[go: up one dir, main page]

NO318165B1 - Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng - Google Patents

Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng Download PDF

Info

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
Application number
NO20024070A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20024070D0 (no
Inventor
Terje Moen
Ole Sveinung Kvernstuen
Original Assignee
Reslink As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Reslink As filed Critical Reslink As
Priority to NO20024070A priority Critical patent/NO318165B1/no
Publication of NO20024070D0 publication Critical patent/NO20024070D0/no
Priority to AT03792895T priority patent/ATE421027T1/de
Priority to PCT/NO2003/000291 priority patent/WO2004018837A1/en
Priority to EP03792895A priority patent/EP1546506B1/en
Priority to DE60325871T priority patent/DE60325871D1/de
Priority to AU2003263682A priority patent/AU2003263682A1/en
Priority to US10/525,618 priority patent/US7426962B2/en
Publication of NO318165B1 publication Critical patent/NO318165B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/02Down-hole chokes or valves for variably regulating fluid flow

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • 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) .
NO20024070A 2002-08-26 2002-08-26 Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng NO318165B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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