NO318165B1 - Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng - Google Patents
Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng Download PDFInfo
- Publication number
- NO318165B1 NO318165B1 NO20024070A NO20024070A NO318165B1 NO 318165 B1 NO318165 B1 NO 318165B1 NO 20024070 A NO20024070 A NO 20024070A NO 20024070 A NO20024070 A NO 20024070A NO 318165 B1 NO318165 B1 NO 318165B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- string
- injection
- injection string
- fluid
- insert
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 186
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 186
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 102
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 17
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 9
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Percussion Or Vibration Massage (AREA)
- Surgical Instruments (AREA)
- Feeding And Watering For Cattle Raising And Animal Husbandry (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Basic Packing Technique (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Nozzles (AREA)
Description
BRØNNINJEKSJONSSTRENG, FREMGANGSMÅTE FOR FLUIDINJEKSJON OG ANVENDELSE AV STRØMNINGSSTYREANORDNING I INJEKSJONSSTRENG
Oppfinnelsens område
Den foreliggende oppfinnelse angår en injeksjonsrørstreng for en brønn, hvor brønninjeksjonsstrengen er forsynt med en strømningsstyreanordning for å styre et injeksjonsfluids utstrømningsrate fra injeksjonsstrengen i forbindelse med stimulert utvinning, fortrinnsvis ved petroleumsutvinning. Oppfinnelsen angår også en fremgangsmåte for å styre injeksjonsfluidets utstrømningsrate fra brønninjeksjonsstrengen, samt anvendelse av strømningsstyreanordningen i brønninjek-sj onsstrengen.
Injeksjonsfluidet injiseres fra overflaten via brønnens rør som bl.a. gjennomløper permeable bergarter i ett eller flere underjordiske reservoarer, heretter benevnt som ett reservoar. Rørstrengen gjennom reservoaret benevnes heretter som en injeksjonsstreng. Injeksjonsfluidet kan bestå av væske og/eller gass. Ved stimulert petroleumsutvinning er det mest vanlig å injisere vann.
Oppfinnelsen er spesielt anvendelig i en horisontal, eller tilnærmet horisontal, injeksjonsbrønn, og særlig når injeksjonsstrengen har lang horisontal utstrekning i reservoaret. En slik brønn benevnes heretter som en horisontalbrønn. Oppfinnelsen kan derimot like gjerne brukes i ikke-horisontale brønner, slike som vertikale brønner og awiksbrønner.
Oppfinnelsens bakgrunn
Oppfinnelsen har sin bakgrunn i injeksjonstekniske problemer forbundet med fluidinjeksjon, fortrinnsvis vanninjeksjon, i et reservoar via en brønn. Slike injeksjonstekniske problemer er spesielt fremtredende ved injeksjon fra en horisontal-brønn. Disse problemer fører ofte til nedstrøms reservoartekniske og/eller produksjonstekniske problemer.
Under fluidinjeksjon strømmer injeksjonsfluidet radialt ut gjennom åpninger eller perforeringer i injeksjonsstrengen. Avhengig av den aktuelle reservoarbergarts beskaffenhet, er injeksjonsstrengen enten fastsementert eller anbrakt løst i et borehull gjennom reservoaret. Injeksjonsstrengen kan også være forsynt med filtre eller såkalte sandskjermer som hind-rer formasjonspartikler i å strømme tilbake og inn i injeksjonsstrengen ved et midlertidig opphør i injeksjonen.
Når injeksjonsfluidet strømmer gjennom injeksjonsstrengen, utsettes fluidet for strømningsfriksjon som gir et friksjons-trykkfall, spesielt ved strømning gjennom et horisontalparti av en injeksjonsstreng. Dette trykkfall oppviser vanligvis et ulineært og sterkt tiltagende trykkfallforløp langs injeksjonsstrengen. Derved vil også injeksjonsfluidets utstrøm-ningsrate til reservoaret bli ulineær og sterkt avtagende i nedstrøms retning av injeksjonsstrengen. For enhver fluid- utstrømningssone langs eksempelvis en horisontal injeksjonsstreng, vil derfor den drivende trykkforskjell (differensial-trykket) mellom fluidtrykket i injeksjonsstrengen og fluidtrykket i reservoarbergarten oppvise et ulineært og sterkt avtagende trykkforløp. Injeksjonsfluidets radiale utstrøm-ningsrate per horisontale lengdeenhet blir derved vesentlig større ved horisontalpartiets oppstrøms "hæl" enn ved brøn-nens nedstrøms "tå", og fluidinjeksjonsraten langs injeksjonsstrengen blir derved ujevn og avtagende. Dette fører til at vesentlig større fluidmengder pumpes inn i reservoaret ved brønnens "hæl" enn ved dens "tå". Derved vil injeksjonsfluidet strømme ut fra brønnens horisontalparti og bre seg ut i reservoaret med en ujevn, uensartet (inhomogen) og tildels uforutsigbar flømmingsfront, idet flømmingsfronten driver reservoar fluider mot én eller flere produksjonsbrønner. En slik ujevn, uensartet og tildels uforutsigbar flømmingsfront er vanligvis ugunstig med hensyn på å oppnå en optimal utvinning av reservoarets fluider.
En ujevn injeksjonsrate kan også oppstå på grunn av petrofy-siske inhomogeniteter i reservoaret. Den delen av reservoaret med høyest permeabilitet vil ta imot mest fluid. Dette skaper en ujevn flømmingsfront, og fluidinjeksjonen blir derved ikke optimal med hensyn til nedstrøms utvinning fra
produksj onsbrønner.
For å unngå eller redusere en slik ujevn injeksjonsrateprofil langs injeksjonsstrengen, er det ønskelig å pumpe injeksjonsfluidet inn i reservoaret med en forutsigbar, radial utstrøm-ningsrate per lengdeenhet av for eksempel en horisontal in-jeks jonss treng. Vanligvis er det ønskelig å pumpe injeksjonsfluidet med lik eller tilnærmet lik radial utstrømningsrate per lengdeenhet av injeksjonsstrengen. Derved oppnås en ensartet og relativt rettlinjet flømmingsfront som beveger seg gjennom reservoaret og skyver reservoarfluider foran seg. Dette kan oppnås ved å hensiktsmessig avpasse, og derved styre, injeksjonsfluidets energitap under dets radiale ut-strømning fra injeksjonsstrengen. Energitapet avpasses relativt til de rådende trykkforhold i strengen og i reservoaret, samt i forhold til reservoartekniske egenskaper, ved den aktuelle utstrømningssone.
I forbindelse med en horisontalbrønn kan det også være ønskelig å skape en flømmingsfront med en geometrisk utforming som eksempelvis er krumlinjet, bueformet eller skjevbuet. Derved kan flømmingsfronten i et reservoar i større grad tilpasses, styres eller utformes i forhold til de spesifikke reservoar-forhold og -egenskaper, og i forhold til beliggenhet relativt til andre brønner. Slike tilpasninger er derimot vanskelige å gjennomføre ved hjelp av kjente injeksjonsmetoder og -utstyr.
En ujevn, uensartet og tildels uforutsigbar flømmingsfront
kan også strømme ut fra en ikke-horisontal brønn. Derfor er ovennevnte fluidinjeksjonsproblemer også relevante for ikke-.horisontale brønner.
Denne oppfinnelse søker i hovedsak å fjerne eller begrense denne uforutsigbarhet og mangel på styring av injeksjons-strømmen, idet dette resulterer i en bedre utforming og bevegelse av fluidfronten i reservoaret.
Kjent teknikk og ulemper med denne
Patentpublikasjoner US 5.435.393 og US 6.112.815 omhandler strømningsstyreanordninger for trykkstruping av reservoar-fluiders radiale innstrømningsrater i et brønnrør, fortrinns vis et produksjonsrør. Disse strømningsstyreanordninger kan eventuelt fjernstyres og være innrettet for regulerbar nedi-hullsstruping av innstrømmende reservoarfluider. Begge strøm-nings styr eanordninger er innrettet til å bevirke strømnings-friksjon, og dermed et fluidtrykktap, i reservoarfluidene når disse strømmer gjennom den aktuelle strømningsstyreanordning.
US 5.435.393 beskriver et brønnrør, fortrinnsvis et produksjonsrør, som er forsynt med minst én strømningsstyrea-nordning bestående av minst én innstrømningskanal hvorigjennom reservoarfluidene kan strømme og utsettes for strømnings-friksjon med resulterende fluidtrykktap. En slik innstrøm-ningskanal er anbrakt i en åpning i eller et ringrom på utsiden av produksjonsrøret. Ifølge US 5.435.393 kan en slik innstrømningskanaler bestå av et langsgående og tynt rør kop-let til en boring i produksjonsrøret. Innstrømningskanalen kan også bestå av et periferisk forløpende, labyrintformet spor i en fortykning eller hylse utenpå produksjonsrøret. Fluidtrykktapet kan i stor grad styres ved å velge en hensiktsmessig geometrisk utforming, eksempelvis strøm-ningstverrsnitt og/eller lengde, på røret eller sporet.
Vesentlige ulemper med strømningsstyreanordningene ifølge
US 5.435.393 er at de kan være kompliserte å tilvirke og/eller å sammenstille med et rør, hvilket bl.a. krever anvendelse av et omfattende og kostbart maskineringsutstyr.
US 6.112.815 beskriver også et produksjonsrør som er forsynt med minst én strømningsstyreanordning bestående av en aksialt forskyvbar hylse på utsiden av produksjonsrøret. I sin ytter-flate er hylsen forsynt med flere aksialt forløpende og skrueformede spor som støter mot en ytre, stasjonær rørhylse. Hylsesporene i den forskyvbare hylse danner derved skruefor mede innstrømningskanaler hvorigjennom f ormas jonsf luider kan strømme. Hylsen kan forskyves aksialt ved hjelp av en egnet aktuatoranordning, eksempelvis en fjernstyrt hydraulisk, elektrisk eller pneumatisk aktuator/motor. Innstrømnings-sporenes lengde kan derved reguleres, eller de kan avstenges helt. De skrueformede spor er også utformet til å bevirke en vesentlig grad av turbulens for å øke trykktapet i det gjennomstrømmende fluid.
Vesentlige ulemper med strømningsstyreanordningen ifølge
US 6.112.815 relaterer seg til nevnte fjernstyrte virkemidler som anvendes sammen med strømningsstyreanordningen, og som regulerer fluidinnstrømningen via denne. Slike fjernstyrte virkemidler omfatter ofte finmekaniske og/eller elektroniske komponenter, deriblant fjernstyrte ventiler, forskyvbare klaffer, plater eller stempler, aktuatorer og motorer. Slike tekniske løsninger er ofte dyre og kompliserte. Dessuten fei-ler slike virkemidler ofte, eller de fungerer utilfreds-stillende nede i brønnen.
Oppfinnelsens formål
Oppfinnelsen har som formål å tilveiebringe tekniske løs-ninger som reduserer eller unngår ovennevnte ulemper med den kjente teknikk.
Oppfinnelsen har også som formål å fremlegge tekniske løs-ninger for lettere å kunne styre et injeksjonsfluids utstrøm-ningsrate langs en brønninjeksjonsstreng, slik at injeksjonsfluidets flømmingsfront i reservoaret får en ønsket og forutsigbar utforming.
Mer spesifikt har oppfinnelsen som formål å tilveiebringe en brønninjeksjonsstreng som er slik innrettet at den bevirker en bedre og mer forutsigbar styring av injeksjonsstrømmen langs strengen under fluidinjeksjon i et reservoar. Derved får den resulterende flømmingsfront en bedre og mer forutsigbar utforming og bevegelse gjennom reservoaret, hvorved en optimal stimulert reservoarutvinning kan oppnås.
Oppfinnelsen har også som formål å tilveiebringe en injeksjonsstreng som kan tilpasses i lengderetningen med en optimal trykkstrupningsprofil umiddelbart før strengen senkes ned i brønnen for installasjon i reservoaret. En slik injeksjonsstreng vil oppvise stor anvendelsesfleksibilitet.
Ytterligere formål er å fremskaffe en fremgangsmåte for å styre injeksjonsfluidets utstrømningsrate fra brønninjek-sjonsstrengen, samt å anvise en anvendelse av en strømnings-styreanordning i injeksjonsstrengen.
Hvordan formålene oppnås
Formålene oppnås ved trekk som angitt i følgende beskrivelse og i etterfølgende patentkrav.
Brønninjeksjonsstrengen ifølge oppfinnelsen gjennomløper minst ett underjordisk reservoar i den hensikt å kunne injisere et egnet fluid deri. I det minste deler av injeksjonsstrengen er innrettet med minst én fluidutstrømningssone som er forsynt med én eller flere gjennomgående rørveggåpninger som er anordnet overfor reservoaret. Minst én av rørvegg-åpningene i injeksjonsstrengen er tilordnet minst én trykktapfremmende strømningsstyreanordning som styrer injeksjons fluidets utstrømningsrate derigjennom og videre inn i reservoaret.
Det særegne ved angjeldende brønninjeksjonsstreng er at strømningsstyreanordningen består av en strømningsrestriksjon valgt fra følgende typer strømningsrestriksjoner: - en dyse;
- en blende i form av en slisse eller et hull; og
- en tetningsplugg.
Strømningsstyreanordningen er anbrakt mellom injeksjonsstrengens innvendige strømningsrom og reservoarbergarten overfor injeksjonsstrengen. Med unntak av tetningsplugger eller lignende avtettende innretninger, står hver strømnings-styreanordning i hydraulisk forbindelse med både strengens veggåpning og med bergarter i reservoaret. Nevnte veggåpning kan eksempelvis bestå av en boring eller en slisseåpning. I bruksstilling er strømningsstyreanordningen anbrakt i en hensiktsmessig utstrømningssone av injeksjonsstrengen.
Nevnte strømningsrestriksjon kan være tildannet som en løsbar og utskiftbar innsats.
Innsatsen kan være anbrakt i en innsatsboring i brønninjek-sjonsstrengens rørvegg. Denne innsatsboring utgjør ovennevnte rørveggåpning i injeksjonsstrengen. Derved kan en utstrøm-ningssone være forsynt med flere innsatsboringer som hver inneholder en løsbar innsats med én av ovennevnte typer strøm-ningsrestriks j oner.
Nevnte løsbare og utskiftbar innsats kan også være anbrakt i en aksialt gjennomgående innsatsboring i en ringformet krage som er anbrakt trykktettende omkring injeksjonsstrengen og rager ut fra denne. Ettersom minst én strømningsrestriksjon er tilordnet minst én rørveggåpning i minst én fluidutstrøm-ningssone av injeksjonsstrengen, kan to eller flere strøm-ningsrestriks joner også være tilknyttet én fluidutstrømnings-sone. Derved kan strømningsrestriksjonene også være seriekoplet i én fluidutstrømningssone. Som følge av dette, kan også to eller flere krager som hver er forsynt med minst én strømningsrestriksjonsinnsats, være seriekoplet. Langs sin omkrets kan kragen være forsynt med flere innsatsboringer som hver inneholder en løsbar innsats. Den minst ene krage er også anbrakt trykktettende mot et utvendig og løsbart hus, eksempelvis en hylse, som trykktettende omslutter injeksjonsstrengens minst ene rørveggåpning, hvilket sørger for lett atkomst til kragen og dens aksiale innsatsboring(er). Huset kan også være forsynt med et løsbart deksel som sørger for lett atkomst til kragen. Som følge av denne konstruksjon, foreligger det også minst én gjennomgående og ringformet strømningskanal mellom den minst ene krage og den minst ene rørveggåpning.
En fluidutstrømningssone som er tilknyttet to eller flere innsatser, kan også være forsynt med en blanding av nevnte typer strømningsrestriksjoner.
En utstrømningssone som er tilknyttet to eller flere innsatser som inneholder en dyse eller en blende, kan også være forsynt med dyser eller blender av lik eller ulik innvendig åpningsstørrelse. Til sammen danner strømningsrestriksjonene et ønsket strømningstverrsnitt i den individuelle utstrøm-ningssone.
Innsatser i brønninjeksjonsstrengen kan også være av ens utvendig størrelse og form.
Nedstrøms side av det utvendige og løsbare hus som ovennevnte minst ene krage er anbrakt trykktettende mot, kan også være forlenget i aksial retning forbi kragen. Forlengelsen av huset avgrenser derved minst ett gjennomgående og ringformet fluidkollisjonskammer hvori injeksjonsfluidet utsettes for et trykkreduserende energitap ved gjennomstrømning.
En gjennomstrømbar gitterplate eller perforert plate av erosjonsbestandig materiale kan også være anbrakt i det minst ene fluidkollisjonskammer.
På sin nedstrøms side kan nevnte hus i injeksjonsstrengen også være tilkoplet en sandskjerm for å unngå eventuell
innstrømning av formasjonspartikler ved et injeksjonsavbrudd.
Angjeldende fremgangsmåte benyttes for å styre et injeksjonsfluids utstrømningsrate fra minst én fluidutstrømningssone av en brønninjeksjonsstreng som gjennomløper minst ett reservoar. Den minst ene fluidutstrømningssone er forsynt med én eller flere gjennomgående rørveggåpninger vis-å-vis reservoaret. Fremgangsmåten innledes ved at nevnte fluid injiseres fra overflaten via injeksjonsstrengen og deretter gjennom minst én trykktapfremmende strømningsstyreanordning som er tilkoplet minst én av nevnte rørveggåpninger i injeksjonsstrengen (4). Deretter strømmer injeksjonsfluidet videre inn i det omkringliggende reservoar.
Det særegne ved fremgangsmåten er at det som strømningsstyre-anordning benyttes en strømningsrestriksjon som velges fra følgende typer strømningsrestriksjoner: - en dyse;
- en blende i form av en slisse eller et hull; og
- en tetningsplugg.
Nevnte strømningsrestriksjon kan tildannes som en løsbar og utskiftbar innsats.
Innsatsen kan anbringes i en innsatsboring i brønninjeksjons-strengens rørvegg, idet innsåtsboringen utgjør ovennevnte rørveggåpning i injeksjonsstrengen. Derved kan nevnte ut-strømningssone forsynes med flere innsatsboringer som hver inneholder en løsbar innsats med én av ovennevnte typer strømningsrestriksj oner.
Innsatsen kan også anbringes i minst én aksialt gjennomgående innsatsboring i minst én ringformet krage som er anbrakt trykktettende omkring injeksjonsstrengen og rager ut fra denne. Langs sin omkrets kan kragen være forsynt med flere innsatsboringer hvori en løsbar innsats anbringes i hver av disse. Den minst ene krage er også anbrakt trykktettende mot et utvendig og løsbart hus som trykktettende omslutter injeksjonsstrengens minst ene veggåpning, hvilket letter atkomsten til kragen og dens aksiale innsatsboring(er). Derved foreligger det minst én gjennomgående og ringformet strømningskanal mellom den minst ene krage og veggåpningen.
To eller flere krager som hver er forsynt med minst én strøm-ningsrestriks jonsinnsats, kan også seriekoples.
En utstrømningssone som er tilknyttet to eller flere innsatser, kan også forsynes med en blanding av nevnte typer strøm-ningsrestriks j oner.
En utstrømningssone som er tilknyttet to eller flere innsatser som inneholder en dyse eller en blende, forsynes med dyser eller blender av lik eller ulik innvendig åpningsstør-relse.
Brønninjeksjonsstrengen kan også forsynes med innsatser av ens utvendig størrelse og form.
Oppfinnelsen omfatter også anvendelse av minst én trykktapfremmende strømningsstyreanordning i en brønninjeksjons-streng. Strømningsstyreanordningen er tilordnet én eller flere rørveggåpninger i minst én fluidutstrømningssone av injeksjonsstrengen. For å kunne styre et injeksjonsfluids ut-strømningsrate gjennom strømningsstyreanordningen og videre inn i minst ett omkringliggende reservoar, består strømnings-styreanordningen av en strømningsrestriksjon valgt fra føl-gende typer strømningsrestriksjoner: - en dyse;
- en blende i form av en slisse eller et hull; og
- en tetningsplugg.
Injeksjonsstrengen kan enten anbringes i en sementert og perforert brønn, eller den kan kompletteres i et åpent brønn-hull. I det første tilfelle anbringes injeksjonsstrengen i en allerede eksisterende kompletteringsstreng. Fluidstrømning mellom injeksjonsstrengen og reservoarbergarten behøver derved ikke å foregå direkte mot et åpent brønnhull.
Ved anvendelse i et åpent brønnhull, vil det innledningsvis foreligge et ringrom mellom injeksjonsstrengen og brønnens hullvegg. Som nevnt, kan det ved injeksjon oppstå ugunstige kryss- eller tverrstrømninger av injeksjonsfluidet i dette ringrom. Derfor kan det være nødvendig å anbringe soneisole-rende tetningselementer, eksempelvis pakninger, i ringrommet for derved å hindre slike strømninger. Dette kan også være nødvendig når injeksjonsstrengen anbringes i en eksisterende kompletteringsstreng. Slike tetningselementer er derimot ikke påkrevd for å kunne anvende angjeldende strømningsstyreanord-ninger i en injeksjonsstreng.
Dersom det i det åpne brønnhull ikke planlegges å bruke store fluidtrykkforskjeller langs injeksjonsstrengen, er det ikke alltid nødvendig å bruke slike tetningselementer i ringrommet. I noen tilfeller kan reservoarbergarten også rase sammen omkring strengen, hvorved det skapes en naturlig strømningsrestriksjon i ringrommet. Hydraulisk forbindelse langs injeksjonsstrengen kan også hindres ved at det foretas en såkalt gruspakking i ringrommet. I ytterligere andre tilfeller, eksempelvis i en horisontal injeksjonsbrønn, er reservoarbergarten tilstrekkelig permeabel til at injeksjonsfluidet lett strømmer inn i bergarten ved de forskjellige utstrømningsrater som anvendes langs injeksjonsstrengen. Derved oppstår det ikke problematiske strømninger i ringrommet, slik at det er unødvendig å bruke tetningselementer i dette.
Når en injeksjonsstreng ifølge oppfinnelsen anvendes i en brønn, tvinges injeksjonsfluidet til å strømme gjennom strengens minst ene strømningsstyreanordning, forutsatt at denne ikke er en tetningsplugg, og videre inn i omgivende reservoarbergarter. Ved å benytte minst én slik strømnings-styreanordning som er tilknyttet hensiktsmessige fluid-utstrømningssoner langs injeksjonsstrengen, kan strengen innrettes til å bevirke en forutsigbar og tilpasset utstrøm-ningsrate fra sine respektive fluidutstrømningssoner. Derved kan utstrømningsraten styres i den hensikt å oppnå en ønsket utstrømningsprofil langs injeksjonsstrengen.
En dyse eller en blende er et hastighetsøkningselement som utformet i den hensikt å hurtig omsette fluidets trykkenergi til hastighetsenergi uten at fluidet påføres et vesentlig energitap under strømning gjennom hastighetsøkningselementet. Fluidet utløper derved med stor hastighet og kolliderer med relativt sakteflytende fluider på nedstrøms side av dysen eller blenden. Derved påføres fluidet et energitap i som følge av at fluider med forskjellig hastighet støter sammen. Slike fortløpende fluidstøttap reduserer det gjennomstrøm-mende fluids trykkenergi, hvilket reduserer fluidstrømnings-raten gjennom strømningsstyreanordningen.
Sammenstøt av fluider foregår fortrinnsvis i nevnte kolli-sjonskammer på nedstrøms side av dysen eller blenden. Kollisjonskammeret kan eksempelvis være tildannet mellom injeksjonsstrengen og en radialt omgivende hylse eller hus. Dersom en fluidutstrømningssone er innrettet med flere kollisjons-kamre, kan fluidets energitap foregå fortløpende i flere trinn. Dette kan være nyttig når fluidet må utsettes for store energitap og tilhørende trykktap.
For å unngå/redusere strømningserosjon av nevnte hylse/huse, men også for å jevne ut fluidets nedstrøms strømningsprofil, er kollisjonskammeret fortrinnsvis forsynt med nevnte gitterplate eller perforerte plate av erosjonsbestandig materiale. Platen kan eksempelvis være tildannet av Wolframkarbid eller et keramisk materiale.
Ifølge oppfinnelsen kan dysen, blenden eller tetningspluggen også være tildannet som en løsbar, og derved utskiftbar, innsats. Innsatsen anbringes i en tilpasset åpning som er tilknyttet injeksjonsstrengen, idet nevnte åpning heretter benevnes som en innsatsåpning. Hver innsats er anbrakt i en tilpasset innsatsåpning, eksempelvis en boring eller en ut-stansing. Som nevnt, kan innsåtsåpningen kan være utformet i injeksjonsstrengen. Alternativt kan innsatsåpningen være utformet i nevnte krage beliggende radialt mellom injeksjons strengen og nevnte omgivende hus. Hver innsats kan festes løsbart i sin innsatsåpning ved hjelp av en gjengeforbindel-se, en festering, eksempelvis en seegerring, en festeplate, en låsehylse eller låseskruer.
Innsatser bør dessuten tilvirkes med ens utvendig størrelse som passer inn i innsatsåpninger av ens innvendig størrelse. Derved kan en innsats med én type strømningsrestriksjon lett skiftes ut med en innsats forsynt med en annen type strøm-ningsrestriks jon. Følgelig kan hver utstrømningssone langs injeksjonsstrengen enkelt og hurtig innrettes med en egnet sammensetning av innsatser som bevirker et ønsket og forut-sigbart energitap i injeksjonsfluidet. Det samlede energitap i den enkelte utstrømningssone er en funksjon av antall strømningsstyreanordninger tilknyttet sonen og det individuelle trykktap i hver strømningsstyreanordning.
Hver enkelt utstrømningssone kan derved innrettes med én eller flere strømningsstyreanordninger av nevnte typer. Strømningsstyreanordningene kan foreligge i en hvilken som helst egnet kombinasjon, omfattende type, antall og/eller di-mensjon av strømningsstyreanordninger. Dersom formålstjenlig, kan deler av injeksjonsstrengen innrettes uten slike strøm-ningsstyreanordninger. Deler av strengen kan også innrettes på kjent injeksjonsteknisk vis, eller deler av rørstrengen kan være uperforerte.
For å beskytte mot skader, anbringes den minst ene strøm-ningsstyreanordningen fortrinnsvis i nevnte hus som omslutter injeksjonsstrengen. Huset danner derved en innvendig strøm-ningskanal mellom kragen og minst én åpning i strengens rør-vegg, hvorved strømningskanalen er gjennomstrømbart forbundet med injeksjonsstrengens innvendige strømningsrom. I bruks stilling er oppstrøms side av kragen gjennomstrømbart forbundet med reservoaret, fortrinnsvis via en sandskjerm. I bruksstilling er sandskjermen anbrakt i en posisjon mellom reservoarbergarten og den minst ene strømningsstyreanordning.
Ved hjelp av den foreliggende oppfinnelse kan hver utstrøm-ningssone også innrettes med en tilpasset konfigurasjon av strømningsstyreanordninger umiddelbart før strengen senkes ned og installeres i brønnen. Tilpasningen kan derved foretas ved en brønnlokasjon. Dette er en stor fordel ettersom man ofte innhenter ytterligere reservoar- og brønninformasjon like før en injeksjonsbrønn kompletteres eller rekomplet-teres. På grunnlag av slike og andre opplysninger kan man beregne en optimal trykkstrupingsprofil for injeksjonsfluidet langs injeksjonsstrengen like før strengen installeres i brønnen. Den foreliggende oppfinnelse gjør det mulig å inn-rette strengen i samsvar med en slik optimal trykkstrupings-prof il, hvilket ikke er mulig med kjent teknikk.
Forskjellige utførelseseksempler av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet.
Beskrivelse av utførelseseksempler av oppfinnelsen
Fig. 1 viser et skjematisk oppriss av en horisontal injek-sjonsbrønn 2 som med sin injeksjonsrørstreng 4 gjennomløper et reservoar 6 i forbindelse med vanninjeksjon i reservoaret 6. I dette utførelseseksempel er strengen 4 ved hjelp av utvendige pakningselementer 8 inndelt i fem lengdeseksjoner 10 som derved er trykktettende atskilt hverandre. De fleste lengdeseksjoner 10 er tilordnet trykktapfremmende strømnings-styreanordninger ifølge oppfinnelsen, hvor de i dette eksempel består av innsatser 12 forsynt med innvendige dyser. I tegningsfiguren er den mest oppstrøms beliggende lengdeseksjon 10', ved brønnen 2 sin hæl 14, forsynt med færre dyseinnsatser 12 enn i nedstrøms seksjoner 10, hvorved injeksjonsvannet fra seksjon 10' trykkstrupes i større grad enn nedstrøms av denne. Den mest nedstrøms beliggende seksjon 10'', ved brønnen 2 sin tå 16, er derimot ikke innrettet med noen strømningsstyreanordninger ifølge oppfinnelsen, idet denne er forsynt med vanlige og ikke viste perforeringer. In-jeks jonsvannet pumpes ned fra overflaten og ut i den enkelte lengdeseksjon 10 overfor reservoaret 6 via injeksjonsstrengen 4 sitt innvendige strømningsrom 18.
Figur 2 viser et skjematisk planriss av en horisontal vann-injeksjonsbrønn 20 som er komplettert i reservoaret 6 ved hjelp av konvensjonell sementering og perforering (ikke vist). Figuren viser en skjematisk vannflømmingsprofil som er forbundet med denne form for konvensjonell brønnkompletter-ing. På figuren er den resulterende vannflømmingsprofil indikert med en ujevnt utformet vannflømmingsfront 22 i reservoaret 6. Dette eksempel viser at vannutstrømningen ved brønnen 20 sin hæl 14 er vesentlig større enn ved dens tå 16. En slik vannflømmingsprofil bevirker vanligvis en uønsket og ikke-optimal vannflømming av reservoaret 6. En slikt profil kan også oppstå som følge av at bergartene i reservoaret 6 er in-homogene (heterogene). Figur 3 viser derimot et skjematisk planriss av den i Fig. 1 viste horisontale vanninjeksjonsbrønn 2 som er forsynt med en usementert injeksjonsstreng 4 med strømningsstyreanordninger ifølge oppfinnelsen. Injeksjonsstrengen 4 er her hensiktsmessig innrettet med dyseinnsatser 12 som optimalt trykkstruper det utstrømmende injeksjonsvann i de aktuelle utstrømnings-soner langs strengen 4. På figuren er den resulterende vann- flømmingsprofil indikert med en jevnt utformet vannflømmings-front 24 i reservoaret 6. Vannflømmingsprofilen er her optimalt utformet til å drive reservoarfluider ut av reservoaret 6 for økt utvinning. Figur 4 viser et skjematisk, halvt lengdesnitt gjennom en i reservoaret 6 plassert injeksjonsstreng 4 som er forsynt med løsbare dyseinnsatser 12 ifølge oppfinnelsen. Dyseinnsatsene 12 er innrettet med innvendige og gjennomgående dyseåpninger 26, og innsatsene 12 er anbrakt radialt i gjennomgående boringer 28 i injeksjonsstrengen 4 sin rørvegg.'Boringene 28 er forsynt med innvendige gjenger som passer sammen med utvendige gjenger på innsatsene 12 (gjenger ikke vist på figuren). Figur 5 viser et tilsvarende skjematisk lengdesnitt gjennom en injeksjonsstreng 4 i reservoaret 6. I denne figur er injeksjonsstrengen 4 også forsynt med løsbare dyseinnsatser 12 ifølge oppfinnelsen, men innsatsene 12 er her anbrakt i aksiale og gjennomgående boringer 32 i en ringformet krage 34 som rager ut fra og omkring strengen 4. Kragen 34 er anbrakt trykktettende mot et utvendig og løsbart hus 36 som trykktettende omslutter gjennomgående rørveggåpninger i strengen 4, og som er åpent i sin nedstrøms ende. I dette utførelses-eksempel utgjøres rørveggåpningene av radiale boringer 28, men disse kan også utgjøres av gjennomgående slisser i strengen 4. Nevnte aksiale boringer 32 i kragen 34 er forsynt med innvendige gjenger som passer sammen med utvendige gjenger på innsatsene 12 (gjenger ikke vist på figuren). En gjennomgående og ringformet strømningskanal 38 foreligger mellom kragen 34 og rørveggåpningene 28. Strømningskanalen 38 sitt strømningstverrsnitt er mye større enn dysenes strøm-ningstverrsnitt, og derved vil injeksjonsvannet flyte sakte på oppstrøms side av kragen 34 under injeksjonen, slik at vannets iboende energi her hovedsakelig utgjøres av trykk energi. Når vannet deretter strømmer gjennom dyseåpningene 26, omdannes denne trykkenergi til hastighetsenergi. Vannet strømmer derved ut fra dyseåpningene 26 med stor hastighet og kolliderer med sakteflytende vann på nedstrøms side av kragen 34. Derved påføres vannet et væskestøttap som gir et væske-trykktap. Kragen 34 kan tilpasses med dyseinnsatser 12 med egnet innvendig størrelse på dyseåpningene 26. Eksempelvis kan kragen 34 innrettes med et egnet antall dyseinnsatser 12 som har forskjellig innvendig åpningsdiameter, eventuelt at noen innsatser 12 består av tetningsplugger og/eller blender (ikke vist på figuren). Umiddelbart før strengen 4 føres inn i brønnen 2 og installeres i reservoaret 6, kan derved hver krage 34 langs strengen 4 innrettes til å bevirke et indivi-duelt tilpasset trykktap som gir en optimal vannutstrømnings-rate derifra. Figur 6 viser også et skjematisk lengdesnitt gjennom injeksjonsstrengen 4 samt en snittlinje VII-VII. Figuren viser de samme dyseinnsatser 12 i den samme krage 34 som i Fig. 5, idet kragen 34 også her er anbrakt trykktettende mot et utvendig og løsbart hus 42 som trykktettende omslutter radiale boringer 28 i strengen 4, og som er åpent i sin nedstrøms ende. I dette utførelseseksémpel er huset 42 derimot tilkoplet en nedstrøms beliggende sandskjerm 44 tildannet av tråd-viklinger 46 som er spunnet omkring injeksjonsstrengen 4. Oppfinnelsen forutsetter ikke anvendelse av en sandskjerm 44, men erfaring viser at sandkontroll ved injeksjon er hensiktsmessig. På sin nedstrøms side er huset 42 forlenget i aksial retning forbi kragen 34, slik at det i dette lengdeintervall foreligger et ringformet væskekollisjonskammer 48 hvori nevnte væskestøttap foregår. Denne forlengelse kan også frem-skaffes ved å kople en ikke vist forlengelseshylse til huset 42. Når vann strømmer ut av dyseåpningene 26 med stor hastighet, kan nedstrøms beliggende komponenter i injeksjonssyste- met utsettes for erosjon. Faren for erosjon kan reduseres be-tydelig ved at det nedstrøms av dyseinnsatsene 12 anbringes en ringformet gitterplate eller en perforert plate i væske-kollisjonskammeret 48. En slik perforert plate 50 forsynt med mange gjennomgående huller 52 er vist i Fig. 6. Strømning gjennom mange slike huller 52 jevner ut væskens strømnings-profil på grunn av friksjon mot deres hullvegger. Figur 7 viser et skjematisk radialsnitt sett langs snitt-linjen VII-VII vist i Fig. 6, idet Fig. 7 kun viser et ut-snitt av den perforerte plate 50. Figur 8 viser en arbeidsutførelse av den foreliggende injeksjonsstreng 4 samt et utsnittsområde IX indikert med stiplet linje. Med unntak av nevnte perforerte plate 50, er denne ar-beidsutførelse i det vesentlige lik utførelsen ifølge Fig. 6. I denne arbeidsutførelse er to basisrør 80, 82 av injeksjonsstrengen 4 sammenkoplet via en rørstuss 84. Basisrøret 80 er forsynt med et omsluttende og løsbart hus 86 som trykktettende omslutter radiale og konisk utformede utløpsboringer 87 i basisrøret 80. Boringene 87 leder inn i en ringformet strømningskanal 88 oppstrøms av en ringformet krage 90 som også er trykktettende omsluttet av huset 86. Dyseinnsatser 12 er anbrakt i aksiale og gjennomgående innsatsboringer 92 i kragen 90. En ytre hylse 94 er tilkoplet omkring nedstrøms ende av kragen 90 og løper i nedstrøms retning og overlapper basisrøret 82 og nevnte rørstuss 84. I sin nedstrøms ende er hylsen 94 tilkoplet en konisk overgangsstuss 96 som forbinder hylsen 94 med en sandskjerm 98 hvorigjennom injeksjonsfluidet kan utløpe. Mellom hylsen 94 og injeksjonsstrengen 4 foreligger det et ringformet væskekollisjonskammer 100 hvori ovennevnte væskestøttap foregår. Figur 9 viser utsnittsområdet IX av arbeidsutførelsen ifølge Fig. 8. Utsnittsområdet viser konstruktive detaljer i større målestokk, hvor bl.a. en låsering 102 og en tilhørende at-komstboring 104 for huset 86 er vist. Figur 9 viser også en pakningsring 106 mellom kragen 90 og huset 86 samt en pakningsring 108 mellom kragen 90 og basisrøret 80.
Claims (20)
1. Brønninjeksjonsstreng (4) for injeksjon av et fluid i minst ett reservoar (6) som er gjennomløpt av strengen (4), hvor i det minste deler av injeksjonsstrengen (4) er innrettet med minst én fluidutstrømningssone forsynt med én eller flere gjennomgående rørveggåpninger {28, 87) overfor reservoaret (6), og hvor minst én trykktapfremmende strømningsstyreanordning er tilordnet minst én av nevnte rørveggåpninger (28, 87) i injeksjonsstrengen (4), idet strømningsstyreanordningen styrer injeksjonsfluidets utstrømningsrate derigjennom og videre inn i reservoaret (6),karakterisert vedat strømnings-styreanordningen består av en strømningsrestriksjon valgt fra følgende typer strømningsrestriksjoner: - en dyse; - en blende i form av en slisse eller et hull; og - en tetningsplugg.
2. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte strømningsrestriksjon er tildannet som en løsbar og utskiftbar innsats (12).
3. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge krav 2,karakterisert vedat innsatsen (12) er anbrakt i en innsatsboring (28) i strengen (4) sin rørvegg, idet boringen (28) utgjør nevnte rørveggåpning i injeksjonsstrengen (4), hvorved nevnte utstrømningssone kan være forsynt med flere innsatsboringer (28) som hver inneholder en løsbar innsats (12).
4. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge krav 2,karakterisert vedat innsatsen (12) er anbrakt i en aksialt gjennomgående innsatsboring (32, 92) i minst én ringformet krage (34, 90) som er anbrakt trykktettende omkring injeksjonsstrengen (4) og rager ut fra denne, og at den minst ene krage (34, 90) også er anbrakt trykktettende mot et utvendig og løsbart hus (36, 42, 86) som trykktettende omslutter nevnte minst ene rørveggåpning (28, 87) i injeksjonsstrengen (4), hvorved minst én gjennomgående og ringformet strømningskanal (38, 88) foreligger mellom den minst ene krage (34, 90) og den minst ene rørveggåpning (28, 87), idet kragen (34, 90) langs sin omkrets kan være forsynt med flere innsatsboringer (32, 92) som hver inneholder en løsbar innsats (12).
5. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge krav 4,karakterisert vedat to eller flere krager (34, 90) som hver er forsynt med minst én innsats (12), er seriekoplet.
6. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge ett av kravene 2-5,karakterisert vedat en utstrømningssone som er tilknyttet to eller flere innsatser (12), er forsynt med en blanding av nevnte typer strømnings-restriks j oner.
7. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge ett av kravene 2-6,karakterisert vedat en utstrømningssone som er tilknyttet to eller flere innsatser (12) innehol-dende en dyse eller en blende, er forsynt med dyser eller blender av lik eller ulik innvendig åpningsstørrelse.
8. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge ett av kravene 2-7,karakterisert vedat innsatsene (12) i strengen (4) er av ens utvendig størrelse og form.
9. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge ett av kravene 4-8,karakterisert vedat nevnte hus (36, 42, 86) på sin nedstrøms side er forlenget i aksial retning forbi nevnte minst ene krage (34, 90), hvorved denne forlengelse av huset (36, 42, 86) avgrenser minst ett gjennomgående og ringformet fluidkollisjonskammer (48, 100) hvori injeksjonsfluidet utsettes for et trykkreduserende energitap.
10. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge krav 9,karakterisert vedat en gjennornstrømbar gitterplate eller perforert plate (50) av erosjonsbestandig materiale er anbrakt i nevnte minst ene fluidkollisjonskammer (48, 100) .
11. Brønninjeksjonsstreng (4) ifølge ett av kravene 4-10,karakterisert vedat huset (36, 40, 42, 54, 62, 86) på sin nedstrøms side er tilkoplet en sandskjerm (44, 98).
12. Fremgangsmåte for å styre et injeksjonsfluids utstrøm-ningsrate fra minst én fluidutstrømningssone av en brønn-injeksjonsstreng (4) som gjennomløper minst ett reservoar (6), idet den minst ene fluidutstrømningssone er forsynt med én eller flere gjennomgående rørveggåpninger (28, 87) overfor reservoaret (6), hvor fremgangsmåten innledes ved at nevnte fluid injiseres fra overflaten via injeksjonsstrengen (4) og deretter gjennom minst én trykktapfremmende strømningsstyreanordning som er tilkoplet minst én av nevnte rørveggåpninger (28, 87) i injeksjonsstrengen (4), hvoretter injeksjonsfluidet strømmer videre inn i det omkringliggende reservoar (6),karakterisert vedat det som strømningsstyreanordning benyttes en strømningsrestriksjon som velges fra følgende typer strømningsrestriksjoner: - en dyse; - en blende i form av en slisse eller et hull; og - en tetningsplugg.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12,karakterisertved at nevnte strømningsrestriksjon tildannes som en løsbar og utskiftbar innsats (12).
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisertved at innsatsen (12) anbringes i en innsatsboring (28) i strengen (4) sin rørvegg, idet boringen (28) ut-gjør nevnte rørveggåpning i injeksjonsstrengen (4), hvorved nevnte utstrømningssone kan forsynes med flere innsatsboringer (28) som hver inneholder en løsbar innsats (12) .
15. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisertved at innsatsen (12) anbringes i en aksialt gjennomgående innsatsboring (32, 92) i minst én ringformet krage (34, 90) som er anbrakt trykktettende omkring injeksjonsstrengen (4) og rager ut fra denne, idet den minst ene krage (34, 90) også er anbrakt trykktettende mot et utvendig og løsbart hus (36, 42, 86) som trykktettende omslutter nevnte minst ene rørveggåpning (28, 87) i injeksjonsstrengen (4), hvorved minst én gjennomgående og ringformet strømningskanal (38, 88) foreligger mellom den minst ene krage (34, 90) og den minst ene rørveggåpning (28, 87), idet kragen (34, 90) langs sin omkrets kan være forsynt med flere innsatsboringer (32, 92) hvori en løs-bar innsats (12) anbringes.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15,karakterisertved at to eller flere krager (34, 90) som hver er forsynt med minst én innsats (12), seriekoples.
17. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 13-16,karakterisert vedat en utstrømningssone som er tilknyttet to eller flere innsatser (12), forsynes med en blanding av nevnte typer strømningsrestriksjoner.
18. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 13-17,karakterisert vedat en utstrømningssone som er tilknyttet to eller flere innsatser (12), forsynes med dyser eller blender av lik eller ulik innvendig åpnings-størrelse.
19. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 13-18,karakterisert vedat strengen (4) forsynes med innsatser (12) av ens utvendig størrelse og form.
20. Anvendelse i en brønninjeksjonsstreng (4) av minst én trykktapfremmende strømningsstyreanordning som er tilordnet én eller flere rørveggåpninger (28, 87) i minst én fluidutstrømningssone av injeksjonsstrengen (4), og som består av en strømningsrestriksjon valgt fra følgende typer strømningsrestriksjoner: - en dyse; - en blende i form av en slisse eller et hull; og - en tetningsplugg;
for å styre et injeksjonsfluids utstrømningsrate derigjennom og videre inn i minst ett omkringliggende reservoar (6) .
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20024070A NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2002-08-26 | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
| AT03792895T ATE421027T1 (de) | 2002-08-26 | 2003-08-22 | Strömungssteuervorrichtung für einspritzrohrstrang |
| PCT/NO2003/000291 WO2004018837A1 (en) | 2002-08-26 | 2003-08-22 | A flow control device for an injection pipe string |
| EP03792895A EP1546506B1 (en) | 2002-08-26 | 2003-08-22 | A flow control device for an injection pipe string |
| DE60325871T DE60325871D1 (de) | 2002-08-26 | 2003-08-22 | Strömungssteuervorrichtung für einspritzrohrstrang |
| AU2003263682A AU2003263682A1 (en) | 2002-08-26 | 2003-08-22 | A flow control device for an injection pipe string |
| US10/525,618 US7426962B2 (en) | 2002-08-26 | 2003-08-22 | Flow control device for an injection pipe string |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20024070A NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2002-08-26 | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20024070D0 NO20024070D0 (no) | 2002-08-26 |
| NO318165B1 true NO318165B1 (no) | 2005-02-14 |
Family
ID=19913939
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20024070A NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2002-08-26 | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7426962B2 (no) |
| EP (1) | EP1546506B1 (no) |
| AT (1) | ATE421027T1 (no) |
| AU (1) | AU2003263682A1 (no) |
| DE (1) | DE60325871D1 (no) |
| NO (1) | NO318165B1 (no) |
| WO (1) | WO2004018837A1 (no) |
Families Citing this family (122)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO331548B1 (no) * | 2004-06-23 | 2012-01-23 | Weatherford Lamb | Dyse og fremgangsmåte ved bruk av samme |
| US7373989B2 (en) | 2004-06-23 | 2008-05-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow nozzle assembly |
| US7597141B2 (en) | 2004-06-23 | 2009-10-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow nozzle assembly |
| WO2006015277A1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
| CA2494391C (en) | 2005-01-26 | 2010-06-29 | Nexen, Inc. | Methods of improving heavy oil production |
| NO333271B1 (no) * | 2005-06-08 | 2013-04-22 | Weatherford Lamb | Strømningsdysesammenstilling og fremgangsmåte for å feste samme til et verktøy |
| WO2007126496A2 (en) * | 2006-04-03 | 2007-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations |
| 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 |
| 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 |
| US20080041581A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | William Mark Richards | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
| MX2009003995A (es) | 2006-11-15 | 2009-07-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y aparato de perforacion de pozos para completacion, produccion e inyeccion. |
| US7832473B2 (en) * | 2007-01-15 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the flow of fluid between a downhole formation and a base pipe |
| AU2007346700B2 (en) | 2007-02-06 | 2013-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
| US20080251255A1 (en) * | 2007-04-11 | 2008-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Steam injection apparatus for steam assisted gravity drainage techniques |
| US20080283238A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
| US20090000787A1 (en) * | 2007-06-27 | 2009-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
| 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 |
| US8096351B2 (en) * | 2007-10-19 | 2012-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Water sensing adaptable in-flow control device and method of use |
| 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 |
| 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 |
| US7891430B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-02-22 | Baker Hughes Incorporated | Water control device using electromagnetics |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US20090101329A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System |
| US7918272B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production |
| 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 |
| US8474535B2 (en) * | 2007-12-18 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen inflow control device with check valve flow controls |
| US7703520B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
| US7712529B2 (en) | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US8839849B2 (en) * | 2008-03-18 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis |
| 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 |
| US8555958B2 (en) * | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
| US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
| US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
| US7762341B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device utilizing a reactive media |
| US7789152B2 (en) | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
| US7857061B2 (en) * | 2008-05-20 | 2010-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control in a well bore |
| US7866383B2 (en) | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7841409B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7814973B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US8261822B2 (en) * | 2008-10-21 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Flow regulator assembly |
| US8286709B2 (en) * | 2008-10-29 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system |
| CN101748999B (zh) * | 2008-12-11 | 2012-09-05 | 安东石油技术(集团)有限公司 | 一种控流筛管 |
| CN101463719B (zh) * | 2009-01-21 | 2012-12-26 | 安东石油技术(集团)有限公司 | 一种高效控流筛管的控流装置 |
| US20100200247A1 (en) * | 2009-02-06 | 2010-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Controlling Fluid Injection in a Well |
| US8056627B2 (en) * | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
| US20100300675A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
| US8132624B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
| US20100300674A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
| US8151881B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
| US8893809B2 (en) * | 2009-07-02 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
| US8550166B2 (en) * | 2009-07-21 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting in-flow control device |
| 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 |
| US8230935B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly with flow control capability |
| EP2501894B1 (en) | 2009-11-20 | 2018-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Open-hole packer for alternate path gravel packing, and method for completing an open-hole wellbore |
| US8291976B2 (en) * | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
| US8752629B2 (en) * | 2010-02-12 | 2014-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous inflow control device and methods for using same |
| 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 |
| NO338616B1 (no) * | 2010-08-04 | 2016-09-12 | Statoil Petroleum As | Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner |
| MX337002B (es) | 2010-12-16 | 2016-02-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Modulo de comunicacion para filtracion con grava de trayectoria alternativa, y metodo para completar un sondeo. |
| CA2819350C (en) | 2010-12-17 | 2017-05-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Packer for alternate flow channel gravel packing and method for completing a wellbore |
| EP2665888B1 (en) | 2010-12-17 | 2019-03-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection |
| CN103261567B (zh) | 2010-12-17 | 2016-08-17 | 埃克森美孚上游研究公司 | 连接偏心流动路径至同心流动路径的转换接头 |
| MX338485B (es) | 2010-12-17 | 2016-04-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Aparato de sondeo y metodos para aislamiento zonal y control de flujo. |
| US8403052B2 (en) | 2011-03-11 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability |
| JP5399436B2 (ja) * | 2011-03-30 | 2014-01-29 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | 貯留物質の貯留装置および貯留方法 |
| 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 |
| US9027642B2 (en) * | 2011-05-25 | 2015-05-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual-purpose steam injection and production tool |
| US8485225B2 (en) | 2011-06-29 | 2013-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability |
| US9133683B2 (en) | 2011-07-19 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Chemically targeted control of downhole flow control devices |
| US8863835B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable frequency fluid oscillators for use with a subterranean well |
| US9187987B2 (en) | 2011-10-12 | 2015-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling flow through a sand screen |
| AU2011380521B2 (en) | 2011-10-31 | 2016-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection |
| CA2848963C (en) | 2011-10-31 | 2015-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
| US9097104B2 (en) | 2011-11-09 | 2015-08-04 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Erosion resistant flow nozzle for downhole tool |
| GB2499260B (en) * | 2012-02-13 | 2017-09-06 | Weatherford Tech Holdings Llc | Device and method for use in controlling fluid flow |
| CA2862111C (en) * | 2012-02-17 | 2017-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well flow control with multi-stage restriction |
| US9631461B2 (en) | 2012-02-17 | 2017-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well flow control with multi-stage restriction |
| US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
| AU2013335181B2 (en) | 2012-10-26 | 2016-03-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve |
| SG11201501685YA (en) | 2012-10-26 | 2015-05-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Downhole flow control, joint assembly and method |
| US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
| US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
| SG11201503072XA (en) * | 2013-02-08 | 2015-05-28 | Halliburton Energy Services Inc | Crimped nozzle for alternate path well screen |
| AU2014201020B2 (en) | 2013-02-28 | 2016-05-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Erosion ports for shunt tubes |
| US9816361B2 (en) | 2013-09-16 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
| US20150102938A1 (en) * | 2013-10-15 | 2015-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole Short Wavelength Radio Telemetry System for Intervention Applications |
| GB2534778B (en) * | 2013-11-15 | 2021-02-10 | Landmark Graphics Corp | Optimizing flow control device properties for accumulated liquid injection |
| GB2534776B (en) * | 2013-11-15 | 2020-11-25 | Landmark Graphics Corp | Optimizing flow control device properties on injector wells in liquid flooding systems |
| AU2013405873A1 (en) * | 2013-11-25 | 2016-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Erosion modules for sand screen assemblies |
| WO2015080702A1 (en) * | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved fluid flow control device |
| US9587468B2 (en) | 2014-02-14 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow distribution assemblies incorporating shunt tubes and screens and method of use |
| US9739107B2 (en) | 2014-02-21 | 2017-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Removable downhole article with frangible protective coating, method of making, and method of using the same |
| GB2523751A (en) * | 2014-03-03 | 2015-09-09 | Maersk Olie & Gas | Method for managing production of hydrocarbons from a subterranean reservoir |
| US9670756B2 (en) | 2014-04-08 | 2017-06-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve |
| US10519749B2 (en) * | 2014-09-18 | 2019-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable steam injection tool |
| US10900338B2 (en) * | 2014-10-29 | 2021-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for dispersing fluid flow from high speed jet |
| AU2014415564B2 (en) * | 2014-12-31 | 2019-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system with degradable plug |
| US10538998B2 (en) | 2015-04-07 | 2020-01-21 | Schlumerger Technology Corporation | System and method for controlling fluid flow in a downhole completion |
| WO2019041018A1 (en) * | 2017-08-30 | 2019-03-07 | Rgl Reservoir Management Inc. | FLOW CONTROL NOZZLE AND APPARATUS COMPRISING A FLOW REGULATION NOZZLE |
| CA3099721A1 (en) | 2018-05-10 | 2019-11-14 | Rgl Reservoir Management Inc. | Nozzle for steam injection |
| WO2020010449A1 (en) | 2018-07-07 | 2020-01-16 | Rgl Reservoir Management Inc. | Flow control nozzle and system |
| WO2020168438A1 (en) | 2019-02-24 | 2020-08-27 | Rgl Reservoir Management Inc. | Nozzle for water choking |
| CA3106790A1 (en) | 2020-01-24 | 2021-07-24 | Rgl Reservoir Management Inc. | Production nozzle for solvent-assisted recovery |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4640355A (en) | 1985-03-26 | 1987-02-03 | Chevron Research Company | Limited entry method for multiple zone, compressible fluid injection |
| US4921044A (en) | 1987-03-09 | 1990-05-01 | Otis Engineering Corporation | Well injection systems |
| US4782896A (en) | 1987-05-28 | 1988-11-08 | Atlantic Richfield Company | Retrievable fluid flow control nozzle system for wells |
| NO306127B1 (no) | 1992-09-18 | 1999-09-20 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og produksjonsror for produksjon av olje eller gass fra et olje- eller gassreservoar |
| NO954352D0 (no) | 1995-10-30 | 1995-10-30 | Norsk Hydro As | Anordning for innströmningsregulering i et produksjonsrör for produksjon av olje eller gass fra et olje- og/eller gassreservoar |
| US5706891A (en) * | 1996-01-25 | 1998-01-13 | Enterra Petroleum Equipment Group, Inc. | Gravel pack mandrel system for water-flood operations |
| US6059032A (en) * | 1997-12-10 | 2000-05-09 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for treating long formation intervals |
| US6247536B1 (en) * | 1998-07-14 | 2001-06-19 | Camco International Inc. | Downhole multiplexer and related methods |
| US6343651B1 (en) * | 1999-10-18 | 2002-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling fluid flow with sand control |
| BR0108874B1 (pt) | 2000-03-02 | 2011-12-27 | poÇo de petràleo para produÇço de produtos de petràleo, e, mÉtodo de produzir petràleo a partir de um poÇo de petràleo. | |
| NO314701B3 (no) | 2001-03-20 | 2007-10-08 | Reslink As | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
| US6772837B2 (en) * | 2001-10-22 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screen assembly having diverter members and method for progressively treating an interval of a welibore |
-
2002
- 2002-08-26 NO NO20024070A patent/NO318165B1/no not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-08-22 EP EP03792895A patent/EP1546506B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-22 US US10/525,618 patent/US7426962B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-22 AT AT03792895T patent/ATE421027T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-08-22 WO PCT/NO2003/000291 patent/WO2004018837A1/en not_active Ceased
- 2003-08-22 DE DE60325871T patent/DE60325871D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-08-22 AU AU2003263682A patent/AU2003263682A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20024070D0 (no) | 2002-08-26 |
| WO2004018837A1 (en) | 2004-03-04 |
| EP1546506B1 (en) | 2009-01-14 |
| AU2003263682A1 (en) | 2004-03-11 |
| EP1546506A1 (en) | 2005-06-29 |
| ATE421027T1 (de) | 2009-01-15 |
| DE60325871D1 (de) | 2009-03-05 |
| US20060048942A1 (en) | 2006-03-09 |
| US7426962B2 (en) | 2008-09-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO318165B1 (no) | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng | |
| US4782896A (en) | Retrievable fluid flow control nozzle system for wells | |
| US6708763B2 (en) | Method and apparatus for injecting steam into a geological formation | |
| CN102791956B (zh) | 阀系统 | |
| US10060210B2 (en) | Flow control downhole tool | |
| RU2599120C1 (ru) | Циркуляционный клапан бурильной колонны | |
| EP2906779B1 (en) | Flow restrictor for a service tool | |
| JP2014507580A (ja) | 掘削孔注入システム | |
| NO340942B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for styring av en strømning av et fluid mellom en produksjonsstreng og en formasjon | |
| EA021981B1 (ru) | Устройство для распределения пара и способ повышения извлечения вязкой нефти | |
| EP2128376B1 (en) | Flow restrictor coupling | |
| US7044229B2 (en) | Downhole valve device | |
| EP1913233B1 (en) | System for cyclic injection and production from a well | |
| CN102472086B (zh) | 限流器 | |
| US7322432B2 (en) | Fluid diverter tool and method | |
| RU2101470C1 (ru) | Устройство для очистки, освоения и исследования скважины | |
| NO319230B1 (no) | Stromningsstyreanordning,fremgangsmate for a styre utstromningen i en injeksjonsrorstreng, samt anvendelse av anordningen | |
| EP4314479B1 (en) | Method and apparatus for use in plug and abandon operations | |
| EP2463477B1 (en) | System and method for operating multiple valves | |
| RU1799989C (ru) | Устройство дл бурени скважин с обратной промывкой | |
| RU2202054C2 (ru) | Насосная установка | |
| CN114837628A (zh) | 用于油井的控流筛管 | |
| OA17377A (en) | Flow restrictor for a service tool. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |