NO314055B1 - Strömninnsbegrensende anordning og system for produksjon av formasjonsfluider fra borehull - Google Patents
Strömninnsbegrensende anordning og system for produksjon av formasjonsfluider fra borehull Download PDFInfo
- 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
Links
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
- E21B34/066—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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/02—Down-hole chokes or valves for variably regulating fluid flow
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.
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)
| 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)
| 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 |
-
1996
- 1996-07-01 US US08/673,483 patent/US5896928A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-06-23 CA CA002208613A patent/CA2208613C/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-06-24 AU AU26228/97A patent/AU729698B2/en not_active Expired
- 1997-06-26 GB GB9713557A patent/GB2314866B/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-06-30 NO NO19973040A patent/NO314055B1/no not_active IP Right Cessation
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 |