Трехходовой клапан выполнен с возможностью переключения между первым положением, соединяющим с возможностью передачи текучей среды первый проход с третьим проходом, и вторым положением, соединяющим с возможностью передачи текучей среды второй проход с третьим проходом.
Как показано на фиг. 8, сенсорный модуль является вставкой, которая может быть вставлена в отверстие 64 в скважинной трубчатой конструкции смежно с узлом 14 впускного клапана. Сенсорный модуль 40 содержит трехходовой клапан 60 и каналы для текучей среды, обеспечивающие сообщение с возможностью передачи текучей среды между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и трехходовым клапаном 60, или сообщение с возможностью передачи текучей среды между затрубным пространством и трехходовым клапаном 60 в зависимости от положения клапана. Модуль 19 управления обеспечивает управление закрывающим элементом 16 посредством второго модуля 19А управления.
Сенсорные модули, показанные на фиг. 7 и 8, выполнены с возможностью измерения давления внутри или снаружи скважинной трубчатой конструкции. В другом варианте осуществления изобретения, как показано на фиг. 9, система дополнительно содержит второй датчик 17В, выполненный с возможностью измерения давления в затрубном пространстве или давления внутри скважинной трубчатой конструкции так, что обеспечена возможность осуществления измерения давления датчиком как во внутренней части одним датчиком, так и в затрубном пространстве/продуктивной зоне другим датчиком.
Сенсорный модуль также может быть выполнен с возможностью измерения температуры внутри скважинной трубчатой конструкции, а система может дополнительно содержать второй датчик, выполненный с возможностью измерения температуры снаружи скважинной трубчатой конструкции.
Как показано на фиг. 7, сенсорный модуль содержит радиочастотную идентификационную (RFID) метку 68. Как показано на фиг. 8, сенсорный модуль содержит антенну 66 для обеспечения связи с антенной скважинного инструмента 71 для загрузки данных из сенсорного модуля. Таким образом, коммуникационные модули внутрискважинного инструмента и сенсорного модуля сообщаются посредством антенны, индукции, электромагнитного излучения или телеметрии. Сенсорный модуль 40 содержит преобразователь 65, выполненный с возможностью перезарядки источника питания сенсорного модуля. Перезарядка может быть выполнена с использованием радиочастотного, акустического и/или электромагнитного излучения.
Система дополнительно содержит базу данных (не показана), так что данные могут быть сохранены в базе данных, тем самым может быть обеспечен доступ к данным с их использованием для отслеживания освоения скважины/пласта в различных затрубных пространствах и зонах, при этом данные могут быть сопоставлены с действительной добычей из скважины содержащей углеводороды текучей среды, так что данные могут быть использованы для оптимизации добычи этой же самой скважины или других скважин. Датчик узла впускного клапана может измерять различные параметры текучей среды затрубного пространства, и, соответственно, продуктивной зоны, при этом если эти данные загружены в базу данных, то эти данные, наряду с другими данными из этой же самой скважины или других скважин, могут быть использованы для более точного прогнозирования разработки продуктивного пласта в будущем.
Для обеспечения возможности отправки данных к поверхности скважинный инструмент содержит модуль выдачи данных на поверхность, обеспечивающий возможность отправки первой серии данных снизу вверх, но только, если замерены изменения. Скважинный инструмент может содержать активирующие средства, выполненные с возможностью дистанционного активирования сенсорного модуля посредством коммуникационного модуля или преобразователя.
Регулирование притока текучей среды во внутрискважинной системе выполняют посредством измерения датчиком параметра текучей среды, определяя условие попадания измерения в пределы предварительно выбранного диапазона параметров или выхода за его пределы, а затем активированием регулирования закрывающего элемента, если измерение выходит за пределы диапазона. Если измерения попадают в переделы данного диапазона, то выполняют новые измерения, например, после некоторого периода времени, регулируемого таймером или модулем управления.
Трубчатая часть может быть трубчатой металлической частью, а скважинная трубчатая конструкция может быть скважинной трубчатой металлической конструкцией. Как показано на фиг. 1, 5 и 10, скважинная трубчатая металлическая конструкция расположена в стволе скважины, при этом скважинная трубчатая металлическая конструкция имеет наружную поверхность 6, обращенную к стенке 10 ствола 41 скважины.
Дополнительно, внутрискважинная система является законченной скважиной с одной обсадной колонной, что означает, что скважинная трубчатая металлическая конструкция содержит лишь одну скважинную трубчатую металлическую конструкцию и, соответственно, не имеет внутренней эксплуатационной обсадной колонны. Указанная скважинная трубчатая металлическая конструкция имеет по существу неограниченный внутренний диаметр, что означает, что внутренний диаметр скважинной трубчатой металлической конструкции ограничен менее чем на 10% и, таким образом, варьируется по внутреннему диаметру менее чем на 10%.
Как показано, скважинная трубчатая металлическая конструкция содержит по меньшей мере одно продуктивное отверстие, являющееся проходом 15, расположенное напротив продуктивной зоны 101 и обеспечивающее сообщение с возможностью передачи текучей среды между затрубным пространством или стволом 41 скважины и внутренней частью 30 скважинной трубчатой металлической конструкции. При этом узел впускного клапана регулирует посредством текучей среды поток текучей среды через продуктивное отверстие 15.
Первый затрубный барьер и второй затрубный барьер выполнены с возможностью разжимания для изоляции текучей средой продуктивной зоны.
Благодаря наличию сенсорного модуля, содержащего датчик, источник питания, а также модуль управления, нет необходимости в прокладке проводов с поверхности или наличия других средств для подачи электропитания к датчику. В некоторых известных системах была предпринята попытка проложить электропроводку вниз к датчикам, но тогда клапаны не могут быть расположены особенно глубоко в скважине. В других технических решениях для проведения электроэнергии используется обсадная труба, однако испытания показали, что тогда датчики выходят из строя, и становится невозможной передача данных от сенсорного модуля.
Во внутрискважинной системе в соответствии с настоящим изобретением датчик может быть расположен снаружи скважинной трубчатой конструкции или в скважинной трубчатой конструкции. Также, датчик может быть выполнен с возможностью измерения параметра текучей среды снаружи скважинной трубчатой конструкции.
Наружную часть скважинной трубчатой металлической конструкции следует интерпретировать как находящуюся между скважинной трубчатой металлической конструкцией и стволом скважины, в котором расположена скважинная трубчатая металлическая конструкция. Кроме того, датчик может быть обращен к стенке ствола скважины и может быть выполнен с возможностью измерения параметра текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции.
Как показано на фиг. 10, узел 14 впускного клапана расположен на наружной поверхности 6 скважинной трубчатой металлической конструкции и между первым затрубным барьером и вторым затрубным барьером напротив продуктивной зоны с обеспечением тем самым сообщения с возможностью передачи текучей среды между продуктивной зоной и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции через проход 15 в скважинной трубчатой металлической конструкции, за счет регулирования закрывающего элемента относительно прохода.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.
Под обсадной колонной, эксплуатационной обсадной колонной или скважинной трубчатой конструкцией понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемых в скважине при добыче нефти или природного газа.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну, для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине может быть использован скважинный трактор. Скважинный трактор может иметь выдвижные рычаги, имеющие колеса, причем колеса входят в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны для продвижения трактора и инструмента вперед в скважине. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например Well Tractor®.
Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов его осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.
Claims (32)
1. Внутрискважинная система (1), предназначенная для добычи содержащей углеводороды текучей среды в скважине из пласта (2), содержащая:
- скважинную трубчатую конструкцию (3), имеющую внутреннюю часть (30);
- первый и второй затрубный барьер (4, 4A, 4B) для изоляции затрубного пространства (41) снаружи скважинной трубчатой конструкции, причем каждый затрубный барьер содержит:
- трубчатую часть (5), выполненную с возможностью установки как часть скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая часть имеет наружную поверхность (6);
- разжимную металлическую муфту (7), окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность (8) муфты, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность (9) муфты, обращенную к стенке (10) ствола (11) скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой частью; и
- кольцевое пространство (12) между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой частью;
причем первый и второй затрубные барьеры выполнены с возможностью изоляции продуктивной зоны (101) при их разжимании; и
- узел (14) впускного клапана, установленный как часть скважинной трубчатой конструкции и расположенный между первым и вторым затрубными барьерами напротив продуктивной зоны для обеспечения сообщения с возможностью передачи текучей среды между продуктивной зоной и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции через проход (15) в узле впускного клапана посредством регулирования закрывающего элемента (16) относительно прохода, причем закрывающий элемент установлен на скважинной трубчатой конструкции;
причем узел впускного клапана содержит:
- сенсорный модуль (40), содержащий:
- датчик (17), выполненный с возможностью измерения по меньшей мере одного параметра текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции;
- источник (18) питания для подачи питания по меньшей мере к датчику; и
- модуль (19) управления для активирования регулирования закрывающего элемента на основании измерения датчика.
2. Внутрискважинная система по п. 1, в которой датчик расположен снаружи скважинной трубчатой конструкции или в скважинной трубчатой конструкции.
3. Внутрискважинная система по п. 1 или 2, в которой датчик является датчиком расхода, датчиком давления, емкостным датчиком, датчиком удельного сопротивления, акустическим датчиком, датчиком температуры или тензометрическим датчиком.
4. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-3, в которой параметр является давлением, плотностью, емкостью, удельным сопротивлением, скоростью потока, содержанием воды или температурой.
5. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-4, в которой датчик выполнен с возможностью измерения параметра текучей среды снаружи скважинной трубчатой конструкции.
6. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-5, причем система дополнительно содержит второй датчик, выполненный с возможностью измерения давления в затрубном пространстве.
7. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-6, в которой узел впускного клапана содержит клапан (20), имеющий закрывающий элемент.
8. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-7, в которой узел впускного клапана содержит несколько датчиков.
9. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-8, в которой модуль управления содержит процессор (21) для сопоставления измерения с предварительно выбранным диапазоном параметров.
10. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-9, в которой узел впускного клапана содержит множество проходов.
11. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-10, в которой в кольцевом пространстве расположен второй датчик (22) для измерения давления текучей среды в кольцевом пространстве, причем модуль управления выполнен с возможностью открытия прохода, если измеренное давление в кольцевом пространстве ниже давления текучей среды в продуктивной зоне.
12. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-11, в которой сенсорный модуль содержит коммуникационный модуль (23).
13. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-12, в которой источник питания является перезаряжаемым.
14. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-13, в которой датчик выполнен с возможностью измерения параметра в заданных интервалах времени или непрерывно.
15. Внутрискважинная система по любому из пп. 1-14, дополнительно содержащая множество первых и вторых затрубных барьеров для изоляции множества продуктивных зон.
16. Внутрискважинная система по п. 15, в которой узел впускного клапана расположен напротив каждой продуктивной зоны для регулирования потока текучей среды из продуктивной зоны.
17. Способ регулирования притока для регулирования притока текучей среды во внутрискважинной системе по любому из пп. 1-16, содержащий:
- измерение параметра текучей среды датчиком;
- определение условия попадания измерения в пределы предварительно выбранного диапазона параметров или выхода за его пределы; и
- активирование регулирования закрывающего элемента, если измерение выходит за пределы диапазона.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP14174986.1A EP2963233A1 (en) | 2014-06-30 | 2014-06-30 | A downhole well system |
| EP14174986.1 | 2014-06-30 | ||
| PCT/EP2015/064758 WO2016001174A1 (en) | 2014-06-30 | 2015-06-29 | A downhole well system |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020118299A Division RU2020118299A (ru) | 2014-06-30 | 2015-06-29 | Внутрискважинная система |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017100408A RU2017100408A (ru) | 2018-07-30 |
| RU2017100408A3 RU2017100408A3 (ru) | 2019-02-05 |
| RU2745370C2 true RU2745370C2 (ru) | 2021-03-24 |
Family
ID=51133874
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020118299A RU2020118299A (ru) | 2014-06-30 | 2015-06-29 | Внутрискважинная система |
| RU2017100408A RU2745370C2 (ru) | 2014-06-30 | 2015-06-29 | Внутрискважинная система |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020118299A RU2020118299A (ru) | 2014-06-30 | 2015-06-29 | Внутрискважинная система |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10267119B2 (ru) |
| EP (2) | EP2963233A1 (ru) |
| CN (1) | CN106460483B (ru) |
| AU (1) | AU2015282671B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016029578B1 (ru) |
| CA (1) | CA2952756A1 (ru) |
| DK (1) | DK3161247T3 (ru) |
| MX (1) | MX2016017132A (ru) |
| RU (2) | RU2020118299A (ru) |
| SA (1) | SA516380502B1 (ru) |
| WO (1) | WO2016001174A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10248141B2 (en) * | 2016-05-13 | 2019-04-02 | Cameron International Corporation | Non-invasive pressure measurement system |
| WO2018093377A1 (en) * | 2016-11-18 | 2018-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use with a subterranean well |
| BR112019007722B1 (pt) * | 2016-11-18 | 2022-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema de resistência ao fluxo variável para uso com um poço subterrâneo, e, método para controlar variavelmente a resistência do fluxo em um poço |
| GB2592546B (en) * | 2016-11-18 | 2022-02-23 | Halliburton Energy Services Inc | Variable flow resistance system for use with a subterranean well |
| CA3044189C (en) | 2016-12-28 | 2021-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method, and device for powering electronics during completion and production of a well |
| GB2574128B (en) | 2017-03-03 | 2022-12-28 | Halliburton Energy Services Inc | Barrier pills containing viscoelastic surfactant and methods for using the same |
| CN108952680B (zh) * | 2018-09-25 | 2024-07-02 | 王明显 | 石油产出液计量器 |
| EP3757526B1 (en) * | 2019-06-28 | 2024-03-13 | Hitachi Energy Ltd | Resonator array sensor arrangement |
| US11746627B1 (en) * | 2022-05-20 | 2023-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flow sensing with power harvesting and flow control |
| US11905800B2 (en) | 2022-05-20 | 2024-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flow sensing with power harvesting |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1716097A1 (ru) * | 1989-11-20 | 1992-02-28 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Устройство дл креплени скважин |
| EA001119B1 (ru) * | 1997-04-23 | 2000-10-30 | Шор-Тек Ас | Способ и устройство для испытаний на приток и определения свойств предположительно проницаемых геологических пластов |
| WO2001065063A1 (en) * | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
| RU2391502C2 (ru) * | 2005-09-01 | 2010-06-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способы, системы и устройство для испытания на гибкой насосно-компрессорной трубе |
| RU96915U1 (ru) * | 2010-01-27 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины |
| RU2409736C1 (ru) * | 2009-09-21 | 2011-01-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Пакер |
| EP2479376A1 (en) * | 2011-01-25 | 2012-07-25 | Welltec A/S | Annular barrier with a diaphragm |
| WO2013109285A1 (en) * | 2012-01-20 | 2013-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure pulse-initiated flow restrictor bypass system |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101718182B (zh) * | 2009-12-29 | 2013-08-14 | 西南石油大学 | 球阀式内外一体井下防喷器 |
| CN202417488U (zh) * | 2011-12-30 | 2012-09-05 | 北京捷威思特科技有限公司 | 双封隔式裸眼井地层测试器 |
-
2014
- 2014-06-30 EP EP14174986.1A patent/EP2963233A1/en not_active Withdrawn
-
2015
- 2015-06-29 MX MX2016017132A patent/MX2016017132A/es unknown
- 2015-06-29 CA CA2952756A patent/CA2952756A1/en not_active Abandoned
- 2015-06-29 BR BR112016029578-1A patent/BR112016029578B1/pt active IP Right Grant
- 2015-06-29 RU RU2020118299A patent/RU2020118299A/ru unknown
- 2015-06-29 EP EP15733698.3A patent/EP3161247B1/en active Active
- 2015-06-29 AU AU2015282671A patent/AU2015282671B2/en active Active
- 2015-06-29 WO PCT/EP2015/064758 patent/WO2016001174A1/en active Application Filing
- 2015-06-29 DK DK15733698.3T patent/DK3161247T3/da active
- 2015-06-29 US US15/322,876 patent/US10267119B2/en active Active
- 2015-06-29 CN CN201580031824.8A patent/CN106460483B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-06-29 RU RU2017100408A patent/RU2745370C2/ru active
-
2016
- 2016-12-15 SA SA516380502A patent/SA516380502B1/ar unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1716097A1 (ru) * | 1989-11-20 | 1992-02-28 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Устройство дл креплени скважин |
| EA001119B1 (ru) * | 1997-04-23 | 2000-10-30 | Шор-Тек Ас | Способ и устройство для испытаний на приток и определения свойств предположительно проницаемых геологических пластов |
| WO2001065063A1 (en) * | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
| RU2391502C2 (ru) * | 2005-09-01 | 2010-06-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способы, системы и устройство для испытания на гибкой насосно-компрессорной трубе |
| RU2409736C1 (ru) * | 2009-09-21 | 2011-01-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Пакер |
| RU96915U1 (ru) * | 2010-01-27 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины |
| EP2479376A1 (en) * | 2011-01-25 | 2012-07-25 | Welltec A/S | Annular barrier with a diaphragm |
| WO2013109285A1 (en) * | 2012-01-20 | 2013-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure pulse-initiated flow restrictor bypass system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112016029578A2 (pt) | 2017-08-22 |
| BR112016029578B1 (pt) | 2022-05-24 |
| RU2020118299A (ru) | 2020-08-07 |
| SA516380502B1 (ar) | 2022-12-11 |
| US20170159405A1 (en) | 2017-06-08 |
| MX2016017132A (es) | 2017-05-03 |
| AU2015282671A1 (en) | 2017-02-02 |
| AU2015282671B2 (en) | 2018-06-21 |
| WO2016001174A1 (en) | 2016-01-07 |
| CN106460483B (zh) | 2020-05-29 |
| EP3161247B1 (en) | 2021-02-24 |
| DK3161247T3 (da) | 2021-05-25 |
| US10267119B2 (en) | 2019-04-23 |
| CA2952756A1 (en) | 2016-01-07 |
| BR112016029578A8 (pt) | 2021-04-20 |
| RU2017100408A3 (ru) | 2019-02-05 |
| EP3161247A1 (en) | 2017-05-03 |
| RU2017100408A (ru) | 2018-07-30 |
| CN106460483A (zh) | 2017-02-22 |
| EP2963233A1 (en) | 2016-01-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2745370C2 (ru) | Внутрискважинная система | |
| EP3294983B1 (en) | Gas lift method and apparatus | |
| EP3464801B1 (en) | Well with pressure activated acoustic or electromagnetic transmitter | |
| CA3216920A1 (en) | A method of isolating of a wellbore | |
| CA2958824C (en) | Well construction real-time telemetry system | |
| BR112013014984B1 (pt) | aparelho e método para controlar o fluxo de fluido de uma formação | |
| RU2010127299A (ru) | Способ и система для гидроразрыва подземных пластов во время их бурения | |
| EP3161256B1 (en) | Downhole sensor system | |
| BR122015024188A2 (pt) | método de produzir uma ou mais zonas de formação, e, método de posicionar um sistema de completamento de multizonas de percurso único | |
| US20200370427A1 (en) | System and method for surface to downhole communication without flow | |
| EP4146906A1 (en) | Determining the integrity of an isolated zone in a wellbore |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant |