BR0112572B1 - envoltória compacta de cascalho, método para coleta de dados a partir de um ambiente de perfuração vertical, método para colocação de areia ao redor de uma montagem de envoltória compacta de cascalho e método para a modificação do perfil de produção de um poço em operação. - Google Patents
envoltória compacta de cascalho, método para coleta de dados a partir de um ambiente de perfuração vertical, método para colocação de areia ao redor de uma montagem de envoltória compacta de cascalho e método para a modificação do perfil de produção de um poço em operação. Download PDFInfo
- Publication number
- BR0112572B1 BR0112572B1 BRPI0112572-9A BR0112572A BR0112572B1 BR 0112572 B1 BR0112572 B1 BR 0112572B1 BR 0112572 A BR0112572 A BR 0112572A BR 0112572 B1 BR0112572 B1 BR 0112572B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- sensor
- wrap
- wrapping
- sand
- gravel
- Prior art date
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims description 83
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 19
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 12
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 12
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 5
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 7
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 5
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/028—Electrical or electro-magnetic connections
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
- E21B43/088—Wire screens
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Filtration Of Liquid (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Description
"envoltória compacta de cascalho, método para coleta de dados a partir de um ambiente de perfuração vertical, método para colocação de areia ao redor de uma montagem de envoltória compacta de cascalho e método para a modificação do perfil de produção de um poço em operação"
Escopo Técnico
A presente invenção está relacionada a filtros para areia para uso na produção de hidrocarbonetos a partir de poços, e especificamente a um filtro para areia aperfeiçoado apresentando sensores integrados para a determinação de condições do perfuração vertical e atuadores para modificar a eficiência do posicionamento da areia ou controlar o perfil de produção durante a vida útil do reservatório.
Antecedentes da Invenção
Muitos reservatórios compostos por sedimentos relativamente jovens apresentam um grau de consolidação tão baixo que ocorre a produção de areia juntamente com os fluidos do reservatório. A produção de areia conduz a numerosos problemas de produção, incluindo a erosão das tubulações do perfuração vertical; a erosão de válvulas, acessórios e linhas de fluxo de superfície; com a escavação do poço sendo preenchida por areia; ruína do invólucro devida à ausência de suporte na formação; e entupimento do equipamento para processamento na superfície. Mesmo se a produção de areia pudesse ser tolerada, a eliminação da areia produzida constitui um problema, particularmente nos campos costeiros. Assim, um meio para eliminar a produção de areia sem limitar seriamente as taxas de produção se faz desejável. A produção de areia é controlada através do uso de complementações com envoltória compacta de cascalho, complementações de forração com fendas ou tratamentos para a consolidação da areia, sendo as complementações com envoltória compacta de cascalho a abordagem mais comum.
Numa complementação com envoltória compacta de cascalho, a areia que for maior do que o tamanho médio de grão na formação será colocada entre a formação e o filtro ou forração com fendas. A areia da envoltória compacta de cascalho (denominada cascalho, embora se trate na verdade de uma areia quanto ao tamanho do grão), deveria atrapalhar a migração da areia da formação. A Figura 1 ilustra uma envoltória compacta de cascalho 10 dentro do invólucro. Um orifício encamisado 8 penetra através da formação de produção 6 que está envolvida por formações não- produtoras 2. A formação 6 foi perfurada 4 para aumentar o fluxo de fluidos para dentro da tubulação de produção 14. Se a formação 6 estiver mal consolidada, então a areia proveniente da formação 6 também irá fluir para dentro da tubulação de produção 14 juntamente com quaisquer fluidos do reservatório. Uma envoltória compacta de cascalho 12 pode ser utilizada para minimizar a migração de areia para dentro da tubulação. Uma envoltória compacta de cascalho 12 de sucesso deverá reter a areia da formação e oferecer o menor valor possível de resistência ao fluxo através do próprio cascalho.
Para uma complementação exitosa da envoltória compacta de cascalho, o cascalho deve estar adjacente à formação sem se apresentar misturado à areia da formação, e o espaço anular entre o filtro e o invólucro ou formação deve estar completamente preenchido por cascalho. Equipamento e procedimentos especiais foram desenvolvidos ao longo dos anos para a obtenção de um bom posicionamento do cascalho. Água ou outros fluidos de baixa viscosidade foram primeiramente utilizados como fluidos para transporte em operações de envoltória compacta de cascalho. Como estes fluidos não eram capazes de suspender a areia, eram necessárias baixas concentrações de areia e altos índices de viscosidade. Agora, os fluidos tornados viscosos, mais comumente as soluções de hidroxietilcelulose (hydroxyethylcellulose ou HEC) , são utilizadas de maneira que elevadas concentrações de areia podem ser transportadas sem precipitação.
Fazendo referência às Figuras 2a e 2b, o fluido carregado de cascalho pode ser bombeado através do anel do invólucro da tubulação, após o que o fluido carreador passa através do filtro para areia e flui de volta para cima através da tubulação. Éeste é o método de circulação reversa representado na Figura 2a. O cascalho é bloqueado por uma linha com fendas ou filtro enrolado em fio 16 ao passo em que o fluido para transporte passa através de e retorna para a superfície através da tubulação 18. Uma desvantagem essencial deste método é a possibilidade de carreamento de ferrugem, lubrificante de tubulação ou outros detritos para fora do anel e sua mistura com o cascalho, danificando a permeabilidade da envoltória compacta. De forma alternativa pode ser utilizado um método de intercruzamento, no qual o fluido carregado de cascalho é bombeado pela tubulação 18, cruza através de um anel dos orifícios do filtro, flui para dentro de um tubo de lavagem 20 dentro do filtro, deixando o cascalho no anel, e então flui para cima pelo anel da tubulação do invólucro para a superfície, tal como ilustrado na Figura 2b. Para compactação do cascalho dentro do invólucro, utilizam-se a lavagem, a circulação reversa e o método de intercruzamento tal como ilustrado nas Figuras 3a, 3b, e 3c. No método de lavagem, o cascalho 22 é posicionado oposto ao intervalo de produção 6 antes da colocação do filtro 16, e então o filtro é lavado até a sua posição final. A circulação reversa e o método de intercruzamento são análogos àqueles utilizados em poços abertos. O cascalho 22 é primeiramente posicionado abaixo do intervalo perfurado 4 por meio de circulação através de uma seção do filtro denominado filtro revelador 24. Quando esta houver sido coberta, a pressão aumenta, sinalizando o inicio do estágio de compressão. Durante a compressão, o fluido carreador vaza para a formação, colocando o cascalho dentro dos túneis de perfuração. Após a compressão, a tubulação de lavagem é suspensa, e o fluido carreador circula através do filtro de produção, preenchendo o anel do filtro de produção do invólucro com cascalho. O cascalho também é colocado numa seção de tubulação recortada acima do filtro para prover um suprimento de cascalho na medida em que o cascalho se precipita.
Em paredes desviadas, a compactação da envoltória de cascalho é notavelmente complicada pelo fato de que o cascalho tende a se assentar no lado inferior do orifício, formando uma duna no anel do filtro do invólucro. Este problema é significativo para desvios de mais do que 45° em relação à vertical. O posicionamento do cascalho é melhorado em paredes desviadas através do uso de uma tubulação de lavagem que é grande em relação ao filtro porque isto acarreta uma velocidade mais alta sobre a duna no anel entre o filtro e o invólucro por meio do aumento da resistência ao fluxo em um anel de tubo de lavagem de filtro.
Uma outra forma de controle da areia envolve um fio enrolado de maneira justa ao redor de um mandril apresentando aberturas, onde o espaçamento entre os enrolamentos está dimensionado para impedir a passagem de areia. As Figuras 4 e 5 ilustram tal filtro para areia 10. O filtro para areia principal 10 é uma montagem previamente compactada que inclui um mandril tubular perfurado 38 de uma extensão previamente determinada, por exemplo, 6,09 m. O mandril tubular 38 é perfurado por passagens de fluxo de perfuração radial 40 que podem seguir rotas espirais paralelas ao longo da extensão do mandril 38. As passagens de fluxo de perfuração 40 proporcionam a presença de fluido através do mandril 38 na medida permitida por um filtro externo 42, um corpo de compactação prévia poroso 58 e um filtro interno 44, quando utilizadas. As passagens de fluxo de perfuração 40 podem ser arranjadas em qualquer padrão desejado e podem variar em número de acordo com a área necessária para acomodar o fluxo previsto de fluido de formação através da tubulação de produção 18.
O mandril perfurado 38 está preferencialmente equipado com uma conexão de pino rosqueado 4 6 em suas extremidades opostas para um acoplamento rosqueado com o nipple polido 34 e a tubulação de produção 18. O filtro de fio externo 42 está fixada ao mandril 38 em partes de extremidade opostas ao mesmo por meio de soldas de extremidade anular 48. O filtro externo 42 é um membro restritor de partículas poroso a fluidos que é formado separadamente do mandril 38. O filtro externo 42 apresenta um fio de filtro externo 50 que é enrolado em voltas múltiplas em nervuras externas 52 que se estendem longitudinalmente, preferencialmente em um enrolamento helicoidal. As voltas do fio da filtro externo 50 ficam longitudinalmente espaçadas entre si, definindo assim aberturas retangulares para fluxo de fluido Z entre elas. As aberturas Z são estruturadas pelas nervuras longitudinais 52 e voltas de fio para conduzir o fluxo de fluido da formação ao passo em que excluem a areia e outros materiais de formação não-consolidados.
Tal como ilustrado na Figura 5, o fio de filtro externo 50 apresenta uma largura típica de 0,002286 m por uma altura de 0,003556 m com uma seção transversal geralmente trapezoidal. 0 espaçamento máximo longitudinal A entre voltas adjacentes do enrolamento do fio externo é determinado por meio do diâmetro máximo dos finos que devem ser excluídos. Tipicamente, o espaçamento de abertura A entre voltas de fio adjacentes é de 0,00508 m.
O fio de filtro externo 50 e as nervuras externas 52 são formados de aço inoxidável ou outro material soldável e são unidos através de soldas de resistência W em cada ponto de cruzamento do fio de filtro externo 50 para as nervuras externas 52 de maneira que a filtro externo 42 constitui uma montagem unitária que é auto-portante antes de ser montada no mandril 38. As nervuras externas 52 são espaçadas circunferencialmente entre si e apresentam um diâmetro previamente determinado para o estabelecimento de um anel de compactação prévia 54 de um tamanho adequado para o recebimento do corpo de compactação prévia anular 58, descrito mais adiante neste mesmo documento. As nervuras longitudinais 52 servem como espaçadores entre o filtro de compactação prévia interna 44 e o filtro externo 42. Os finos que são produzidos inicialnmente após a operação de compactação da envoltória de cascalho apresentam um diâmetro de grão razoavelmente pequeno, por exemplo, areia de malha 20-40. De maneira correspondente, a dimensão do espaçamento A entre voltas adjacentes do fio de filtro externo 50 é selecionada para excluir finos de areia que excedem a malha 20.
Claramente, o projeto e instalação da tecnologia para controle de areia apresenta custo elevado. No entanto, existe um inconveniente para todo o estado da técnica discutido, especificamente a ausência de uma realimentação baseada nos ocorrências efetivas na face da formação durante a complementação e a produção. Existe uma necessidade de uma capacidade para detecção das condições no filtro para areia e da comunicação destas informações de maneira confiável à superfície. Não existe nada no estado da técnica que revele uma maneira conevniente para prover a passagem de condutores sobre a montagem do filtro para areia. E no entanto se sensores fossem ser dispostos dentro e ao redor do filtro para areia seriam obtidos numerosos benefícios.
Poderiam ser escolhidos sensores que produzissem dados em tempo real sobre a eficácia da operação de posicionamento da areia. A descoberta de vazios durante o posicionamento da areia permitiria que o operador corrigisse esta situação indesejável. Adicionalmente, os sensores podem proporcionar informações referentes à velocidade do fluido através do filtro, o que seria útil na determinação do perfil de fluxo proveniente da formação. Além disso, os sensores podem prover dados sobre os teores dos elementos constituintes tais como óleo, água e gás. Todas estas correntes de informação aumentarão a operação de produção a partir do poço.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
A presente invenção está relacionada a um filtro para areia aperfeiçoado, e a um método para a detecção das condições do poço durante o posicionamento da areia e controles que permitem a modificação de parâmetros operacionais. 0 filtro para areia inclui pelo menos um sensor acoplado diretamente à montagem do filtro para areia e pelo menos um atuador capaz de afetar a distribuição do posicionamento da areia, eficiência de compactação e controle do ingresso de fluidos no poço. Cada um dos benefícios descritos pode ser obtido a partir do uso de um sensor e atuador integrados ao filtro para areia.
Uma grande variedade de sensores pode ser usada para se determinar as condições do perfuração vertical durante o posicionamento da areia e mais tarde quando os fluidos produzidos se movem através do filtro para dentro da cadeia de tubulação de produção. Isto permite o registro em tempo real da temperatura no fundo do orifício (bottom hole temperature ou BHT), pressão no fundo do orifício (bottom hole pressure ou BHP), gradiente do fluido, perfil de velocidade e composição do fluido antes da complementação, durante a complementação e durante a produção com a montagem de vedação de produção em seu lugar. Uma aplicação particularmente benéfica para o uso de sensores num filtro para areia inclui a medição e registro da eficiência de disposição dos fluidos à base de água e dos fluidos à base de óleo durante a circulação. Um usuário pode registrar a disposição de ondas alfa e beta da areia. Os sensores no filtro para areia permitem ainda a medição de concentrações de areia após a compactação; assim como as concentrações de areia e taxaa de fluxo da areia durante a complementação. Os sensores permitem também a determinação do calibre do orifício aberto enquanto se executa o orifício com o filtro para areia, o que seria de grande utilidade na determinação dos volumes de areia antes do posicionamento da areia. Os sensores podem permitir que o usuário registre a densidade do fluido para determinar as proporções gás/óleo/água durante a produção e com a capacidade para controlar/modificar os perfis de fluxo resultarão benefícios econômicos adicionais, o que será discutido com mais detalhes mais adiante. Os sensores de temperatura podem identificar áreas de entrada de água durante a produção. 0 uso de sensores permite também a determinação de alteração nas quedas de pressão, o que é de grande utilidade para adeterminação da permeabilidade, porosidade e multi-camadas durante a produção. Os dados dos sensores podem ser utilizados para acionar motores de poço para o reposicionamento de controles de fluxo para modificar os perfis de produção e aumentar o valor econômico da complementação em tempo real.
Os dados dos sensores podem ser alimentados à micro-processadores localizados seja no sensor ou próximo a este ou de forma alternativa na superfície. 0 micro-processador determina um perfil de fluxo otimizado baseado em perfis de fluxo previamente determinados e proporciona um sinal de controle para que um atuador altere o perfil de fluxo para uma dada seção de filtro para areia. Um incorporação simples disto está ilustrada na Figura 10. Um motor elétrico poderia ser energizado, baseado no sinal de controle, e o referido motor poderia acionar uma bomba compacta de perfuração vertical. Na medida em que a a bomba desloca o fluido para dentro de uma câmara de pistão, o pistão seria impelido para uma nova posição e o controle de fluxo associado então modificaria o perfil de produção daquela parte de filtro para areia. Muitos controles de fluxo alternativos poderiam também ser operados de maneira similar.
Além disso, em geral, a maior parte das montagens de envoltória compacta de cascalho, que incluem a montagem do filtro para areia, são introduzidas na escavação do poço e espaçadas ao longo de uma única zona a ter uma envoltória de cascalho compactada. Se diversas zonas tiverem que ter uma envoltória de cascalho compactada dentro da mesma escavação de poço, então uma montagem separada da envoltória compacta de cascalho deve ser introduzida na escavação do poço para cada uma das referidas zonas. Cada viagem para dentro da escavação do poço requer mais tempo de aparelhamento com o correspondente custo operacional elevado em relação ao tempo. A tecnologia mais recente oferece um sistema de envoltória compacta de cascalho, que permite que o operador to execute uma montagem de envoltória compacta de cascalho que é espaçada ao longo de múltiplas zonas de produção para ser uma envoltória de cascalho compactada. Cada zona é separada e isolada das demais zonas por meio de uma montagem de compactador de perfuração vertical. Esta montagem da envoltória compacta de cascalho de zonas múltiplas é introduzida na escavação do poço como uma montagem de viagem única que inclui o filtro para areia aperfeiçoado com sensores e atuadores.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
As características inovadoras que se creem características da presente invenção se encontram definidas no quadro reivindicatório apenso. A própria invenção, entretanto, assim como um de seus modos de uso preferencial, assim como vantagens e objetivos adicionais da mesma, serão compreendidos da melhor forma possível através de uma referência à descrição detalhada apresentada à seguir de uma incorporação ilustrativa quando lida em conjunto com as figuras anexas, onde:
A Figura 1 é uma vista em seção transversal ao longo de um poço ilustrando uma complementação de envoltória compacta de cascalho do estado da técnica;
As Figuras 2a e 2b ilustram métodos de posicionamento do cascalho em complementações de invólucro de orifício aberto ou insuficientemente alargado;
As Figuras 3a, 3b, e 3c ilustram métodos para o posicionamento do cascalho para envoltórias compactas de cascalho dentro do invólucro;
As Figuras 4 e 5 ilustram envoltórias compactas de cascalho do estado da técnica onde um fio apresentando uma seção transversal trapezoidal é usado para enrolar a envoltória compacta de cascalho;
A Figura 6 é um diagrama de blocos de um sensor utilizado na presente invenção;
As Figuras 7a, 7b, 7c e 7d ilustram um sensor e posicionamento de fio de energia inovadores de acordo com a presente invenção;
As Figuras 8a e 8b ilustram uma outra incorporação da presente invenção onde o fio de energia está localizado dentro de um fio ôco utilizado para enrolar a montagem da envoltória compacta de cascalho;
As Figuras 9a e 9b ilustram o posicionamento do sensor ao longo do lado da malha interna da montagem da envoltória compacta de cascalho; e
A Figura 10 ilustra um atuador e um sistema de controle de fluxo.
DESCRIÇÃO DETALHADA DAS FIGURAS
A presente invenção está relacionada a um filtro para areia aperfeiçoado que incorpora sensores e um meio para transmissão dos dados do sensor para a superfície. Em cada uma das incorporações, pelo menos um sensor está fixado a um elemento do filtro para areia. Informações provenientes do sensor podem ser transmitidas à superfície seja através de uma conexão de fio de linha direta ou através de um transmissor ou uma combinação de ambos. Quando um micro-processador está incluído no envio de informações pelo sistema do perfuração vertical à superfície é desnecessário e pode não precisar. Qualquer número de tipos de sensor pode ser utilizado. Por exemplo, um sensor de pressão'e/ou sensor de temperatura pode prover uma realimentação particularmente importante sobre as condições do poço. Através do posicionamento dos sensores no filtro para areia, os dados de condição do poço são medidos e recuperados imediatamente e qualquer ação associada pode ser executada pelos atuadores integrados. Assim, condições de poço perigosas tais como um escape são detectadas antes que seus efeitos danifiquem o equipamento de superfície ou causem ferimentos so pessoal. Tipicamente, as medições de pressão só são executadas na superfície, freqüentemente transmitindo informações demasiado tarde, ou os sensores estão posicionados demasiado distante do filtro para areia para prover quaisquer informações úteis referentes às operações de posicionamento de areia. Uma deteção antecipada pode permitir que ações mitigatórias sejam tomadas rapidamente, tais como a ativação de um atuador para aumentar a distribuição da areia ou o fechamento de um controle de fluxo na sub-superficie pa'ra otimizar o perfil de produção.
Para finalidades da presente apresentação, o sensor poderia ser um sensor de pressão, um sensor de temperatura, um sensor acústico piezoelétrico, um medidor de fluxo para determinação da taxa de fluxo, um acelerômetro, um sensor de resistividade para determinação do conteúdo da água, um sensor de velocidade ou qualquer outro sensor que meça uma propriedade ou um parâmetro físico do fluido. O termo meis de sensoreamento deverá ser compreendido como incluindo quaisquer destes sensores assim como quaisquer outros que sejam utilizados dentro de ambientes de perfuração vertical e os equivalentes a estes sensores. A Figura 6 ilustra um diagrama de blocos geral de uma configuração de sensores conforme utilizada pela presente invenção. O sensor 102 pode ser alimentado por uma bateria 108, em uma incorporação, ou por ser conectado por meio de um fio a uma fonte de energia em outra incorporação. Obviamente, a bateria apresenta um limite para a sua vida útil. Entretanto, pode ser adequado se os dados do sensor só fossem necessários durante um período de tempo limitado. Da mesma maneira, um transmissor 112 poderia ser usado para enviar dados do sensor para um receptor na superfície ou na subsuperfície. O transmissor também poderia ser alimentado à bateria. O sensor também poderia ser dotado de um transceptor 112 que permitiria que este recebesse instruções. Por exemplo, para economizar a energia da bateria, o sensor poderia ser ativado apenas quando da recepção de um comando de "ativamento". 0 sensor também poderia apresentar um micro-processador 106 fixado a ele para permitir a manipulação e interpretação dos dados do sensor. Da mesma maneira, o sensor poderia ser acoplado a uma memória 104 permitindo que ele armazenasse informações para um processamento ulterior em lotes ou transmissão em lotes. Além disso, a combinação destes componentes poderia oferecer decisões de controle localizadas e ativação automática.
Uma outra opção para recuperação de energia e de dados seria uma conexão através de um fio até a superfície. Isto requer o uso de um condutor elétrico que pose acoplar o sensor a uma fonte de energia e/ou ser usado para transmitir os dados. Durante operações de complementação, a seqüência de complementação é composta a partir de extensões individuais de tubulação. Cada uma é rosqueada junto e então baixada dentro do poço. Um acoplamento é formado entre pedaços de tubulação adjacentes da seqüência de complementação. A Figura 7c ilustra um dispositivo de concha que simplifica a continuidade elétrica ao por sobre estas juntas rosqueadas.
As Figuras 7a e 7b ilustram uma primeira incorporação 100 da presente invenção, um mandril interno 120 pode apresentar um conjunto de aberturas de fluxo 122. Tal como ocorre nos projetos do estado da técnica, um filtro externo 124 é utilizada para minimizar o fluxo de areia através das aberturas 122 e para dentro da tubulação de produção. O filtro externo 124 é espaçado em relação aos mandris internos por meio de um conjunto de varas 126 acopladas ao mandril interno 120. Um sensor 102 é ilustrado fixado à superfície interna do filtro externo 124. Entretanto, um sensor 102 também poderia ser posicionado no mandril interno 120 ou acoplado a uma vara 126. De fato, em uma incorporação, um sensor poderia até mesmo ser colocado na superfície externa do filtro externo ou dentro do mandril. Cada um destes posicionamentos pode apresentar os seus próprios desafios de engenharia com respeito a capacidade de sobrevivência, porém em cada um dos casos, o sensor estará ainda relativamente próximo da interface com o intervalo de produção.
A Figura 7b ilustra um acoplamento especial 130 que se conecta s seções de montagem da envoltória compacta de cascalho. O referido acoplamento apresenta uma parte rosqueada para conectar seções adjacentes. Além disso, um espaço anular 132 está formado dentro do acoplamento 130. Dentro deste espaço anular, um primeiro conector 134a é um ponto de terminação para o condutor 136a que é encontrado na primeira seção. O condutor é tipicamente um fio elétrico, embora pudesse também ser um cabo coaxial ou qualquer outro meio para a transmissão de sinal. Um condutor 136b está localizado entre o primeiro conector 134a e o segundo conector 134b. uma outra extensão de condutor 136c está localizada na segunda seção 100b. Assim, na prática, as seções são unidas. O condutor 136a é conectado ao conector 134a, ao passo em que o condutor 136c está conectado ao conector 134b, onde ambos os conectores estão localizados dentro do acoplamento 130. As seções são então acopladas através do acoplamento 130.
As Figuras 7c e 7d ilustram um dispositivo de concha 130 que simplifica a conexão elétrica por sobre as juntas rosqueadas. As seções do filtro para areia são rosqueadas juntas utilizando acoplamentos conforme ilustrados. Os blocos de terminação do condutor elétrico 136 estão montados numa blank parte do mandril interno do filtro 120. 0 dispositivo de continuidade 130 da concha de duas peças apresenta conectores de continuidade correspondentes com efeito mola que se encaixam nos blocos de terminação do condutor para promover uma conexão elétrica de alto grau. As peças da concha são afixadas depois que a tubulação está unida por rosqueamento. As Figuras 8a e 8b ilustram uma outra incorporação da presente invenção onde sensores múltiplos são colocados dentro da montagem da envoltória compacta de cascalho. Um mandril interno 120 pode apresentar um conjunto de aberturas de fluxo 122. Tal como nos projetos do estado da técnica, um filtro externo 124 é utilizado para minimizar o fluxo de areia através das aberturas 122 e para dentro da tubulação de produção. O filtro externo 124 é espaçado em relação aos mandris internos por meio de um conjunto de varas 126 acoplado ao mandril interno 120. Um sensor 102 é ilustrado fixado à superfície interna da filtro externo 124. Novamente, o sensor pode ser colocado em diversos locais diferentes na montagem da envoltória compacta de cascalho. De fato, se forem utilizados sensores múltiplos, muitos podem estar na superfície interna do filtro externo, ao passo em que outros estão fixados à varas e assim por diante. Um aspecto inovador desta incorporação é alocalização do condutor que fica disposto dentro do enrolamento de fio que constitui a filtro externo. O filtro externo pode ser um enrolamento de fio genericamente oco. Um condutor 136 pode ser aninhado dentro do referido enrolamento de fio. 0 condutor 136 pode ser utilizado tanto para fornecimento de energia para o(s) sensor(es) ou transmissão de dados até a superfície.
As Figuras 9a e 9b ilustram o uso de sensores múltiplos ao longo da extensão de uma montagem da envoltória compacta de cascalho'. Um único condutor 136 pode conectar cada um destes sensores.· Para esta incorporação, cada sensor no conjunto pode receber um endereço, embora se apresente um conjunto de (l)x (6), qualquer conjunto de (X) x (Y) de sensores pode ser usado.
Uma vantagem importante da colocação de sensores no filtro para areia é a capacidade para determinar quão bem o cascalho foi colocado durante a complementação. Por exemplo, a envoltória compacta de cascalho apresenta uma densidade. Esta densidade poderia ser determinada utilizando um sendor de material piezoelétrico (material piezoelétrico ou PEM) . O sensor apresenta uma freqüência ressonante que é amortecida em fluidos de densidade mais alta. Assim, um sensor PEM pode ser utilizado para determinar a qualidade do posicionamento da areia. Se o posicionamento for inadequado, uma ferramenta especial tal como um vibrador pode ser usada para melhorar o posicionamento do cascalho.
O posicionamento de sensores múltiplos num filtro para areia também permite uma medição mais precisa do "efeito de pele". O efeito de pele de poço é uma variável composta. Em geral, qualquer fenômeno que provoque uma distorção das linhas de fluxo em relação ao padrão perfeitamente normal para a direção do poço ou uma restrição de fluxo resultaria em um efeito de pele positivo. Efeitos de pele positivos podem ser criados pormio de causas mecânicas tais como complementação parcial e um número inadequado de perfurações. Um efeito de pele negativo denota que a queda de pressão na zona de perfuração próxima ao poço é menor do que seria em relação aso mecanismos de fluxo de reservatório normais e não-perturbados. 0 referido efeito de pele negativo, ou uma contribuição negativa para o efeito de pele total, poderia ser o resultado de estimulo da matriz, fraturas hidráulicas ou uma escavação do poço extremamente inclinada. É importante perceber que podem existir grandes contrastes na pele ao longo da extensão do intervalo de produção. Assim, o uso de sensores múltiplos permite a deteção de locais específicos de pele positiva indicando danos. Isto permite que se tome a ação corretiva.
Os sensores múltiplos também permitem a deteção de taxas de fluxos e padrões de fluxo. Por exemplo, o posicionamento do cascalho tipicamente exibe uma onda alfa e uma onda beta durante a complementação. A onda alfa se refere ao acúmulo inicial de cascalho a partir do fundo do orifício para cima ao longo das laterais do filtro para areia. A onda beta se refere ao preenchimento subsequente a partir do topo para baixo pela lateral do posicionamento inicial.
A Figura 10 ilustra uma incorporação de um sistema de controle 200. 0 sistema de controle pode incluir sensores múltiplos 202, um micro-processador 204, uma montagem de motor/bomba 206 e uma manga hidraulicamente posicionável 208. Em uma incorporação, um primeiro e um segundo sensores 202 estão localizados na superfície interna do mandril interno 120. Estes sensores 202 podem ser usados para determinar as condições de fluido na tubulação interna tais como a temperatura, pressão, velocidade e densidade. Sinais provenientes do sensor 202 são interpretados pelo micro-processador 204. O micro-processador 204 está tipicamente alojado dentro da montagem motor/bomba 206.
A manga é movida para bloquear seletivamente as portas 214 na tubulação de base 212. A manga é movida por meio de bombeamento de fluido seje para dentro de uma primeira câmara 216 ou uma segunda câmara 218. Estas câmaras estão divididas por vedações 220, 222. Um sinal de controle, tal como uma voItagem AC, é enviado ao motor 206 e a bomba distribui fluido hidráulico para a câmara para mover a manga 208. Conforme ilustrado, a manga 208 é movida para uma posição onde as portas de fluxo estão cobertas restringindo assim o fluxo, porém os arranjos de portas de fluxo alternativas são abundantes na prática e este único exemplo não deveria limitar o escopo do presente sistema. Em uso, a montagem motor/bomba 206 recebe um sinal de controle do micro-processador para funcionar. Uma primeira porta 224 é a porta de entrada e a porta 226 é a porta de saida na configuração. O fluido preenche a câmara 218 neste caso e a manga de controle de fluxo é movida para a posição fechada conforme ilustrado. Quando se deseja fluxo, a bomba é operada na direção oposta e o fluido é movida da câmara 216 para a câmara 218 e o pistão move a manga de controle de fluxo para o extremo oposto e as portas de fluxo na tubulação de base são descobertas permitindo o reinicio do fluxo. Um sensor 228 pode ser usado para determinar a posição da manga 208. Da mesma maneira, um sensor 230 pode ser usado para determinar as condições do poço do lado de fora da tubulação.
A descrição da presente invenção foi apresentada para efeitos de ilustração e descrição, porém não está limitada no sentido de esgotar o tema ou limitada à invenção na forma revelada. Muitas modificações e variações ficarão aparentes para aqueles com um conhecimento ordinário da técnica. Por exemplo, emboara a transmissão de dados tenha sido descrita como sem fio ou com linha de fio, uma combinação de ambos poderia ser utilizada. A incorporação foi escolhida e descrita com o objetivo de explicar da melhor forma possível os princípios da presente invenção e sua aplicação prática para permitir que outros com um conhecimento ordinário da técnica compreendam a presente invenção para diversas incorporações com várias modificações conforme sejam adequadas ao uso particular contemplado.
Claims (32)
1. "ENVOLTÓRIA COMPACTA DE CASCALHO caracterizada por compreender: (a) um filtro de areia (124) tendo pelo menos uma abertura através do mesmo; (b) uma malha externa separada do referido mandril (120) por um espaçador; (c) Um sensor (102) acoplado ao dito filtro (124) .
2. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que o referido sensor (102) está acoplado à malha externa.
3. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que o referido sensor (102) está acoplado ao referido mandril interno (120).
4. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente meios de energia para energizar o sensor (102).
5. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 4 caracterizada pelo fato de que os referidos meios de energia compreendem uma bateria (108) acoplada ao sensor (102) .
6. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 4 caracterizada pelo fato de que os referidos meios de energia compreendem um condutor desde o sensor (102) até a fonte de energia da superfície.
7. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que o referido sensor (102) compreende um sensor de pressão.
8. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que o referido sensor (102) compreende um sensor de temperatura.
9. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que o sensor compreende um sensor (102) feito de um material piezoelétrico.
10. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que o referido sensor (102) compreende um medidor de densidade.
11. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que o referido sensor (102) compreende um acelerômetro.
12. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que o referido espaçador compreende um conjunto de varas.
13. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 12 caracterizada pelo fato de que pelo menos uma vara (126) é essencialmente oca e contém um condutor acoplado ao sensor (102).
14. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de que a referida malha externa compreende um enrolamento de fio essencialmente oco feito circunferencialmente ao redor do espaçador, onde um condutor está localizado dentro do referido fio oco.
15. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente uma memória (104) acoplada ao sensor.
16. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente um micro- processador (106) acoplado ao sensor (102) .
17. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente um transmissor acoplado ao sensor (102) .
18. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente um receptor acoplado ao sensor.
19. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente um transceptor (112) acoplado ao sensor (102).
20. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 1 caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente um atuador (110) acoplado ao sensor (102) .
21. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação 20 caracterizada pelo fato de que o referido atuador (110) é um vibrador.
22. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação caracterizada pelo fato de que o referido atuador (110) é um pistão hidraulicamente posicionável.
23. "ENVOLTÓRIA" de acordo com a reivindicação caracterizada pelo fato de que o referido sistema de envoltória compacta de cascalho é uma montagem da envoltória compacta de cascalho de viagem única e zonas múltiplas.
24. "MÉTODO PARA COLETA DE DADOS A PARTIR DE UM AMBIENTE DE PERFURAÇÃO VERTICAL" caracterizado por compreender as seguintes etapas: (a) baixar a montagem da envoltória compacta de cascalho dentro do ambiente de perfuração vertical; onde um sensor (102) está acoplado a um filtro de areia (124) que faz parte da montagem da envoltória compacta de cascalho; e (b) coletar os dados provenientes do sensor (102).
25. "MÉTODO" de acordo com a reivindicação 24 wherein step (a) caracterizado por compreender adicionalmente o acoplamento do sensor a um filtro externo na montagem.
26. "MÉTODO" de acordo com a reivindicação 24 wherein step (a) caracterizado por compreender adicionalmente o acoplamento do sensor (102) a um mandril interno (120) na montagem.
27. "MÉTODO" de acordo com a reivindicação 24 caracterizado pelo fato de que a etapa (b) compreende o acoplamento do sensor (102) a um coletor de dados com um condutor localizado dentro de um espaçador oco entre uma malha externa e um mandril interno (120) da montagem.
28. "MÉTODO" de acordo com a reivindicação 24 caracterizado pelo fato de que a etapa (b) compreende o acoplamento do sensor (102) a um coletor de dados com um condutor localizado dentro de um fio oco enrolado ao redor de um mandril interno (120) da montagem.
29. "MÉTODO" de acordo com a reivindicação 24 caracterizado por compreender adicionalmente: (a) atuação de um dispositivo para perfuração vertical em resposta a um sinal de dados proveniente do sensor (102).
30. "MÉTODO PARA COLOCAÇÃO DE AREIA AO REDOR DE UMA MONTAGEM DE ENVOLTÓRIA COMPACTA DE CASCALHO" caracterizado por incluir a seguintes etapas: (a) compilação de dados em tempo real a partir de um sensor (102) acoplado a um filtro de areia (124) de uma montagem de envoltória compacta de cascalho apresentando um filtro para areia; (b) fluxo de uma areia suspensa em um fluido dentro da referida montagem onde a areia está depositada entre o filtro para areia e a formação; (c) atuação de um vibrador que redistribui areia entre o filtro para areia e a formação.
31. "MÉTODO PARA A MODIFICAÇÃO DO PERFIL DE PRODUÇÃO DE UM POÇO EM OPERAÇÃO" caracterizado por incluir as seguintes etapas: (a) detecção de uma característica de fluxo ou parâmetros de fluido a partir de sensores localizados num filtro para areia dentro do poço; onde o referido filtro para areia (124) está localizado adjacente a um fluxo; e (b) motivação de um sistema de atuação para reconfigurar a área de fluxo através de um filtro.
32. "MÉTODO" de acordo com a reivindicação 31 caracterizado pelo fato de que a etapa (b) compreende adicionalmente a atuação hidráulica de uma manga posicionável; onde a referida manga é deslizável sobre uma porta em um mandril interno (120) do referido filtro para areia (124) .
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/615,016 | 2000-07-13 | ||
US09/615,016 US6554064B1 (en) | 2000-07-13 | 2000-07-13 | Method and apparatus for a sand screen with integrated sensors |
PCT/US2001/022088 WO2002006593A1 (en) | 2000-07-13 | 2001-07-13 | Sand screen with integrated sensors |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR0112572A BR0112572A (pt) | 2003-12-23 |
BR0112572B1 true BR0112572B1 (pt) | 2011-09-06 |
Family
ID=24463655
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0112572-9A BR0112572B1 (pt) | 2000-07-13 | 2001-07-13 | envoltória compacta de cascalho, método para coleta de dados a partir de um ambiente de perfuração vertical, método para colocação de areia ao redor de uma montagem de envoltória compacta de cascalho e método para a modificação do perfil de produção de um poço em operação. |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6554064B1 (pt) |
CN (1) | CN1249327C (pt) |
AU (1) | AU2001273436A1 (pt) |
BR (1) | BR0112572B1 (pt) |
GB (3) | GB2401385B (pt) |
NO (1) | NO334907B1 (pt) |
WO (1) | WO2002006593A1 (pt) |
Families Citing this family (112)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7228901B2 (en) * | 1994-10-14 | 2007-06-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
US6854533B2 (en) * | 2002-12-20 | 2005-02-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for drilling with casing |
US6443228B1 (en) * | 1999-05-28 | 2002-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of utilizing flowable devices in wellbores |
US6513599B1 (en) * | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
US9586699B1 (en) | 1999-08-16 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft |
US6478091B1 (en) * | 2000-05-04 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable liner and associated methods of regulating fluid flow in a well |
US6457518B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable well screen |
US7100690B2 (en) * | 2000-07-13 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having an integrated sensor and method for use of same |
US6848510B2 (en) * | 2001-01-16 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Screen and method having a partial screen wrap |
US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
US6799637B2 (en) | 2000-10-20 | 2004-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing and method |
US7222676B2 (en) * | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
US20020088744A1 (en) * | 2001-01-11 | 2002-07-11 | Echols Ralph H. | Well screen having a line extending therethrough |
NO335594B1 (no) | 2001-01-16 | 2015-01-12 | Halliburton Energy Serv Inc | Ekspanderbare anordninger og fremgangsmåte for disse |
NO314005B1 (no) * | 2001-04-10 | 2003-01-13 | Reslink As | Anordning ved nedihulls kabelbeskyttelse |
FR2826402B1 (fr) * | 2001-06-26 | 2004-02-20 | Schlumberger Services Petrol | Support pour moyen de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures |
US9625361B1 (en) | 2001-08-19 | 2017-04-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US8515677B1 (en) | 2002-08-15 | 2013-08-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
AU2002339538B2 (en) | 2001-09-07 | 2009-01-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Adjustable well screen assembly |
US6932161B2 (en) | 2001-09-26 | 2005-08-23 | Weatherford/Lams, Inc. | Profiled encapsulation for use with instrumented expandable tubular completions |
SE524538C2 (sv) * | 2002-02-19 | 2004-08-24 | Volvo Lastvagnar Ab | Anordning för styrning av utgående motormoment vid lastfordon utrustat med differentialspärrar |
GB2408529B (en) * | 2002-03-04 | 2006-03-08 | Schlumberger Holdings | Sand screens |
US7243715B2 (en) * | 2002-07-29 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Mesh screen apparatus and method of manufacture |
US7055598B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
DE10239863B4 (de) * | 2002-08-29 | 2005-03-17 | Webasto Ag | Fahrzeugdach mit einem über die Dachhaut nach hinten verschiebbaren Deckel |
US7066252B2 (en) * | 2002-08-29 | 2006-06-27 | Shell Oil Company | Erosion resistant, self and/or artificial external cleaning solid exclusion system |
US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
US6877561B2 (en) | 2002-10-28 | 2005-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Gravel packing method using vibration and hydraulic fracturing |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
CA2520141C (en) | 2003-03-28 | 2011-10-04 | Shell Canada Limited | Surface flow controlled valve and screen |
US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
US7140437B2 (en) * | 2003-07-21 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for monitoring a treatment process in a production interval |
US20050028983A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Lehman Lyle V. | Vibrating system and method for use in scale removal and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
US6955218B2 (en) * | 2003-08-15 | 2005-10-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Placing fiber optic sensor line |
US20110094732A1 (en) * | 2003-08-28 | 2011-04-28 | Lehman Lyle V | Vibrating system and method for use in sand control and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
US6978831B2 (en) * | 2003-09-17 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for sensing data in a well during fracturing |
US7213650B2 (en) * | 2003-11-06 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for scale removal in oil and gas recovery operations |
US7343970B2 (en) * | 2003-12-04 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real time optimization of well production without creating undue risk of formation instability |
US7228900B2 (en) * | 2004-06-15 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for determining downhole conditions |
US7367395B2 (en) * | 2004-09-22 | 2008-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control completion having smart well capability and method for use of same |
US7303029B2 (en) * | 2004-09-28 | 2007-12-04 | Intelliserv, Inc. | Filter for a drill string |
US7165633B2 (en) * | 2004-09-28 | 2007-01-23 | Intelliserv, Inc. | Drilling fluid filter |
US7353869B2 (en) * | 2004-11-04 | 2008-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for utilizing a skin sensor in a downhole application |
GB2420357B (en) * | 2004-11-17 | 2008-05-21 | Schlumberger Holdings | Perforating logging tool |
US7216738B2 (en) * | 2005-02-16 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic stimulation method with axial driver actuating moment arms on tines |
US7213681B2 (en) * | 2005-02-16 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic stimulation tool with axial driver actuating moment arms on tines |
CA2538196C (en) | 2005-02-28 | 2011-10-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deep water drilling with casing |
US7316272B2 (en) * | 2005-07-22 | 2008-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Determining and tracking downhole particulate deposition |
US7431082B2 (en) | 2005-08-19 | 2008-10-07 | Baker Hughes Incorporated | Retaining lines in bypass groove on downhole equipment |
EP2520761B1 (en) | 2005-09-30 | 2014-07-16 | ExxonMobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
WO2007094900A2 (en) * | 2006-02-10 | 2007-08-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flexible well completions |
US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
US7735555B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
US7621324B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-11-24 | Don Atencio | Automated flowback and information system |
WO2007134255A2 (en) | 2006-05-12 | 2007-11-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stage cementing methods used in casing while drilling |
US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
GB0616330D0 (en) * | 2006-08-17 | 2006-09-27 | Schlumberger Holdings | A method of deriving reservoir layer pressures and measuring gravel pack effectiveness in a flowing well using permanently installed distributed temperature |
US7543636B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Diagnostic sleeve shifting tool |
US8424599B2 (en) * | 2007-03-29 | 2013-04-23 | Fracmaster, Llc | Automated closed loop flowback and separation system |
US8186428B2 (en) * | 2007-04-03 | 2012-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Fiber support arrangement for a downhole tool and method |
US20080271926A1 (en) * | 2007-05-04 | 2008-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Mounting system for a fiber optic cable at a downhole tool |
US7900698B2 (en) * | 2007-08-13 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Downhole wet-mate connector debris exclusion system |
AU2008331503B2 (en) * | 2007-11-30 | 2011-11-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Real-time completion monitoring with acoustic waves |
CN101519962B (zh) * | 2008-02-25 | 2015-02-18 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于诊断的阀套移位工具 |
US8051910B2 (en) * | 2008-04-22 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Methods of inferring flow in a wellbore |
US20100013663A1 (en) | 2008-07-16 | 2010-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Telemetry System Using an Optically Transmissive Fluid Media and Method for Use of Same |
US7866405B2 (en) * | 2008-07-25 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Securement of lines to well sand control screens |
US20100047089A1 (en) * | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature monitoring system for esp |
US8122967B2 (en) * | 2009-02-18 | 2012-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for controlling the connection and disconnection speed of downhole connectors |
US8794337B2 (en) | 2009-02-18 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for controlling the connection and disconnection speed of downhole connectors |
US8028768B2 (en) * | 2009-03-17 | 2011-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | Displaceable plug in a tool string filter |
US8011433B2 (en) * | 2009-04-15 | 2011-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional gravel packing in subterranean wells |
US7891423B2 (en) * | 2009-04-20 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for optimizing gravel deposition in subterranean wells |
DE102009035315B4 (de) * | 2009-07-30 | 2011-04-21 | Jürgens, Hauke Matthias | Filter |
WO2011022255A2 (en) * | 2009-08-17 | 2011-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Attachment of control lines to outside of tubular |
US20110036566A1 (en) * | 2009-08-17 | 2011-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Attachment of control lines to outside of tubular |
US8210252B2 (en) * | 2009-08-19 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic gravel distribution position sensor system |
US8205669B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic inner string position sensor system |
US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
US8302697B2 (en) * | 2010-07-29 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Installation of tubular strings with lines secured thereto in subterranean wells |
US20120043079A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control well completion method and apparatus |
CN101949285B (zh) * | 2010-08-26 | 2013-06-19 | 中国海洋石油总公司 | 筛管完井破胶试验仪 |
US8584753B2 (en) | 2010-11-03 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for creating an annular barrier in a subterranean wellbore |
US9075900B2 (en) * | 2011-05-18 | 2015-07-07 | Exco Intouch | Systems, methods and computer program products for providing compliant delivery of content, applications and/or solutions |
US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
US9187963B2 (en) | 2012-07-13 | 2015-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low profile clamp for a wellbore tubular |
AU2012391060B2 (en) * | 2012-09-26 | 2017-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of placing distributed pressure gauges across screens |
US8857518B1 (en) | 2012-09-26 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
US8893783B2 (en) | 2012-09-26 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion |
US9085962B2 (en) | 2012-09-26 | 2015-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
EP2900908B1 (en) | 2012-09-26 | 2018-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
US9598952B2 (en) | 2012-09-26 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
US8746337B2 (en) | 2012-09-26 | 2014-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
BR112015006647B1 (pt) | 2012-09-26 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc | sistema de sensor de poço e método de detecção em um furo de poço |
US9163488B2 (en) | 2012-09-26 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zone integrated intelligent well completion |
US9828543B2 (en) | 2014-11-19 | 2017-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production |
US9927552B2 (en) | 2015-05-06 | 2018-03-27 | General Electric Company | System and method for eccentering correction |
US20180238120A1 (en) * | 2015-12-15 | 2018-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-tensile, thin-wall differential threaded coupling |
CA3040248C (en) | 2016-11-18 | 2021-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use with a subterranean well |
US10422203B2 (en) * | 2017-03-22 | 2019-09-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Screen connection area assembly for gravel pack and method |
US10465484B2 (en) * | 2017-06-23 | 2019-11-05 | Saudi Arabian Oil Company | Gravel packing system and method |
US11466564B2 (en) | 2018-06-13 | 2022-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for downhole memory tool activation and control |
US11536117B2 (en) | 2018-10-08 | 2022-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring fluid characteristics downhole |
US11346187B2 (en) * | 2019-11-07 | 2022-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen for use with external communication lines |
GB2614007A (en) * | 2020-10-02 | 2023-06-21 | Halliburton Energy Services Inc | Method of using hydraulic activation chambers for anchoring downhole equipment |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3688188A (en) * | 1970-12-21 | 1972-08-29 | Bendix Corp | Means for measuring the density of fluid in a conduit |
DE3503239A1 (de) * | 1985-01-31 | 1986-08-07 | Hermann Uhl GmbH, 7601 Schutterwald | Foerdereinrichtung fuer einen schwimmbagger o.dgl. |
GB8612019D0 (en) * | 1986-05-16 | 1986-06-25 | Shell Int Research | Vibrating pipe string in borehole |
US4972906A (en) * | 1989-09-07 | 1990-11-27 | Conoco Inc. | Method for selective plugging of a zone in a well |
US5247156A (en) * | 1990-11-13 | 1993-09-21 | Cableries Et Trefileries De Cossonay S.A. | Apparatus for measuring physical properties of fluids |
US5210381A (en) * | 1991-05-23 | 1993-05-11 | Oil And Gas Consultants International, Inc. | Apparatus for generating vibrational energy in a borehole |
DE4141348C3 (de) * | 1991-12-14 | 1999-04-29 | Kostal Leopold Gmbh & Co Kg | Einrichtung zur Steuerung einer Scheibenwischanlage |
US5339895A (en) * | 1993-03-22 | 1994-08-23 | Halliburton Company | Sintered spherical plastic bead prepack screen aggregate |
US5664628A (en) * | 1993-05-25 | 1997-09-09 | Pall Corporation | Filter for subterranean wells |
US5481105A (en) * | 1993-06-04 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Neutron backscatter gravel pack logging sonde with azimuthal scan capability |
US5477506A (en) * | 1993-11-10 | 1995-12-19 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | In-flow acoustic sensor |
US5476143A (en) * | 1994-04-28 | 1995-12-19 | Nagaoka International Corporation | Well screen having slurry flow paths |
US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
US5577559A (en) * | 1995-03-10 | 1996-11-26 | Baker Hughes Incorporated | High-rate multizone gravel pack system |
US5579842A (en) * | 1995-03-17 | 1996-12-03 | Baker Hughes Integ. | Bottomhole data acquisition system for fracture/packing mechanisms |
US5515915A (en) * | 1995-04-10 | 1996-05-14 | Mobil Oil Corporation | Well screen having internal shunt tubes |
US5730223A (en) | 1996-01-24 | 1998-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an adjustable flow rate and associated methods of completing a subterranean well |
US5803170A (en) * | 1997-02-14 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well line protective apparatus |
US5963317A (en) * | 1997-08-15 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for inspecting well screens and associated methods |
US5964296A (en) * | 1997-09-18 | 1999-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation fracturing and gravel packing tool |
US6581454B1 (en) * | 1999-08-03 | 2003-06-24 | Shell Oil Company | Apparatus for measurement |
US6343651B1 (en) * | 1999-10-18 | 2002-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling fluid flow with sand control |
AU782553B2 (en) * | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
GB2360584B (en) * | 2000-03-25 | 2004-05-19 | Abb Offshore Systems Ltd | Monitoring fluid flow through a filter |
US6848510B2 (en) * | 2001-01-16 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Screen and method having a partial screen wrap |
-
2000
- 2000-07-13 US US09/615,016 patent/US6554064B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-07-13 BR BRPI0112572-9A patent/BR0112572B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-07-13 GB GB0417884A patent/GB2401385B/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-13 CN CNB018126626A patent/CN1249327C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2001-07-13 GB GB0417885A patent/GB2401386B/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-13 WO PCT/US2001/022088 patent/WO2002006593A1/en active Application Filing
- 2001-07-13 GB GB0300197A patent/GB2382606B/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-13 AU AU2001273436A patent/AU2001273436A1/en not_active Abandoned
-
2002
- 2002-12-18 US US10/323,102 patent/US6684951B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-01-06 NO NO20030065A patent/NO334907B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1441871A (zh) | 2003-09-10 |
GB2401385B (en) | 2005-01-19 |
GB0417885D0 (en) | 2004-09-15 |
GB0300197D0 (en) | 2003-02-05 |
GB2382606A (en) | 2003-06-04 |
GB2401386B (en) | 2004-12-22 |
BR0112572A (pt) | 2003-12-23 |
NO20030065L (no) | 2003-03-10 |
WO2002006593A1 (en) | 2002-01-24 |
US20030085038A1 (en) | 2003-05-08 |
AU2001273436A1 (en) | 2002-01-30 |
CN1249327C (zh) | 2006-04-05 |
GB2401386A (en) | 2004-11-10 |
GB2401385A (en) | 2004-11-10 |
GB2382606B (en) | 2004-10-13 |
NO334907B1 (no) | 2014-07-07 |
US6554064B1 (en) | 2003-04-29 |
NO20030065D0 (no) | 2003-01-06 |
GB0417884D0 (en) | 2004-09-15 |
US6684951B2 (en) | 2004-02-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR0112572B1 (pt) | envoltória compacta de cascalho, método para coleta de dados a partir de um ambiente de perfuração vertical, método para colocação de areia ao redor de uma montagem de envoltória compacta de cascalho e método para a modificação do perfil de produção de um poço em operação. | |
US20210172926A1 (en) | Method and apparatus for analyzing anomalies in concrete structures | |
RU2169838C2 (ru) | Система контроля буровой скважины | |
US6098020A (en) | Downhole monitoring method and device | |
CA2684292C (en) | System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production | |
US6615917B2 (en) | Computer controlled injection wells | |
EA008718B1 (ru) | Контролируемый с поверхности клапан потока и фильтр | |
AU8292801A (en) | Closed-loop drawdown apparatus and method for in-situ analysis of formation fluids | |
JP2000514891A (ja) | 検層方法 | |
CN110173231A (zh) | 一种长距离下向钻孔分段密实封孔测压装置及方法 | |
BR112019013156A2 (pt) | método de monitoramento de fundo de poço | |
US2517603A (en) | Fluid ingress well logging | |
WO2015130317A1 (en) | Well treatment design based on three-dimensional wellbore shape | |
CA2296054C (en) | Computer controlled injection wells | |
JP2677157B2 (ja) | 大深度孔内採水装置 | |
BR112019027143B1 (pt) | Método para determinar a perda de metal em um sistema em camadas,e, sistema de medição de poço para determinar a perda de metal em um sistema em camadas | |
CN201177625Y (zh) | 模拟井下实际工况的管内砾石充填防砂实验装置 | |
SU1421858A1 (ru) | Способ определени профил притока флюида в действующей газовой скважине и устройство дл его осуществлени | |
CN113356842B (zh) | 一种基于封隔颗粒堆积测量井筒油藏参数分布的方法 | |
RU2269000C2 (ru) | Способ определения проницаемых зон скважины | |
CN103397879A (zh) | 基于流动电位的储层参数测量系统及测量方法 | |
CN108020652A (zh) | 多层系可旋转出砂模拟评价装置 | |
CN219691522U (zh) | 一种新型测量渗透率的连续充填测试工装 | |
JP3744887B2 (ja) | 地盤を掘削する方法 | |
EP0973996A1 (en) | Downhole monitoring method and device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B06G | Technical and formal requirements: other requirements [chapter 6.7 patent gazette] | ||
B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 06/09/2011, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |
|
B21A | Patent or certificate of addition expired [chapter 21.1 patent gazette] |
Free format text: PATENTE EXTINTA EM 06.09.2021 |