NO325222B1 - Innretning for maling og regulering av fluidstromning nede i en bronn - Google Patents
Innretning for maling og regulering av fluidstromning nede i en bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO325222B1 NO325222B1 NO19990451A NO990451A NO325222B1 NO 325222 B1 NO325222 B1 NO 325222B1 NO 19990451 A NO19990451 A NO 19990451A NO 990451 A NO990451 A NO 990451A NO 325222 B1 NO325222 B1 NO 325222B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- housing
- flow
- control panel
- well
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 49
- 238000010422 painting Methods 0.000 title 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 45
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 12
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 8
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
- E21B43/385—Arrangements for separating materials produced by the well in the well by reinjecting the separated materials into an earth formation in the same well
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/2496—Self-proportioning or correlating systems
- Y10T137/2514—Self-proportioning flow systems
- Y10T137/2531—Flow displacement element actuates electrical controller
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
En fremgangsmåte og innretning for å måle og regulere fluider som sprøytes inn i undergrunnen nede i brønnen, og som omfatter: et hus (12) som er tett forbundet med et brannrør, en turbinmåler (18) som er anbrakt i huset og som gir en indikasjon om strømningshastigheten derigjennom til et kontrollpanel på overflaten, og en ventil (24) med variabel åpning i huset som vekslende tillater, hindrer eller struper fluidstrømmen derigjennom. Systemet har et kommunikasjonsledd til overflaten, en motor (35) ombord som driver et hydraulikksystem i huset (12) som regulerer strupningen av ventilen (24) med variabel åpning, og et system for å overvåke og rapportere om trykk og temperatur nede i brønnen. Systemet har muligheter for å reversere turbinvirkningen for overvåking av produksjon fra undergrunnen.
Description
Oppfinnelsen angår en innretning for måling og regulering av fluidstrømning nede i en brønn, som angitt i innledningen i krav 1.
I undergrunnsoljeproduserende formasjoner finnes det vanligvis olje og vann i forskjellige forhold. Den mest ideelle situasjon for et oljeselskap, kommersielt sett, er å ha en brønn hvor andelen av vann, vanligvis kalt "vannkuttet" er så nær null som faktisk mulig, men i virkeligheten øker vannkuttet etter hvert som oljen produseres fra formasjonen. Vannet som frembringes sammen med oljen er et problem for operatørene siden det må skilles fra oljen så tidlig som mulig i oljeproduksjonsprosessen, for å unngå kostnadene i forbindelse med håndtering og transport og deponering av store vannmengder. Dette er spesielt tilfelle i brønner med et høyt vannkutt hvor vannandelen oppgår til 75 % eller mer.
Tidligere ble det brukt utstyr for å separere oljen fra vannet etter at den ble løftet til overflaten. Den mest grunnleggende fremgangsmåte er å få det produserte fluidet til å strømme inn i en stor tank for "sedimentering". Forskjellen i tetthet mellom de to fluidene forårsaker en separasjon. Vannet fjernes fra bunnen av tanken og blir uttømt slik at råoljen blir igjen for bruk av operatørene. Et tredje produkt, oppløst gass som bryter ut av løsningen som følge av reduserte trykk, må også håndteres av overflateutstyret. Denne fremgangsmåten er svært langsom og kostbar. Over tid ble det utviklet mindre separatorer som tillot deler av vannkuttet og gassen å bli fjernet fra oljen på overflaten, men utgiftene i forbindelse med å løfte vannet til overflaten og deretter å kvitte seg med dette, representerte fremdeles en stor kostnad. I disse tilfeller blir den separerte oljen flyttet til lagringstanker før transport ved hjelp av rørledninger, tankvogner eller tankbåter blir arrangert. Vannet blir gjerne gjeninnsprøytet i den opprinnelige formasjonen eller deponert i en brønn. Når det gjelder brønner med høyt vannkutt, kan den håndterte vannmengden være opp til 80-90 % av den totale produksjonen i brønnen. Den endelige lønnsomheten av brønnen angir at når kostnadene for heving og fjerning av vannet overskrider verdien av råoljen som blir produsert, så må brønnen oppgis, fremdeles med verdifull råolje i formasjonen.
Nylig har det blitt utviklet metoder for å separere oljen fra vannet nede i brønnen, enten ved filtrering som beskrevet i US patentskrift 4 241 787, eller ved hjelp av sentrifugalkraft i innretninger som er kjent som "hydrosykloner". Hydrosykloner anbrakt dypt nede i brønnen og som brukes i forbindelse med elektriske nedsenkbare pumper nede i brønnen (vanligvis kalt ESP), separerer oljen og vannet ved å utnytte forskjellen i tettheten mellom de to fluider. Ved bruk blir olje/vann-blandingen pumpet tangensialt og under rotasjoner inn i et sylindrisk kammer i hydrosyklonen, slik at det oppstår en separasjonsvirvelstrøm. Sentrifugalkraften i virvelstrømmen får fluidene til å separere, idet vannet føres ut gjennom bunnen av hydrosyklonen og oljen ut gjennom toppen. Den resulterende oljedelen kan løftes til overflaten mens vanndelen kan gjeninnsprøytes direkte inn i formasjonen hvor den kom fra, eller den kan sendes til et deponeringsstratum. Hydrosyklonene kan anordnes i en rekke for å øke innretningens effektivitet og som passer til vannkuttet. Fordelene med separasjonen nede i hullet av den produserte olje/vann-blandingen er åpenbar. Det overskytende vannet behøver ikke å bli løftet til overflaten, løsningsgasser forblir oppløst i vannet og blir sendt sammen med vannet inn i deponeringsstratumet, og overflatesepareringen kan gjøres mye enklere og rimeligere. Formålet er bedre økonomi i produksjonsbrønnen, noe som fører til at en større andel av oljen kan gjenvinnes fra formasjonen.
Fra den kjente teknikk på området skal det videre vises til GB A 2 194 574, US 4 566 317 og US 5 404 948.
For at hydrosykloner kan fungere optimalt nede i brønnen må det opprettholdes et kontrollert tilbaketrykk ettersom trykkvariasjoner mot uttømningen radikalt påvirker effektiviteten. Når vannkuttdelen av det produserte fluidet ikke løftes til overflaten hvor det kan måles direkte, har operatørene ikke noen direkte indikasjon på vannkuttandelen og hvordan denne endres over tid. Dette fører til en svekket evne til å håndtere reservoaret og overvåke effektiviteten av separasjonshydrosyklonene.
Det er derfor et behov for en innretning for å forbedre og optimere operasjonen av separasjonshydrosyklonen nede i brønnen, ved å måle og regulere fluider som gjeninnsprøytes i formasjonen, ved hjelp av: et mottrykk mot hydrosyklonen, regulering av vanninnstrømningens strømningshastighet, overvåking av den totale mengde fluid som innsprøytes i formasjonen, og overvåke temperaturen samt få en indikasjon på innretningens trykk oppstrøms og nedstrøms. Det er også et behov for en innretning som likeledes kan overvåke fluidmengden som løftes fra brønnen til overflaten.
Formålet med oppfinnelsen er å overvinne de foregående ulemper og oppfylle de ovenfor beskrevne behov.
Ifølge oppfinnelsen oppnås dette formål ved at innretningen har de karakteristiske trekk som angitt i krav 1. Fordelaktige utførelsesformer er angitt i de uselvstendige krav.
Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet i detalj under henvisning til tegningene hvor figurene 1A-1C viser oppfinnelsen i et langsgående snitt, fig. ID er et snitt langs linjen D-D på fig. IA, fig. 1E er et snitt langs linjen E-E på fig. IA, fig. 1F er et snitt langs linjen F-F på fig. IB, fig. 1G er et snitt langs linjen G-G på fig. IB, fig. 2 er et skjematisk riss av et hydrosyklonsystem for å separere vann fra råolje nede i brønnen ved høy vannkutt-anvendelse og viser oppfinnelsens plassering, fig. 3 er et skjematisk riss av et hydrosyklonsystem for å separere vann fra råolje nede i brønnen ved lav vannkutt-anvendelse og viser oppfinnelsens plassering, fig. 4 er et skjematisk riss av et hydrosyklonsystem for å separere vann fra råolje nede i brønnen ved 50 % vannkutt-anvendelse, og viser oppfinnelsens plassering.
Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med foretrukne utførelser, vil det fremgå at den ikke er begrenset til disse utførelsene. Snarere er den ment å dekke alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalente utførelser innenfor oppfinnelsen som angitt i kravene.
I den følgende beskrivelse har like deler fått samme nummer i beskrivelsen og på tegningene. Figurene er ikke nødvendigvis tegnet i skala og i enkelte tilfeller har de blitt overdrevet eller forenklet for å klargjøre enkelte egenskaper ved oppfinnelsen. En fagmann vil forstå de forskjellige applikasjoner av det beskrevne utstyr.
For denne beskrivelsens formål er uttrykkene "øvre" og "nedre", "oppe i brønnen" og "nede i brønnen" og "ovenfor" og "nedenfor" relative uttrykk for å indikere posisjoner og bevegelsesretning. Vanligvis er disse termer relativ i forhold til en linje som er trukket fra en øvre stilling ved overflaten til et punkt midt i jorden og brukes for relativt rette, vertikalt brønnhull. Når brønnhullet avviker meget, f.eks. 60° i forhold til vertikalt, eller horisontalt vil disse termene ikke gjelde og bør derfor ikke være begrensende. Termene brukes bare for å underlette forståelsen, og som en indikasjon på hva posisjonen eller bevegelsen ville vært hvis den fant sted innenfor et vertikalt brønnhull.
På fig. 1A-1C omfatter innretningen for måling og regulering av fluidstrømning nede i brønnen ifølge oppfinnelsen 10 av et generelt sylindrisk hus 12 med et langsgående hull 14 derigjennom. Strømmen av fluid inn i innretningen 10 vises av strømningspiler 11. Strømningshastigheten gjennom innretningen måles av en turbin 18 montert i huset 12. En magnetisk pickup 20 teller turbinens 18 omdreininger og overfører disse dataene til kontrollpanelet på overflaten (ikke vist) via en leder 22 forbundet til huset 12. En beregning av antall omdreininger per tidsenhet av turbinen 18 gir en indikasjon for operatøren ved overflaten om fluidinnstrømningsraten derigjennom. Turbinen 18 og den magnetiske pickup 20 vises også på fig. ID som er et snitt langs linjen D-D på fig. IA.
På fig. IB er en ventil med variabel åpning generelt benevnt 24 og er konfigurert i denne utførelse som en tallerkenventil, hvorved en hylse 26 kan translatere aksielt mellom en åpen, lukket og forskjellige mellomstillinger. For en fagmann vil det være kjent at det anvendes forskjellige lukkemekanismer, f.eks. dreiende kule, plugger, spjeld eller porter. Den bevegelige hylse som er vist her, er bare for illustrasjonsformål og er ikke begrensende. Hylsen 26 er forspent normalt lukket av en spiralfjær 28 som virker mot hylsen 26. Ventiltettingen oppnås av en karbid spindel 30 som står i tett kontakt med et sete 32. En fagmann vil umiddelbart oppfatte at ventilen med variabel åpning som vist på figurene 1A-1C er lukket og hindrer strømmen av fluid derigjennom. For å sikre at ventilåpningen forblir lukket, retter en pumpe 34 drevet av en motor 35 trykksatt fluid 36 gjennom en første, innvendig leder 37 til en pendel solenoidventil 38. Når solenoidventilen er i en første stilling som vist på figurene IB og 1C, retter solenoidventilen 38 fluid gjennom en andre, innvendig leder 40 (se fig. IB). Det trykksatte fluid 36 virker mot oversiden 42 av et ringformet stempel 44 som tjener til å øke kraften som utøves av spindelen 30 mot setet 32 for derved å sikre at ventilen lukkes. Åpning av ventilen krever et signal for å bevege solenoidventilen 38 aksielt nedover til en andre stilling (ikke vist). Denne bevegelsen forårsaker en tilpasning i en av portene mot solenoidventilen 38 som gjør det mulig å rette det trykksatte fluid 36 til en tredje leder 46 på nedsiden 48 av det ringformede stempel 44, samt utløse trykket som virker mot oversiden 42 til et hydraulisk fluidreservoar 50. Denne trykkdifferensialen virker oppover mot spindelen 30 og får dette til å løfte seg av setet slik at fluid strømmer fra innsiden av det sylindriske hus 12 gjennom et sett strømporter 42 og som kan sprøytes inn i deponeringsstratumet (ikke vist). Vannstrømmen som skal sprøytes inn i deponeringsstratumet (ikke vist) er vist av strømningspiler 16, når innretningen brukes i innsprøytingskonfigurasjonen. I en spesifikk utførelse, som vist på figurene IB og 1F, kan huset 12 være forsynt med en ytre hylse 25 som har flere reguleringsslisser 53 for strømmen og som er anbrakt rundt hylsen 26 og over strømningsportene 52. Slissene 53 for strømmen virker for å begrense fluidstrømmen fra innsiden av huset 12 gjennom strømningsportene 52 for derved å gi operatøren på overflaten større styring over fluidstrømmen gjennom strømningsportene 52.
Som vist på fig. 1C, kan det tilveiebringes et aksielt bevegelig volumkompensatorstempel 51 for å flytte fluidstrømmen som brukes etter hvert som innretningen 10 ifølge oppfinnelsen opererer, og for å kompensere for trykkforandringer forårsaket av temperaturvariasjoner. I en spesifikk utførelse kan det hydrauliske trykk tilført stempelet 44, genereres av ovennevnte hydraulikksystem ombord. I en annen spesifikk utførelse kan hydraulikktrykket leveres fra en fjerntliggende kilde gjennom en hydraulikkleder (ikke vist) innenfor kommunikasjonslederen 22.
Som vist på fig. IA kan innretningen 10 ifølge oppfinnelsen også være forsynt med posisjonsfølerringer 54 som indikerer posisjonen av spindelen 30 i forhold til helt åpen eller helt lukket i ventilen 24 til kontrollpanelet på overflaten. Denne posisjonsindikeringen gir operatøren kontroll over strømningshastigheten gjennom innretningen ved at hylsen 26 kan stoppe i minst en mellomliggende stilling, men i dé fleste tilfeller brukes flere mellomliggende stillinger mellom helt åpen og helt lukket. Som vist på figurene IA og 1E kan innretningen 10 ifølge oppfinnelsen også forsynes med en utjevningsskovl 78. Dessuten gir en første trykktransduser 56 (fig. IB) og en andre trykktransduser 58 (fig. 1C) en kontinuerlig avlesning av trykkfallet over strømningsportene 52, slik at operatøren på overflaten kan justere trykkfallet over innretningen ved å variere hylsens 26 stilling hvis dette er ønskelig. En tredje trykktransduser 59 overvåker det hydrauliske trykk på det tidligere beskrevne hydraulikksystem som driver ventilen 24 med variabel åpning. Et termoelement 60 er også forsynt? for å indikere fluidets temperatur på kontrollpanelet på overflaten.
På fig. 2 er det vist skjematisk en mulig konfigurering av et hydrosyklonsystem for awanning av råolje ved høy vannkutt-applikasjoner. Råoljeproduksjonen 64 suges gjennom en elektrisk, nedsenkbar pumpe 66 og rettes under trykk mot en første avoljingshydrosyklon 68 hvor et første trinn med vann/olje-separasjon finner sted. Spillvannet produsert av den første avoljehydrosyklonen 68 sprøytes inn gjennom måle- og reguleringsinnretningen 10 nede i brønnen og inn i deponeringsstratumet. Det første trinn med awanningsolje 70 rettes inn i en andre avoljehydrosyklon 72 hvor et andre trinn med vann/olje-separasjon finner sted. Det andre trinn med awanningsolje 74 passerer gjennom et alternativt sted for måle-og reguleringsinnretningen 10' nede i brønnen og løftes til overflaten. Spillvann fra den andre avoljehydrosyklonen føres tilbake til sugeporten på ESP 66 for en annen prosessløyfe med avoljing.
Fig. 3 viser skjematisk en mulig konfigurasjon av hydrosyklonsystem for awanning av råolje ved lavt vannkutt applikasjoner. Råoljeproduksjonen 64 suges gjennom en elektrisk, nedsenkbar pumpe 66 og rettes under trykk mot en første avoljehydrosyklon 68 hvor et første trinn med vann/olje-separasjon finner sted. Spillvannet produsert fra den første avoljehydrosyklonen 68 rettes mot en andre avoljehydrosyklon 72, hvor et andre trinn med vann/olje-separasjon finner sted mens awannet olje fra det første trinns hydrosyklon 68 passerer gjennom et eventuelt sted for måle- og reguleringsinnretningen 10' nede i brønnen og løftes til overflaten. Spillvann fra det andre trinns hydrosyklon 72 føres gjennom måle-og reguleringsinnretningen 10 nede i brønnen og blir enten sprøytet inn i deponeringsstratumet, eller en del rettes gjennom en andre ESP 67 og resirkuleres for mer effektiv avoljing, og den gjenværende del føres gjennom et eventuelt sted for måle- og reguleringsinnretningen 10" og blir sprøytet inn i deponeringsstratumet. Det andre trinn med awanningsolje 74 føres eventuelt gjennom et sted for måle- og reguleringsinnretningen 10"' nede i brønnen og resirkuleres ved sugingen av ESP 66.
På fig. 4 er det vist skjematisk en konfigurasjon av et hydrosyklonsystem for awanning av råolje ved 50 % vannkutt-applikasjoner. Råoljeproduksjonen 64 suges gjennom en elektrisk, nedsenkbar pumpe 66 og rettes under trykk mot en første avoljehydrosyklon 68 hvor det finner sted et første trinn med vann/olje-separasjon. Awannet olje løftes eventuelt gjennom et sted for måle- og reguleringsinnretningen 10' og videre til overflaten. Spillvannet produsert av den første avoljehydrosyklonen 68 rettes inn i en andre avoljehydrosyklon 72 hvor det finner sted et andre trinn med vann/olje-separasjon. Det andre trinn med awannet olje 74 passerer gjennom et eventuelt sted for måle- og reguleringsinnretningen 10"' nede i brønnen og resirkuleres til sugeporten på ESP 66. Spillvann fra det andre trinn med hydrosyklon 72 føres gjennom måle- og reguleringsinnretningen 10 ifølge oppfinnelsen og blir enten sprøytet inn i deponeringsstratumet eller en del rettes tilbake til ESP 66 og resirkuleres for mer effektiv avoljing, og den gjenværende del føres gjennom eventuelt et annet sted for måle- og reguleringsinnretningen 10" ifølge oppfinnelsen og sprøytes inn i deponeringsstratumet.
En fagmann på awanning med hydrosyklon vil umiddelbart se fordelen med oppfinnelsen. En operatør på overflaten vil øyeblikkelig få en avlesning av trykkfallet over måle- og reguleringsinnretningen i sann tid samt strømningshastighet, totalt strømningsvolum og temperatur. Trykkfallet over innretningen kan justeres på overflaten for mer effektiv hydrosyklonoperasjon. Bruken av innretningen forbedrer økonomien og muliggjør bedre utnyttelse av produksjonen i formasjonen.
Det vil fremgå at oppfinnelsen ikke er begrenset av de nøyaktige konstruksjonsdetaljer, drift, nøyaktig materiale eller utførelsene som er vist og beskrevet, ettersom åpenbare modifikasjoner og ekvivalenter vil fremgå for en faglært. I tillegg til å bruke måle- og reguleringsinnretningen 10 ifølge oppfinnelsen i kombinasjon med hydrosyklonsystemene for awanning av råolje, kan innretningen f.eks. også med fordel brukes i kombinasjon med andre brønnverktøy for å måle og regulere fluider nede i brønnen.
Claims (17)
1. Innretning for måling og regulering av fluidstrømning nede i en brønn, omfattende: et hus (12) som har minst én strømningsport, en ventil (24) med variabel åpning beregnet for regulering av fluidstrøm gjennom den minst ene strømningsporten, første trykktransduser (56) plassert oppstrøms i forhold til den minst ene strømingsport (52), og en andre trykktransduser (58) plassert nedstrøms i forhold til den minst ene strømningsport (52), idet første og andre trykktransduser samvirker for å påvise et trykkfall over den minst ene strømningsport (52), karakterisert ved at ventilen (24) med variabel åpning omfatter en hylse (26) anbrakt for aksial bevegelse innenfor et langsgående hull i huset (12) for å regulere fluidstrømmen gjennom minst en strømningsport (52), og at en turbinmåler (18) som omfatter en turbin og en omdreiningsteller (20) er forbundet med kommunikasjonslederen (22) for å gi en indikasjon til kontrollpanelet, basert på antallet omdreininger per tidsenhet av turbinen (18), om strømningsraten av brønnfluider gjennom huset (12).
2. Innretning ifølge krav 1, karakterisert ved at huset kan forbindes med et brønnrør, og har en boring i lengderetningen derigjennom, hvor innretningen videre omfatter: en kommunikasjonsleder (22) forbundet med huset (12) for kommunisering av data oppsamlet i innretningen til et kontrollpanel på overflaten, en turbinmåler (18) anbrakt i huset og med en turbin og en omdreiningsteller (20), hvor omdreiningstelleren er forbundet med kommunikasjonslederen (22) for å gi en indikasjon til kontrollpanelet, basert på antall omdreininger pr. tidsenhet av turbinen (18) om strømningsraten av brønnfluider gjennom huset (12), og hvor ventilen (24) med variabel åpning er anbrakt i boringen i lengderetningen.
3. Innretning ifølge krav 2, karakterisert ved at kommunikasjonslederen (22) omfatter minst én elektrisk leder.
4. Innretning ifølge krav 2, karakterisert ved at omdreiningstelleren (20) er magnetisk pickup.
5. Fluidmåle- og reguleringsinnretning ifølge krav 2, karakterisert ved minst én trykktransduser (56) er forbundet med kommunikasjonslederen (22) for å rapportere om trykk nede i brønnen til kontrollpanelet.
6. Innretning ifølge krav 1, karakterisert ved at huset (12) er forbundet med et brønnrør, hvor innretningen videre omfatter: en kommunikasjonsleder (22) forbundet med huset (12) for kommunisering av data oppsamlet i innretningen til et kontrollpanel på overflaten,
en turbinmåler (18) anbrakt i huset (12) for å gi en indikasjon gjennom kommunikasjonslederen (22) til kontrollpanelet om strømningsraten av brønnfluider gjennom huset (12), og minst én temperaturføler (60) forbundet med kommunikasjonslederen (22) for å rapportere om temperaturer nede i brønnen til kontrollpanelet.
7. Innretning ifølge krav 1, karakterisert ved at
huset (12) er forbundet med et brønnrør, hvor innretningen videre omfatter: en kommunikasjonsleder (22) forbundet med huset (12) for kommunisering av data oppsamlet i innretningen til et kontrollpanel på overflaten, en turbinmåler (18) anbrakt i huset (12) for å gi en indikasjon gjennom kommunikasjonslederen (22) til kontrollpanelet om strømningsraten av brønnfluider gjennom huset (12), idet innretningen er reversibel slik at den kan brukes alternativt for å overvåke produksjonen av fluider fra en undergrunnsformasjon og overvåke fluider som sprøytes inn i undergrunnsformasj onen.
8. Innretning ifølge krav 7, karakterisert ved at den første og andre trykktransduser samvirker for å rapportere om trykkfall over minst en strømningsport (52) til kontrollpanelet.
9. Innretning ifølge krav 1, karakterisert ved at huset videre omfatter en ytre hylse (25) som har flere slisser for strømningsregulering, idet den ytre hylsen (25) er anbrakt rundt hylsen (26) og over strømningsportene (52).
10. Innretning ifølge krav 1, karakterisert ved at den nedre ende av hylsen (26) omfatter en spindel (30) for samvirke med et ventilsete (32) for tettende regulering av fluidstrømmen gjennom minst en strømningsport (52).
11. Innretning ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter en fjær (28) som forspenner hylsen (26) for å lukke minst en strømningsport (52).
12. Innretning ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter et stempel på hylsen (26) og som står i fluidforbindelse med en kilde av hydraulikkfluid for hydraulisk regulering av fluidstrømmen gjennom minst en strømningsport (52).
13. Innretning ifølge krav 12, karakterisert ved at kilden av hydraulikkfluid er en hydraulikkreguleringsledning tilveiebrakt i kommunikasjonslederen (22).
14. Innretning ifølge krav 12, karakterisert ved at kilden av hydraulikkfluid er et hydraulikksystem ombord forbundet med kommunikasjonsleddet og som kan reguleres fra kontrollpanelet.
15. Innretning ifølge krav 14, karakterisert ved at hydraulikksystemet ombord omfatter en motor for å drive en pumpe (34) som fører trykkfluid mot en solenoidventil (38) som igjen fører det trykksatte fluid mot stempelet (44) for hydraulisk regulering av fluidstrømmen gjennom minst en strømningsport (52).
16. Innretning ifølge krav 15, karakterisert ved at den videre omfatter en første innvendig leder, en andre innvendig leder og en tredje innvendig leder (46), idet pumpen (34) fører trykkfluid gjennom den første innvendige leder (37) til solenoidventilen (38) som igjen fører det trykksatte fluid gjennom den andre innvendige leder som virker mot oversiden av stempelet for å bevege ventilen (24) med variabel åpning mot en lukket stilling når solenoidventilen (38) er i en første stilling, og solenoidventilen (38) fører det trykksatte fluid gjennom den tredje innvendige leder for å virke mot den nedre side av stempelet (44) for å bevege ventilen (24) med variabel åpning vekk fra sin lukkede stilling når solenoidventilen er i en andre stilling.
17. Innretning ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter en posisjonsføler (54) for å gi en indikasjon av hylsens (26) posisjon til kontrollpanelet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US2292096P | 1996-08-01 | 1996-08-01 | |
PCT/US1997/013676 WO1998005848A2 (en) | 1996-08-01 | 1997-08-01 | Method and apparatus for the downhole metering and control of fluids produced from wells |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO990451D0 NO990451D0 (no) | 1999-01-29 |
NO990451L NO990451L (no) | 1999-03-24 |
NO325222B1 true NO325222B1 (no) | 2008-03-03 |
Family
ID=21812107
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19990451A NO325222B1 (no) | 1996-08-01 | 1999-01-29 | Innretning for maling og regulering av fluidstromning nede i en bronn |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6000468A (no) |
EP (1) | EP0916015A2 (no) |
AU (1) | AU3906797A (no) |
CA (1) | CA2262911C (no) |
NO (1) | NO325222B1 (no) |
WO (1) | WO1998005848A2 (no) |
Families Citing this family (40)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6142229A (en) * | 1998-09-16 | 2000-11-07 | Atlantic Richfield Company | Method and system for producing fluids from low permeability formations |
US6234248B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-05-22 | Roy F. Knight | Well production apparatus |
US6209651B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-04-03 | Roy F. Knight | Well production apparatus and method |
US6196310B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-03-06 | Roy F. Knight | Well production apparatus |
US6199631B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-03-13 | Roy F. Knight | Well production apparatus |
US6216781B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-04-17 | Roy F. Knight | Well production apparatus |
US6629564B1 (en) | 2000-04-11 | 2003-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole flow meter |
US6341498B1 (en) * | 2001-01-08 | 2002-01-29 | Baker Hughes, Inc. | Downhole sorption cooling of electronics in wireline logging and monitoring while drilling |
US7124596B2 (en) * | 2001-01-08 | 2006-10-24 | Baker Hughes Incorporated | Downhole sorption cooling and heating in wireline logging and monitoring while drilling |
US6877332B2 (en) | 2001-01-08 | 2005-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Downhole sorption cooling and heating in wireline logging and monitoring while drilling |
US6715558B2 (en) * | 2002-02-25 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Infinitely variable control valve apparatus and method |
US7059180B2 (en) * | 2002-06-10 | 2006-06-13 | Saudi Arabian Oil Company | Water cut rate of change analytic method |
US8517113B2 (en) * | 2004-12-21 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Remotely actuating a valve |
WO2007106810A2 (en) * | 2006-03-13 | 2007-09-20 | William Marsh Rice University | Nmr method of detecting precipitants in a hydrocarbon stream |
US7828058B2 (en) * | 2007-03-27 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring and automatic control of operating parameters for a downhole oil/water separation system |
US20090129937A1 (en) * | 2007-11-08 | 2009-05-21 | Noralta Technologies, Inc. | Downhole pump controller |
US8127835B2 (en) * | 2009-02-18 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated cable hanger pick-up system |
US8177526B2 (en) * | 2009-02-18 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Gas well dewatering system |
US7980311B2 (en) * | 2009-02-18 | 2011-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Devices, systems and methods for equalizing pressure in a gas well |
US8082991B2 (en) * | 2009-02-19 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring and control system for a gas well dewatering pump |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
RU2540348C2 (ru) | 2009-12-23 | 2015-02-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Насос, система и способ деожижения скважины |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
EP3418930B1 (en) | 2011-09-30 | 2022-05-04 | Brainlab AG | Assessment of a treatment plan |
EP2574374B1 (en) | 2011-09-30 | 2016-06-29 | Brainlab AG | Automatic treatment planning method |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9367926B2 (en) | 2012-10-26 | 2016-06-14 | Brainlab Ag | Determining a four-dimensional CT image based on three-dimensional CT data and four-dimensional model data |
CA2888027A1 (en) | 2014-04-16 | 2015-10-16 | Bp Corporation North America, Inc. | Reciprocating pumps for downhole deliquification systems and fluid distribution systems for actuating reciprocating pumps |
GB201420752D0 (en) * | 2014-11-21 | 2015-01-07 | Anderson Scott C And Doherty Benjamin D | Pump |
CN104549794A (zh) * | 2014-12-23 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水力旋流器底流控制装置 |
WO2016147029A1 (en) * | 2015-03-16 | 2016-09-22 | Aplisens S.A. | Method for conducting on-going analysis of the current technical condition of a submersible pump system and a probe used for employing this method |
US10151194B2 (en) | 2016-06-29 | 2018-12-11 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pump with proximity sensor |
CN109236268A (zh) * | 2017-06-30 | 2019-01-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下注入流量与注入压力的实时监测装置 |
WO2019148279A1 (en) | 2018-01-30 | 2019-08-08 | Ncs Multistage Inc. | Method of optimizing operation one or more tubing strings in a hydrocarbon well, apparatus and system for same |
WO2019183713A1 (en) * | 2018-01-30 | 2019-10-03 | Ncs Multistage Inc. | Apparatuses, systems and methods for hydrocarbon material from a subterranean formation using a displacement process |
CN110469298B (zh) * | 2019-09-19 | 2020-03-27 | 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院 | 一种基于无线控制的笼套式井下节流器 |
US11591890B2 (en) * | 2021-01-21 | 2023-02-28 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method and apparatus for producing hydrocarbon |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2096920B1 (no) * | 1970-07-16 | 1974-02-22 | Aquitaine Petrole | |
US4374544A (en) * | 1980-09-19 | 1983-02-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Technique for control of injection wells |
US4396071A (en) * | 1981-07-06 | 1983-08-02 | Dresser Industries, Inc. | Mud by-pass regulator apparatus for measurement while drilling system |
US4615390A (en) * | 1983-12-28 | 1986-10-07 | Standard Oil Company (Indiana) | System to control the combining of two fluids |
US4566317A (en) * | 1984-01-30 | 1986-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole flow meter |
EP0238491B1 (en) * | 1984-11-28 | 1991-02-06 | Conoco Specialty Products Inc. | Cyclone separator |
WO1987005234A1 (en) * | 1986-02-28 | 1987-09-11 | Carroll, Noel | Cyclone separator |
US4976872A (en) * | 1986-02-28 | 1990-12-11 | Conoco Specialty Products Inc. | Cyclone separator |
US4721158A (en) * | 1986-08-15 | 1988-01-26 | Amoco Corporation | Fluid injection control system |
FR2603331B1 (fr) * | 1986-09-02 | 1988-11-10 | Elf Aquitaine | Dispositif de regulation du debit d'eau separee de son melange avec les hydrocarbures et reinjectee au fond du puits |
FR2603330B1 (fr) * | 1986-09-02 | 1988-10-28 | Elf Aquitaine | Procede de pompage d'hydrocarbures a partir d'un melange de ces hydrocarbures avec une phase aqueuse et installation de mise en oeuvre du procede |
US5093006A (en) * | 1987-06-10 | 1992-03-03 | Conoco Specialty Products Inc. | Liquid separator |
US4900445A (en) * | 1988-06-29 | 1990-02-13 | Conoco Inc. | Low pressure hydrocyclone separator |
US5018574A (en) * | 1989-11-15 | 1991-05-28 | Atlantic Richfield Company | Tubing conveyed wellbore fluid flow measurement apparatus |
NO924896L (no) * | 1992-12-17 | 1994-06-20 | Read Process Engineering As | Nede-i-hullet prosess |
US5296153A (en) * | 1993-02-03 | 1994-03-22 | Peachey Bruce R | Method and apparatus for reducing the amount of formation water in oil recovered from an oil well |
US5404948A (en) * | 1994-04-11 | 1995-04-11 | Atlantic Richfield Company | Injection well flow measurement |
US5456837A (en) * | 1994-04-13 | 1995-10-10 | Centre For Frontier Engineering Research Institute | Multiple cyclone apparatus for downhole cyclone oil/water separation |
DE69516022D1 (de) * | 1995-06-07 | 2000-05-04 | For Engineering Research Inc C | Verfahren zum zykloneabscheiden im bohrloch |
GB9519339D0 (en) * | 1995-09-22 | 1995-11-22 | Vortoil Separation Systems Ltd | A method of separating production fluid from an oil well |
US6082452A (en) * | 1996-09-27 | 2000-07-04 | Baker Hughes, Ltd. | Oil separation and pumping systems |
-
1997
- 1997-08-01 WO PCT/US1997/013676 patent/WO1998005848A2/en not_active Application Discontinuation
- 1997-08-01 CA CA 2262911 patent/CA2262911C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-08-01 AU AU39067/97A patent/AU3906797A/en not_active Abandoned
- 1997-08-01 EP EP19970936385 patent/EP0916015A2/en not_active Withdrawn
- 1997-08-01 US US08/905,210 patent/US6000468A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-01-29 NO NO19990451A patent/NO325222B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO1998005848A2 (en) | 1998-02-12 |
US6000468A (en) | 1999-12-14 |
NO990451L (no) | 1999-03-24 |
WO1998005848A3 (en) | 1998-06-25 |
CA2262911A1 (en) | 1998-02-12 |
CA2262911C (en) | 2007-10-23 |
EP0916015A2 (en) | 1999-05-19 |
NO990451D0 (no) | 1999-01-29 |
AU3906797A (en) | 1998-02-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO325222B1 (no) | Innretning for maling og regulering av fluidstromning nede i en bronn | |
US6206645B1 (en) | Variable orifice gas lift valve for high flow rates with detachable power source and method of using | |
US9587463B2 (en) | Valve system | |
NO321193B1 (no) | System og fremgangsmate for utvinning av borehullsfluid | |
NO326125B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte ved utplasserbar brønnventil. | |
NO343392B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for utvinning av fluider fra en brønn og/eller injisering av fluider inn i en brønn | |
NO302630B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for betjening av ett eller flere apparater i et fluidfylt borehull | |
NO892612L (no) | Gruspakningssystem. | |
NO324777B1 (no) | Elektro-hydraulisk trykksatt nedhulls ventilaktuator | |
NO20100904A1 (no) | Et trykkreguleringssystem for motor- og pumpebarrierefluider i en undersjoisk motor- og pumpemodul | |
NO339486B1 (no) | Fremgangsmåte for a operere en gassløfteventil, og en sammenstilling som omfatter gassløfteventilen | |
NO321687B1 (no) | Fremgangsmate for utforelse av nede-i-hulls kompletteringsrengjoring og tilhorende anordning for samme | |
NO317369B1 (no) | Justerbar dyseventil | |
US6209651B1 (en) | Well production apparatus and method | |
US11242733B2 (en) | Method and apparatus for producing well with backup gas lift and an electrical submersible well pump | |
EA022511B1 (ru) | Оборудование и способы улучшенного регулирования объема подводной добычи | |
US9346634B2 (en) | System and method for passing matter in a flow passage | |
RU2732615C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины струйным насосом и установка для его реализации | |
US6216781B1 (en) | Well production apparatus | |
AU2011260230A1 (en) | System and method for passing matter in a flow passage | |
US7543649B2 (en) | Method of collecting crude oil and crude oil collection header apparatus | |
NO20130231A1 (no) | Fluidtrykk-viskositets analyseapparat for nedihulls fluidprovetaking trykktap hastighetsinnstilling | |
RU2017129211A (ru) | Способ поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины и беспакерная насосная установка для его осуществления | |
US7568527B2 (en) | Method of collecting crude oil and crude oil collection header apparatus | |
US20220010636A1 (en) | Managed Pressure Drilling System and Method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |