NO314055B1 - Strömninnsbegrensende anordning og system for produksjon av formasjonsfluider fra borehull - Google Patents

Strömninnsbegrensende anordning og system for produksjon av formasjonsfluider fra borehull Download PDF

Info

Publication number
NO314055B1
NO314055B1 NO19973040A NO973040A NO314055B1 NO 314055 B1 NO314055 B1 NO 314055B1 NO 19973040 A NO19973040 A NO 19973040A NO 973040 A NO973040 A NO 973040A NO 314055 B1 NO314055 B1 NO 314055B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
flow
fluid
production
control device
main part
Prior art date
Application number
NO19973040A
Other languages
English (en)
Other versions
NO973040L (no
NO973040D0 (no
Inventor
Robert J Coon
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO973040D0 publication Critical patent/NO973040D0/no
Publication of NO973040L publication Critical patent/NO973040L/no
Publication of NO314055B1 publication Critical patent/NO314055B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/066Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/02Down-hole chokes or valves for variably regulating fluid flow

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Flow Control (AREA)
  • Discharge Heating (AREA)

Description

Denne oppfinnelse angår en strømningsbegrensende anordning og system for produksjon av formasjonsfluider fra borehull.
For å utvinne hydrokarboner fra borehull, lages det perforeringer gjennom produksjonssoner eller soner av interesse. I forbindelse med forete hull plasseres et foringsrør i borehullet og ringrommet mellom foringsrøret og borehullet fylles med en betongmasse. Deretter lages det perforeringer gjennom foringsrøret og betongen og inn i produksjonssonene for utstrømning av hydrokarboner (formasjonsfluider) fra produksjonssonene inn i foringsrøret. En produksjonsrørstreng blir så plassert i foringsrøret, med et ringrom mellom foringsrøret og produksjons-rørstrengen. Fluidet fra ringrommet strømmer inn i produksjonsrørstrengen og fø-res så videre til overflaten via et produksjonsrør som er tilknyttet produksjons-rørstrengen. I forbindelse med borehull uten foringsrør («åpent hull») er borehullet typisk gruspakket, og en passende produksjonsrørstreng er plassert i gruspakken for overføring av formasjonsfluider til overflaten.
Produksjonsrørstrengen omfatter typisk, rundt sin ytre omkrets, en sandstyreanordning som er plassert nær hver perforert sone for å hindre at sand fra produksjonssonen skal strømme inn i produksjonsrørstrengen. Sandsiler av forskjellige konstruksjoner og slissete foringer anvendes vanligvis for slikt formål. Fluidet fra produksjonssonen strømmer gjennom sandstyreanordningen og inn i produksjonsrøret.
Formasjonsfluidet i de produserende formasjoner har en forholdsvis høy temperatur og et høyt trykk. Det inneholder ofte abrasive bestanddeler. Dersom man lar formasjonsfluidet strømme gjennom de forskjellige komponenter i produk-sjonsrøret med høye gjennomstrømningshastigheter, kan det hurtig erodere slike komponenter. Fluidets hastighet ved hvilken komponentene begynner å erodere, benevnes som «erosjonshastigheten». Erosjonshastigheten avhenger av typen av formasjonsfluid, hva slags materialer som brukes for slike komponenter, og konst-ruksjonen av slike komponenter. En strømningsstyreanordning plasseres typisk i produksjonsrørstrengen for å skape et trykkfall etter at formasjonsfluidet er innført i produksjonsrørstrengen, for å opprettholde fluidstrømmen under erosjonshastigheten.
Anordninger av hylsetype er blitt brukt som strømningsstyreanordninger. Slike anordninger anvender en hylse anbrakt mellom sandsilen og produksjons-rørstrengens indre. For å regulere gjennomstrømningshastigheten gjennom an ordningen, blir det i en type av strømningsstyreanordning av hylsetypen, anvendt et omstillingsverktøy som fremføres fra overflaten, generelt ved hjelp av en rørstreng, til å bevege anordningen mellom en åpen stilling og en lukket stilling. Den åpne stilling innebærer generelt en helt åpen ventil og den lukkete stilling innebærer generelt en stilling som fullstendig hindrer ethvert fluid fra å strømme inn i produksjonsrørstrengen.
GB A 2 198 767 omhandler et brønnverktøy, eksempelvis en sikkerhetsven-til, hvor en labyrintpassasje er tilveiebrakt i en utlikningsledning for ventilen for å redusere trykk og strømningshastighet, og hvor en hylse kan benyttes til å regulere arealet av passasjen.
GB A 2 262 954 omhandler en glidehylseventil med en hylse for å variere fluidstrømningsåpninger, idet hylsen forflyttes av et verktøy til valgt posisjon ved hjelp av knaster som griper inn i en rekke spor for å dekke åpninger, og arealet åpent for fluidgjennomstrømning blir derved progressivt redusert.
EP A1 588 421 omhandler et dreneringsrør i en brønn som har seksjoner med innstrømningsbegrensningsanordninger anordnet mellom et filter og strøm-ningsrør, der en utføringsform kan ha gjennomgående spalter i en labyrintform i røret med den omkringliggende hylse som kan justeres i lengderetningen for å styre strømningsmengden av produksjonsfluider inn i røret.
US-patent nr. 5 355 953 viser en ventil av glidehylsetypen, som plasseres nedihulls ved en av flere stillinger for å styre fluidgjennomstrømningshastigheten inn i produksjonsrørstrengen. For å regulere gjennomstrømningshastigheten, anvendes en ytre anordning, sånn som et omstillingsverktøy som er plassert i pro-duksjonsrøret, for å endre hylsens stilling.
En annen type strømningsbegrensningsanordning anvender en hylse med en labyrint for å skape et trykkfall før fluidet slippes inn i produksjonsrørstrengens indre. Fluidet føres gjennom en forutbestemt lengde av en buktet bane før det strømmer inn i produksjonsrørstrengens indre. Størrelsen av trykkfallet avhenger av lengden av labyrinten som fluidet må strømme gjennom. Anordninger av laby-rinttypen forinnstilles ved overflaten før de monteres i borehullet. For å endre gjennomstrømningshastigheten, må slike anordninger hentes opp og omstilles ved overflaten. Denne løsning kan være meget dyr, idet den krever avstengning av produksjonen.
De ovenfor beskrevne kjente anordninger krever visse typer inngrep for å endre gjennomstrømningshastigheten gjennom disse anordninger. Slike inngrep, selv om de sjelden forekommer, er kostbare og krever i mange tilfeller produk-sjonsstans. Det er følgelig ønskelig å ha et system der fluidgjennomstrømnings-hastigheten gjennom produksjonsrørstrengen kan fjernstyres på en nøyaktig måte, uten avbrudd i produksjonen.
Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved en strømningsbegrensende anordning for bruk i et fluid-produserende borehull, samt et system for produksjon av fluider fra borehull, som angitt i krav 9 og 10. Fordelaktige utføringsformer av oppfinnelsen er angitt i de øvrige krav.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer således en strømningsbegrensende anordning med en fluidstrøm-styreanordning for styring av formasjonsfluid-gjennomstrømningshastigheten gjennom en produksjonsrørstreng. Anordningen omfatter en generelt rørformet hoveddel for plassering i borehullet. Den rørformete hoveddel har en sil ved en ytterflate for å hindre sand fra å strømme inn i den for-mete hoveddel. Fluidet som strømmer gjennom silen passerer gjennom en labyrint. En glidehylse på labyrinten styrer fluidhastigheten gjennom denne. Glidehyl-sen beveges ved hjelp av en fjernstyrt og elektrisk drevet anordning som er plassert i den rørformete hoveddel. Fluidet som forlater labyrinten strømmer til en rør-ledning i den rørformete hoveddel for fremføring av fluidet til overflaten.
Den strømningsbevegete anordning kan videre omfatte en styrekrets for styring av driften av den elektrisk drevne anordning. Styrekretsen kan kommunisere med en overflate- styreenhet, fortrinnsvis et databasert system, som kan over-føre styresignaler til styrekretsen for å bringe den elektrisk drevne anordning til å regulere hylsestillingen. Hylsen kan være plassert på hvilket som helst sted i labyrinten, og gir nøyaktig styring av fluid-gjennomstrømningshastigheten. Overflate-styreenheten kan kommunisere med styrekretsen nede i borehullet via et passende datakommunikasjonsledd, som kan være en kabel eller en sender/mottaker-enhet.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også et system hvor formasjonsfluidet som forlater sandsilen føres gjennom en elektrisk drevet, fjernstyrbar, reguler-bar fluid-strømningsstyreanordning som muliggjør regulering av gjennomstrøm-ningshastigheten til hvilket som helst ønsket nivå.
For borehull med flere produksjonssoner, er en separat strømstyreanord-ning plassert nær hver perforert sone. Strømstyreanordningene kan styres uavhengig fra overflate-styreenheten, uten å avbryte fluidstrømmen gjennom produk-sjonsrørstrengen. Strømstyreanordningene kan kommunisere med hverandre og styre fluidstrømmen basert på instruksjoner som er programmert i deres respektive styrekretser og/eller basert på styresignaler fra overflate-styreenheten.
En foretrukket utføringsform av oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til de medfølgende tegninger, hvor like elementer er gitt like henvisningstall, og hvor: Fig. 1 viser et partiaft lengdesnitt gjennom en utføringsform av en strømbe-grensningsanordning ifølge foreliggende oppfinnelse for bruk i et produserende borehull. Fig. 2 viser et produksjonssystem som anvender strømstyreanordningen under produksjon av fluider fra et antall produksjonssonen
Lengdesnittet i fig. 1 viser en strømstyreanordning 10 (også betegnet som innstrømnings-styreanordningen) ifølge en utføringsform av foreliggende oppfinnelse. Ved bruk plasseres anordningen 10 i et borehull nær en produksjonssone som er blitt perforert for å tillate formasjonsfluidene eller effluent, så som hydrokarboner (olje og gass), å strømme fra formasjonen inn i et foringsrør som er anbrakt i borehullet. Anordningen 10 er hovedsakelig en rørformet anordning med en langstrakt hoveddel 20 og en aksial, gjennomgående boring eller gjennomløp 12. Anordningen 10 omfatter en passende profil og/eller en kopling 14a ved en øvre ende 14 for tilkopling av anordningen 10 til en passende anordning eller et rør (ikke vist). Den nedre del av anordningen 10 innbefatter også en passende profil eller en kopling 16a for tilkopling av anordningen til en passende anordning (ikke vist).
Den langstrakte hoveddel 20 omfatter en sandstyreanordning 22 som er plassert rundt og i avstand fra et parti av hoveddelens 20 omkrets, slik at det dannes et rom 25 mellom sandstyreanordningen 22 og hoveddelen 20. Sandstyreanordningen 22 er anordnet for å hindre inntrengning av sand og andre små faste partikler fra formasjonen inn i strømstyreanordningen 10. Forskjellige typer av sandstyreanordninger, innbefattende trådd uk, sveiset trådduk og slissehylse-anordninger, anvendes i produksjonsrørstrenger i olje- og gassindustrien. Alle slike sandstyreanordninger kan benyttes for å oppnå hensikten med denne oppfin- neise. En eller flere strømskillere, så som de viste strømskillere 26a-26c, er anbrakt mellom sandsilen 22 og hoveddelen 20. Strømskillerne 26a-26c tillater formasjonsfluidet å passere fra området 25 mellom sandstyreanordningen 22 og hoveddelen 24 oppihull i retningen angitt som A-A.
Formasjonsfluidet strømmer fra sandstyreanordningen 22 til området
eller seksjonen 25. Fluidet fra området 25 strømmer inn i en strøminnsnevrings-anordning 30 via strømskillerne 26a-c. Strøminnsnevringsanordningen 30 er hen-siktsmessig anbrakt mellom hoveddelen 20 og en ytterseksjon 24 som er konsent-risk med hoveddelen 20. Strøminnsnevringsanordningen 30 inneholder en seksjon som har en kontinuerlig skrue- eller spiralformet fluidkanal eller spor 32 rundt sin ytre omkrets. Kanalen 32 danner en labyrint 35 som danner en buktet fluidstrøm-ningsbane i seksjonen 30. En hylse 38 som er koaksial med hoveddelen 20 er forskyvbart anordnet over labyrinten 35 for styring av strømmen av formasjonsfluid fra området 25 inn i det indre 12, via en port 40. Hylsen 38 inneholder en seksjon 38a som fortrinnsvis inneholder fjærende innerflate-utspring, generelt her betegnet med tallet 39. Utspringene 39 er anordnet med innbyrdes avstand, slik at de vil dekke de enkelte spor 35a når hylsen 38 skyves over labyrinten 35, for derved å hindre fluidstrømning over sporene.
I fig. 1 er hylsen 38 vist der den blokkerer labyrintens 35 første tre spor eller sløyfer 35a1-35a3-1 denne stilling vil fluid fra området 25 strømme fritt inn i området 31 og opp til sløyfen 35*4. Fluidet blir så tvunget til å strømme gjennom hver av sløyfene 35ai-35a3- Lengden av strømningsbanen som dannes av sløyfe-ne 35ai-35a3definerer således trykkfallet mellom området 25 og porten 40, og føl-gelig fluidhastigheten fra formasjonen til porten 40. Hylsen 38 omfatter også en nedre glideseksjon 38a som glir langs hoveddelen 20. Seksjonen 38a kan være konstruert slik at den fullstendig kan lukke porten 40, så som når hylsens 38 kant 41 er i området som avgrenses av tetningen 40a. Hylsen 38 holder porten fullt åpen når dens kant 41 er i området 40. Mellom områdene som avgrenses av tet-ningene 40a og 40b forblir porten 40 delvis åpen. Alternativ hylsekonstruksjon kan velges, der porten 40 forblir fullt åpen uavhengig av hylsens 38 stilling over labyrinten 35.
Hylsen 38 blir fortrinnsvis forskjøvet eller betjent til å forskyves ved hjelp av en elektrisk drevet anordning 45, så som en motor, som er driftsmessig forbundet med hylsen 38 og anbrakt i et område eller seksjon 46 mellom hoveddelen 20 og rørdelen 24. En styrekrets 50 som fortrinnsvis er plassert i anordningen 10, styrer hylsens 38 betjening. Styrekretsen 50 kommuniserer fortrinnsvis med en overflate-styreenhet (se element 180, fig. 2 og tilhørende beskrivelse) så som en datamaskin, via et passende datakommunikasjonsledd 48, som kan være en kabel eller en trådløs sender/mottaker-enhet.
Ved bruk plasseres anordningen 10 nær perforeringene hos en produserende formasjon. Formasjonsfluidene passerer gjennom sandstyreanordningen 22 og strømmer inn i seksjonen 25. Fluidet fra seksjonen 25 passerer gjennom strømningsbanen som dannes på grunn av plasseringen av hylsen 38 over labyrinten 35. Fluidet som forlater labyrinten 35 strømmer så inn i boringen 12 via porten 40, hvorfra det føres til overflaten via et passende rør.
Fig. 2 viser et skjematisk oppriss-diagram over et produksjonssystem 100 som anvender strømningsstyreanordningen 10 ifølge foreliggende oppfinnelse i et borehull 110. Borehullet 110 er vist produserende fra to soner 120a og 120b gjennom perforeringer 122a og 122b, som er utformet i foringsrøret 114. En produk-sjonsrørstreng 112 er plassert i borehullet 110 for transport av formasjonsfluidene til overflaten. Produksjonsrørstrengen 112 omfatter et strømningsrør 115 som er innført i borehullet 110. En strømningsstyreanordning 10 ifølge foreliggende oppfinnelse er anbrakt i produksjonsrørstrengen 112 tilsvarende hver av de perforerte soner. I eksemplet ifølge fig. 2, er strømstyreanordninger 10a og 10b plassert i produksjonsrørstrengen 112, slik at de grenser til perforeringene henholdsvis 122a og 122b. En pakning 124a er anbrakt i ringrommet mellom produksjons-rørstrengen 112 og foringsrøret 114 over strømstyreanordningen 10a for å hindre gjennomstrømning av fluid gjennom ringrommet 117 over pakningen 124a. En pakning 124b er likeledes plassert under anordningen 10a for hindre fluid fra produksjonssonen 120a å strømme under perforeringene 122a. Disse pakninger sik-rer at fluidet fra sonen 120a kan strømme inn i produksjonsrørstrengen bare gjennom strømstyreanordningen 10a. Pakninger 126a og 126b er likeledes plassert på hver side av strømstyreanordningen 10b.
Hver av strømstyreanordningene, så som i de viste anordninger 10a-10b, montert ned i borehullet som ovenfor beskrevet, kommuniserer med en overflate-styreenhet 180, som, som ovenfor nevnt, fortrinnsvis inneholder en datamaskin. En display/monitor 182 er koplet til styreenheten 180 for å vise ønsket informasjon, innbefattende hylsens posisjon for hver av nedihull-strømstyreanordningene, gjennomstrømningshastigheten fra hver av de produserende soner, trykket og temperaturen i hver av de produserende soner og tilsvarende trykk og temperatur i produksjonsrørstrengen. En skriver 184 kan være anordnet for registrering av enhver ønsket informasjon. Nedihull-strømstyreanordningene kan kommunisere med overflate-styreenheten via en eller flere ledninger 186 som er forbundet med pro-duksjonsrørstrengen eller via en sender/mottaker-kombinasjon som er tilknyttet hver av strømstyreanordningene. Sender/mottaker-enhetene 160a og 160b er vist forbundet med hver sin av nedihull-strømstyreanordningene 10a og 10b.
Strømstyreanordningene, omfattende de viste anordninger 10a og 10b blir typisk innledningsvis innstilt ved overflaten for å tillate en forutbestemt gjennom-strømning. Over tid vil formasjonsforholdene, og således produksjonen fra hver sone, endre seg. Gjennomstrømningshastigheten gjennom hver av strømstyrean-ordningene blir så uavhengig regulert for å gi optimal hydrokarbon-produksjon fra de produserende soner. Hvis en spesiell sone begynner å produsere hovedsakelig vann, kan strømstyreanordningen lukkes fullstendig for å hindre enhver fl<y>dpro-duksjon fra en slik sone. Typisk vil gjennomstrømningshastigheten fra hver produserende sone avta over tid. Systemet ifølge foreliggende oppfinnelse gjør det mu-lig for en operatør ved overflaten, uavhengig og fjernstyrt å regulere fluidstrømme-ne fra hver av de perforerte soner, uten å stenge produksjonen.
Ifølge en alternativ utføringsform, kan styrekretsen, så som styrekretsen 50 (se fig. 1), i hver av strømstyreanordningene, kommunisere med hver av de andre strømstyreanordninger i produksjonsrørstrengen og styre strømmen gjennom dens tilknyttete strømningsstyreanordning for å optimere produksjonen fra borehullet 110. Instruksjonene for styring av strømmen kan være programmert i nedi-hullminnet som er tilknyttet hver slik styrekrets eller i overflate-styreenheten 180. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer således et fluidstrøm-styresystem, hvor gjennomstrømningshastigheten tilknyttet et hvilket som helst antall produserende soner uavhengig kan reguleres, uten behov for bruk av fysisk intervensjon, så som bruk av en omstillingsanordning, eller uten å kreve opptrekking av strømstyrean-ordningen eller avstengning av produksjonen.

Claims (15)

1. Strømningsbegrensende anordning (10) for bruk i et borehull som produse-rer et fluid fra en aktuell sone, omfattende en langstrakt rørformet hoveddel (20) for anbringelse i borehullet nær den aktuelle sone, hvilken langstrakte hoveddel omfatter et fluid-kommunikasjonselement for å lede fluidstrøm fra den aktuelle sonen inn i en første strømningsseksjon (25) i hoveddelen og en strømstyreanord-ning for å lede fluidstrømmen fra den første strømningsseksjon til en andre strøm-ningsseksjon (12) i hoveddelen,karakterisert ved: (a) en kontinuerlig og buktet strømningsbane (32) som strekker seg rundt hoveddelen for å lede fluidet fra den første strømningsseksjon (25) til den andre strømningsseksjon (12); (b) et forskyvbart element (38) som er tilknyttet den buktete banen og innrettet til å anbringes mellom en første stilling og en andre stilling for regulering av avstanden som gjennomstrømmes av fluidet langs strømningsbanen fra den første til den andre strømningsseksjon; og (c) en elektrisk drevet anordning (50) i hoveddelen for posisjonering av det forskyvbare element ved en forutbestemt stilling mellom den første og andre stilling.
2. Anordning ifølge krav 1,karakterisert vedat strømningsbanen er en labyrint.
3. Anordning ifølge krav 2,karakterisert vedat det forskyvbare element er en hylse.
4. Anordning ifølge krav 3,karakterisert vedatfluidkommunika-sjonselementet er en sandsil for å hindre nedbrutt materiale fra å strømme fra den aktuelle sone inn i hoveddelen.
5. Anordning ifølge krav 1,karakterisert vedat den omfatter en styrekrets for styring av driften av den elektrisk drevne anordning.
6. Anordning ifølge krav 5,karakterisert vedat styrekretsen er plassert ved et sted i avstand fra anordningen.
7. Anordning ifølge krav 6,karakterisert vedat styrekretsen kommuniserer med den elektrisk drevne anordning via toveis telemetri.
8. Anordning ifølge krav 5,karakterisert vedat den videre har en port for å sende fluidet som forlater strømningsbanen inn i en seksjon i hoveddelen for transport av fluidet til et overflatested.
9. System for produksjon av fluider fra et produksjonssted i et borehull gjennom en produksjonsrørstreng som er opphengt i borehullet, hvilken produksjons-rørstreng omfatter en strømstyreanordning nær produksjonsstedet,karakterisert vedat strømstyreanordningen omfatter: (a) en omkretsmessig kontinuerlig og buktet strømningsbane (32) for å motta en fluidstrøm fra produksjonsstedet inn i en produksjons-strømningsboring (12); (b) et forskyvbart element (38) som er anordnet nær strømningsbanen for å regulere avstanden som gjennomstrømmes langs strømningsbanen; og (c) en styrbart drevet mekanisme (45) i strømstyreanordningen for posisjonering av det forskyvbare element (38) i en ønsket stilling.
10. System for produksjon av fluider fra et flertall av produserende steder i ett eller flere forbundne borehull gjennom en produksjonsrørstreng som er opphengt i borehullet, hvilken produksjonsrørstreng haren strømstyreanordning (10) anbrakt i nærheten av hvert valgt produksjonssted, idet hver strømstyreanordning omfatter et fluidkommunikasjonselement (20) som setter fluidet i stand til å strømme fra dets tilknyttete produksjonssted inn i strømstyreanordningen,karakterisert vedat de respektive fluidkommunikasjonselementer omfatter: (a) en omkretsmessig kontinuerlig og buktet strømningsbane (32) i strømstyre-anordningen for å motta fluidet fra det tilknyttete produksjonssted inn i pro-duksjonsrørstrengen; (b) et forskyvbart element (38) som er selektivt anbrakt over strømningsbanen for regulering av fluidstrømmens lengde langs strømningsbanen; og (c) en styrbart drevet mekanisme (45) i hver strømstyreanordning for plassering av det respektive forskyvbare element ved en fluidstrøm-lengdeposi-sjon som er forutbestemt for det respektive produksjonssted.
11. System ifølge krav 10,karakterisert vedat strømningsbanen er en labyrint.
12. System ifølge krav 11,karakterisert vedat fluidkommunika-sjonselementet er en sandsil for å hindre nedbrutt materiale for å strømme fra den aktuelle sone inn i hoveddelen.
13. System ifølge krav 10,karakterisert vedat den videre har en styrekrets for styring av driften av den elektrisk drevne anordning.
14. System ifølge krav 13,karakterisert vedat strømkretsen er plassert på et sted i avstand fra anordningen.
15. System ifølge krav 14,karakterisert vedat styrekretsen kommuniserer med den elektrisk drevne anordning via toveis telemetri.
NO19973040A 1996-07-01 1997-06-30 Strömninnsbegrensende anordning og system for produksjon av formasjonsfluider fra borehull NO314055B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/673,483 US5896928A (en) 1996-07-01 1996-07-01 Flow restriction device for use in producing wells

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO973040D0 NO973040D0 (no) 1997-06-30
NO973040L NO973040L (no) 1998-01-02
NO314055B1 true NO314055B1 (no) 2003-01-20

Family

ID=24702837

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19973040A NO314055B1 (no) 1996-07-01 1997-06-30 Strömninnsbegrensende anordning og system for produksjon av formasjonsfluider fra borehull

Country Status (5)

Country Link
US (1) US5896928A (no)
AU (1) AU729698B2 (no)
CA (1) CA2208613C (no)
GB (1) GB2314866B (no)
NO (1) NO314055B1 (no)

Families Citing this family (151)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU728634B2 (en) * 1996-04-01 2001-01-11 Baker Hughes Incorporated Downhole flow control devices
FR2790508B1 (fr) 1999-03-05 2001-04-27 Schlumberger Services Petrol Dispositif de controle de debit en fond de puits, muni d'une chemise de protection des joints d'etancheite
FR2790510B1 (fr) 1999-03-05 2001-04-20 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif de controle de debit en fond de puits, a commande decouplee
FR2790509A1 (fr) 1999-03-05 2000-09-08 Schlumberger Services Petrol Dispositif de controle de debit en fond de puits, a chemise obturatrice exterieure
US6513599B1 (en) 1999-08-09 2003-02-04 Schlumberger Technology Corporation Thru-tubing sand control method and apparatus
US6257332B1 (en) 1999-09-14 2001-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Well management system
US6343651B1 (en) * 1999-10-18 2002-02-05 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for controlling fluid flow with sand control
US6446729B1 (en) 1999-10-18 2002-09-10 Schlumberger Technology Corporation Sand control method and apparatus
FR2808557B1 (fr) * 2000-05-03 2002-07-05 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue
US6789621B2 (en) 2000-08-03 2004-09-14 Schlumberger Technology Corporation Intelligent well system and method
US6799637B2 (en) 2000-10-20 2004-10-05 Schlumberger Technology Corporation Expandable tubing and method
NO335594B1 (no) 2001-01-16 2015-01-12 Halliburton Energy Serv Inc Ekspanderbare anordninger og fremgangsmåte for disse
US6488082B2 (en) * 2001-01-23 2002-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Remotely operated multi-zone packing system
US6622794B2 (en) * 2001-01-26 2003-09-23 Baker Hughes Incorporated Sand screen with active flow control and associated method of use
NO314701B3 (no) * 2001-03-20 2007-10-08 Reslink As Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn
US6644412B2 (en) * 2001-04-25 2003-11-11 Weatherford/Lamb, Inc. Flow control apparatus for use in a wellbore
GB2390383B (en) 2001-06-12 2005-03-16 Schlumberger Holdings Flow control regulation methods
US6857475B2 (en) 2001-10-09 2005-02-22 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for flow control gravel pack
GB2381281B (en) * 2001-10-26 2004-05-26 Schlumberger Holdings Completion system, apparatus, and method
US6719051B2 (en) * 2002-01-25 2004-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US6899176B2 (en) * 2002-01-25 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US7096945B2 (en) * 2002-01-25 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US7055598B2 (en) * 2002-08-26 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device and method for use of same
US6978840B2 (en) * 2003-02-05 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Well screen assembly and system with controllable variable flow area and method of using same for oil well fluid production
NO319620B1 (no) * 2003-02-17 2005-09-05 Rune Freyer Anordning og fremgangsmåte for valgbart å kunne stenge av et parti av en brønn
US7048061B2 (en) * 2003-02-21 2006-05-23 Weatherford/Lamb, Inc. Screen assembly with flow through connectors
US7273106B2 (en) * 2003-03-28 2007-09-25 Shell Oil Company Surface flow controlled valve and screen
CN100362207C (zh) * 2003-03-31 2008-01-16 埃克森美孚上游研究公司 用于完井、生产和注入的井筒装置和方法
US7870898B2 (en) * 2003-03-31 2011-01-18 Exxonmobil Upstream Research Company Well flow control systems and methods
US6994170B2 (en) * 2003-05-29 2006-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable sand control screen assembly having fluid flow control capabilities and method for use of same
US7363981B2 (en) * 2003-12-30 2008-04-29 Weatherford/Lamb, Inc. Seal stack for sliding sleeve
CA2457329A1 (en) * 2004-02-10 2005-08-10 Richard T. Hay Downhole drilling fluid heating apparatus and method
NO325434B1 (no) * 2004-05-25 2008-05-05 Easy Well Solutions As Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk
US7228900B2 (en) * 2004-06-15 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for determining downhole conditions
US7191833B2 (en) * 2004-08-24 2007-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same
US7673678B2 (en) * 2004-12-21 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Flow control device with a permeable membrane
US7377327B2 (en) * 2005-07-14 2008-05-27 Weatherford/Lamb, Inc. Variable choke valve
US7467665B2 (en) * 2005-11-08 2008-12-23 Baker Hughes Incorporated Autonomous circulation, fill-up, and equalization valve
WO2007078375A2 (en) 2005-12-19 2007-07-12 Exxonmobile Upstream Research Company Profile control apparatus and method for production and injection wells
US7543641B2 (en) * 2006-03-29 2009-06-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling wellbore pressure during gravel packing operations
EA014109B1 (ru) 2006-04-03 2010-10-29 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Скважинные способ и устройство для предотвращения выноса песка и регулирования притока во время скважинных операций
US7708068B2 (en) * 2006-04-20 2010-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing screen with inflow control device and bypass
US8453746B2 (en) * 2006-04-20 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools with actuators utilizing swellable materials
US7802621B2 (en) * 2006-04-24 2010-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7469743B2 (en) * 2006-04-24 2008-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7857050B2 (en) * 2006-05-26 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation Flow control using a tortuous path
NZ574261A (en) * 2006-07-07 2012-03-30 Statoilhydro Asa Flow control device that controls fluid flow using disc or body moved by Bernoulli effect
US20080041580A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 Rune Freyer Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well
US20080041588A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 Richards William M Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls
US20080041582A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 Geirmund Saetre Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US20090120647A1 (en) * 2006-12-06 2009-05-14 Bj Services Company Flow restriction apparatus and methods
US8196668B2 (en) * 2006-12-18 2012-06-12 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for completing a well
US8025072B2 (en) * 2006-12-21 2011-09-27 Schlumberger Technology Corporation Developing a flow control system for a well
WO2008092241A1 (en) * 2007-01-29 2008-08-07 Noetic Engineering Inc. A method for providing a preferential specific injection distribution from a horizontal injection well
AU2007346700B2 (en) * 2007-02-06 2013-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer with enhanced sealing capability
US20080283238A1 (en) * 2007-05-16 2008-11-20 William Mark Richards Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
NO20072639A (no) * 2007-05-23 2008-10-27 Ior Tech As Ventil for et produksjonsrør, og produksjonsrør med samme
US7789145B2 (en) * 2007-06-20 2010-09-07 Schlumberger Technology Corporation Inflow control device
GB0712345D0 (en) * 2007-06-26 2007-08-01 Metcalfe Paul D Downhole apparatus
US20090000787A1 (en) * 2007-06-27 2009-01-01 Schlumberger Technology Corporation Inflow control device
US7575058B2 (en) * 2007-07-10 2009-08-18 Baker Hughes Incorporated Incremental annular choke
US9004155B2 (en) * 2007-09-06 2015-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Passive completion optimization with fluid loss control
US7775284B2 (en) * 2007-09-28 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US8312931B2 (en) 2007-10-12 2012-11-20 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device
US7942206B2 (en) * 2007-10-12 2011-05-17 Baker Hughes Incorporated In-flow control device utilizing a water sensitive media
US20090301726A1 (en) * 2007-10-12 2009-12-10 Baker Hughes Incorporated Apparatus and Method for Controlling Water In-Flow Into Wellbores
US8096351B2 (en) * 2007-10-19 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
EP2198119B1 (en) * 2007-10-16 2017-10-25 Exxonmobil Upstream Research Company Fluid control apparatus and methods for production and injection wells
US8069921B2 (en) 2007-10-19 2011-12-06 Baker Hughes Incorporated Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US20090101354A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids
US7913755B2 (en) 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7918272B2 (en) * 2007-10-19 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
US7784543B2 (en) * 2007-10-19 2010-08-31 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7793714B2 (en) * 2007-10-19 2010-09-14 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7775277B2 (en) * 2007-10-19 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7775271B2 (en) * 2007-10-19 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7891430B2 (en) 2007-10-19 2011-02-22 Baker Hughes Incorporated Water control device using electromagnetics
US20090101329A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System
US7789139B2 (en) * 2007-10-19 2010-09-07 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7913765B2 (en) * 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use
US8544548B2 (en) * 2007-10-19 2013-10-01 Baker Hughes Incorporated Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids
US20090101336A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US20090101344A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device
US7918275B2 (en) 2007-11-27 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve
US8839849B2 (en) 2008-03-18 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis
CN101539006B (zh) * 2008-03-19 2015-04-29 普拉德研究及开发股份有限公司 用于完成井的方法和设备
US7921920B1 (en) 2008-03-21 2011-04-12 Ian Kurt Rosen Anti-coning well intake
US7992637B2 (en) * 2008-04-02 2011-08-09 Baker Hughes Incorporated Reverse flow in-flow control device
US8931570B2 (en) * 2008-05-08 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Reactive in-flow control device for subterranean wellbores
US8171999B2 (en) 2008-05-13 2012-05-08 Baker Huges Incorporated Downhole flow control device and method
US8555958B2 (en) 2008-05-13 2013-10-15 Baker Hughes Incorporated Pipeless steam assisted gravity drainage system and method
US8113292B2 (en) 2008-05-13 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Strokable liner hanger and method
US7857061B2 (en) * 2008-05-20 2010-12-28 Halliburton Energy Services, Inc. Flow control in a well bore
US7987909B2 (en) 2008-10-06 2011-08-02 Superior Engery Services, L.L.C. Apparatus and methods for allowing fluid flow inside at least one screen and outside a pipe disposed in a well bore
BRPI0823251B1 (pt) * 2008-11-03 2018-08-14 Exxonmobil Upstream Research Company Sistema e aparelho de controle de fluxo, e, método para controlar fluxo de particulado em equipamento de poço de hidrocarbonetos
US8132624B2 (en) 2009-06-02 2012-03-13 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8056627B2 (en) 2009-06-02 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8151881B2 (en) 2009-06-02 2012-04-10 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US20100319928A1 (en) * 2009-06-22 2010-12-23 Baker Hughes Incorporated Through tubing intelligent completion and method
US8281865B2 (en) * 2009-07-02 2012-10-09 Baker Hughes Incorporated Tubular valve system and method
US20110000660A1 (en) * 2009-07-02 2011-01-06 Baker Hughes Incorporated Modular valve body and method of making
US20110000547A1 (en) * 2009-07-02 2011-01-06 Baker Hughes Incorporated Tubular valving system and method
US20110000674A1 (en) * 2009-07-02 2011-01-06 Baker Hughes Incorporated Remotely controllable manifold
US8893809B2 (en) * 2009-07-02 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Flow control device with one or more retrievable elements and related methods
US8267180B2 (en) * 2009-07-02 2012-09-18 Baker Hughes Incorporated Remotely controllable variable flow control configuration and method
US8550166B2 (en) * 2009-07-21 2013-10-08 Baker Hughes Incorporated Self-adjusting in-flow control device
US20110030965A1 (en) * 2009-08-05 2011-02-10 Coronado Martin P Downhole Screen with Valve Feature
US9109423B2 (en) 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
US9016371B2 (en) * 2009-09-04 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore
US20110073323A1 (en) * 2009-09-29 2011-03-31 Baker Hughes Incorporated Line retention arrangement and method
US8527100B2 (en) * 2009-10-02 2013-09-03 Baker Hughes Incorporated Method of providing a flow control device that substantially reduces fluid flow between a formation and a wellbore when a selected property of the fluid is in a selected range
US8230935B2 (en) * 2009-10-09 2012-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly with flow control capability
US8291976B2 (en) * 2009-12-10 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device
US8469105B2 (en) * 2009-12-22 2013-06-25 Baker Hughes Incorporated Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore
US8469107B2 (en) * 2009-12-22 2013-06-25 Baker Hughes Incorporated Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore
US20110180271A1 (en) * 2010-01-26 2011-07-28 Tejas Research And Engineering, Lp Integrated Completion String and Method for Making and Using
US8316952B2 (en) * 2010-04-13 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling flow through a sand screen
US8256522B2 (en) 2010-04-15 2012-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability
US8708050B2 (en) 2010-04-29 2014-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly
US8657010B2 (en) 2010-10-26 2014-02-25 Weatherford/Lamb, Inc. Downhole flow device with erosion resistant and pressure assisted metal seal
US8910716B2 (en) 2010-12-16 2014-12-16 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for controlling fluid flow from a formation
US8403052B2 (en) 2011-03-11 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability
SG193332A1 (en) 2011-04-08 2013-10-30 Halliburton Energy Serv Inc Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch
US9200502B2 (en) 2011-06-22 2015-12-01 Schlumberger Technology Corporation Well-based fluid communication control assembly
US8485225B2 (en) * 2011-06-29 2013-07-16 Halliburton Energy Services, Inc. Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability
US9291046B2 (en) * 2011-07-27 2016-03-22 Schlumberger Technology Corporation Dual or twin-well completion with wettability alteration for segregated oil and water production
EP2766565B1 (en) 2011-10-12 2017-12-13 Exxonmobil Upstream Research Company Fluid filtering device for a wellbore and method for completing a wellbore
BR112014008537A2 (pt) 2011-10-31 2017-04-18 Halliburton Energy Services Inc aparelho para controlar de maneira autônoma o escoamento de fluido em um poço subterrâneo, e, método para controlar escoamento de fluido em um poço subterrâneo
AU2011380521B2 (en) 2011-10-31 2016-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection
US9038741B2 (en) * 2012-04-10 2015-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Adjustable flow control device
IN2014DN07789A (no) * 2012-04-18 2015-05-15 Halliburton Energy Services Inc
US9404349B2 (en) 2012-10-22 2016-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control system having a fluid diode
US9127526B2 (en) 2012-12-03 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Fast pressure protection system and method
US9695654B2 (en) 2012-12-03 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Wellhead flowback control system and method
US10830028B2 (en) * 2013-02-07 2020-11-10 Baker Hughes Holdings Llc Frac optimization using ICD technology
US9725989B2 (en) 2013-03-15 2017-08-08 Exxonmobil Upstream Research Company Sand control screen having improved reliability
WO2014149396A2 (en) 2013-03-15 2014-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and methods for well control
WO2015065373A1 (en) * 2013-10-30 2015-05-07 Halliburton Energy Services Inc. Gravel pack assembly having a flow restricting device and relief valve for gravel pack dehydration
DE112013007604T5 (de) * 2013-11-15 2016-08-18 Landmark Graphics Corporation Optimierung der Flusskontrollvorrichtungseigenschaften in einem Produktionssondenbohrloch in gekoppelten Injektor-Produktionssonden-Flüssigkeitsflutungssystemen
US10227850B2 (en) * 2014-06-11 2019-03-12 Baker Hughes Incorporated Flow control devices including materials containing hydrophilic surfaces and related methods
US9638000B2 (en) 2014-07-10 2017-05-02 Inflow Systems Inc. Method and apparatus for controlling the flow of fluids into wellbore tubulars
MY188272A (en) 2014-09-16 2021-11-24 Halliburton Energy Services Inc Screened communication connector for a production tubing joint
US10119365B2 (en) 2015-01-26 2018-11-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Tubular actuation system and method
WO2018009220A1 (en) * 2016-07-08 2018-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Flow-induced erosion-corrosion resistance in downhole fluid flow control systems
WO2018161158A1 (en) 2017-03-07 2018-09-13 Ncs Multistage Inc. Apparatuses, systems and methods for producing hydrocarbon material from a subterranean formation
US10704360B2 (en) * 2017-03-28 2020-07-07 Schlumberger Technology Corporation Active flow control with dual line multizone hydraulic power distribution module
US10428619B2 (en) * 2017-04-04 2019-10-01 Schlumberger Technology Corporation Active flow control with multizone hydraulic power distribution module
WO2018190819A1 (en) 2017-04-12 2018-10-18 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-position inflow control device
US20190003284A1 (en) * 2017-06-30 2019-01-03 Baker Hughes Incorporated Mechanically Adjustable Inflow Control Device
CA3079570A1 (en) 2019-09-27 2021-03-27 Ncs Multistage Inc. In situ injection or production via a well using selective operation of multi-valve assemblies with choked configurations
US11578562B2 (en) 2020-11-27 2023-02-14 Ncs Multistage Inc. Systems and methods for producing hydrocarbon material from or injecting fluid into a subterranean formation using adjustable flow restriction

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4709762A (en) * 1985-10-18 1987-12-01 Camco, Incorporated Variable fluid passageway for a well tool
US5211241A (en) * 1991-04-01 1993-05-18 Otis Engineering Corporation Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor
US5309988A (en) * 1992-11-20 1994-05-10 Halliburton Company Electromechanical shifter apparatus for subsurface well flow control
US5355949A (en) * 1993-04-22 1994-10-18 Sparlin Derry D Well liner with dual concentric half screens

Also Published As

Publication number Publication date
NO973040L (no) 1998-01-02
AU2622897A (en) 1998-01-15
GB2314866A (en) 1998-01-14
CA2208613A1 (en) 1998-01-01
GB9713557D0 (en) 1997-09-03
CA2208613C (en) 2002-11-19
NO973040D0 (no) 1997-06-30
US5896928A (en) 1999-04-27
GB2314866B (en) 2000-08-23
AU729698B2 (en) 2001-02-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO314055B1 (no) Strömninnsbegrensende anordning og system for produksjon av formasjonsfluider fra borehull
AU784240B2 (en) Sand screen with active flow control
US7350577B2 (en) Method and apparatus for injecting steam into a geological formation
RU2136856C1 (ru) Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной (варианты) и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин
US7370705B2 (en) Multiple zone downhole intelligent flow control valve system and method for controlling commingling of flows from multiple zones
NO331370B1 (no) Strømningskontrollapparat til bruk i en brønn
NO321874B1 (no) Anordning og fremgangsmate for styring av fluidstrom med sandkontroll
US20040144544A1 (en) Arrangement for and method of restricting the inflow of formation water to a well
NO314701B1 (no) Strömningsstyreanordning for struping av innströmmende fluider i en brönn
NO320593B1 (no) System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon
CA2978350C (en) Dual type inflow control devices
NO326460B1 (no) Innretning for optimalisering av produksjonen av flerfasefluid
GB2371319A (en) Control of flow into completion base pipe
NO324360B1 (no) Stromningsstyring i avviksbronner
NO314811B1 (no) Fluidsirkuleringsapparat
EP1882808B1 (en) Flow restrictor coupling
AU2018314205B2 (en) Inflow control device bypass and bypass isolation system for gravel packing with shunted sand control screens
RU2604105C2 (ru) Система для селекции флюида, используемая в подземной скважине
EP1377727B1 (en) Method and apparatus for controlling downhole flow
NO20120662A1 (no) Innretning og fremgangsmåte for bruk ved regulering av fluidstrømning
AU2020483334B2 (en) Density constant flow device using a changing overlap distance
NO330316B1 (no) Anordning for anvendelse ved regulering av fluidstrom
WO2025053839A1 (en) Fluid flow control system employing a fluidic diode for control pressure

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired