BR102012025237A2 - Método, e sistema para utilização em um poço multilateral tendo ramais laterais - Google Patents
Método, e sistema para utilização em um poço multilateral tendo ramais laterais Download PDFInfo
- Publication number
- BR102012025237A2 BR102012025237A2 BRBR102012025237-6A BR102012025237A BR102012025237A2 BR 102012025237 A2 BR102012025237 A2 BR 102012025237A2 BR 102012025237 A BR102012025237 A BR 102012025237A BR 102012025237 A2 BR102012025237 A2 BR 102012025237A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- side branch
- equipment
- fluid
- well
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 123
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 79
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 79
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 73
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 52
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 34
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 16
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 4
- 238000002513 implantation Methods 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 10
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 9
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 3
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- -1 etc.) Substances 0.000 description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004210 cathodic protection Methods 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 1
- 238000003475 lamination Methods 0.000 description 1
- 239000006247 magnetic powder Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E03—WATER SUPPLY; SEWERAGE
- E03B—INSTALLATIONS OR METHODS FOR OBTAINING, COLLECTING, OR DISTRIBUTING WATER
- E03B3/00—Methods or installations for obtaining or collecting drinking water or tap water
- E03B3/06—Methods or installations for obtaining or collecting drinking water or tap water from underground
- E03B3/08—Obtaining and confining water by means of wells
- E03B3/14—Obtaining and confining water by means of wells by means of horizontal or oblique 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A20/00—Water conservation; Efficient water supply; Efficient water use
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Public Health (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Motorcycle And Bicycle Frame (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Farming Of Fish And Shellfish (AREA)
- Road Paving Structures (AREA)
Abstract
MÉTODO, E SISTEMA PARA UTILIZAÇÃO EM UM POÇO MULTILATERAL TENDO RAMAIS LATERAIS. Um primeiro equipamento é fornecido em um primeiro ramal lateral de umpoço e um segundo equipamento em um segundo ramal lateral do poço. A perfilagem lateral cruzada é realizada utilizando o primeiro e o segundo equipamentos nos primeiro e segundo ramais laterais correspondentes.
Description
MÉTODO, E SISTEMA PARA UTILIZAÇÃO EM UM POÇO MULTILATERAL TENDO RAMAIS LATERAIS
Antecedentes Um poço pode ser perfurado em uma estrutura subterrânea para a finalidade de recuperar fluidos a partir de um reservatório na estrutura subterrânea. Exemplos de fluidos incluem hidrocarbonetos, água doce ou outros fluidos. Alternativamente, um poço pode ser usado para injeção de fluidos na estrutura subterrânea.
Em alguns casos, um poço pode ter múltiplos ramais laterais. Equipamento pode ser fornecido nestes ramais laterais para executar várias operações de poço.
Sumário Em geral, de acordo com algumas implementações, o primeiro equipamento é fornecido em um primeiro ramal lateral de um poço e o segundo equipamento em um segundo ramal lateral do poço. A perfilagem lateral é realizada utilizando o primeiro e o segundo equipamentos no primeiro e no segundo ramais laterais correspondentes.
Outras carateristicas se tornarão aparentes a partir da descrição a seguir, a partir dos desenhos e das reivindicações.
Breve descrição dos Desenhos Algumas modalidades são descritas em relação às figuras a seguir: As Figuras ??-1C ilustram ? equipamento de poço de exemplo de um primeiro tipo de arranjo em um poço ti1ateral tendo ramais laterais de acordo com algumas implementações.
As Figuras 2A-2C ilustram o equipamento de poço de exemplo de um segundo tipo de arranjo em um poço multilateral tendo ramais laterais de acordo com as implementações adicionais; e As Figuras 3A-3D ilustram o equipamento de poço de exemplo de um terceiro tipo de arranjo em um poço multilateral tendo ramais laterais de acordo com implementações adicionais.
Descrição Detalhada Como usados aqui, os termos "acima" e "abaixo", "para cima" e "para baixo", "superior" e "inferior", "ascendente" e "descendente" e outros termos semelhantes, indicando posições relativas acima ou abaixo de um determinado ponto ou elemento são usados nesta descrição para descrever mais claramente algumas modalidades. No entanto, quando aplicados a equipamentos e métodos para utilização em poços que são desviados ou horizontais, tais termos podem se referir a uma relação da esquerda para a direita, direita para a esquerda, ou diagonal, conforme apropriado.
Equipamento de completação pode ser instalado em um poço para permitir que várias operações sejam executadas, incluindo produção de fluido e/ou operações de injeção. Como exemplos, o equipamento de completação pode incluir um revestimento ou liner, condutos de fluido (por exemplo, . tubos, tubulações, etc..), dispositivos de controle de fluxo, elementos de controle de areia, bombas, elementos de vedação (por exemplo, packers), sensores, e assim por diante.
Em um poço que tem vários ramais laterais (ou múltiplas "laterais"), o equipamento pode ser fornecido nos respectivos ramais laterais para executar várias operações, incluindo injeção de fluido, produção de fluido e/ou operações de monitoramento. Um poço tendo múltiplos ramais laterais pode ser referido como um "poço multilateral." Uma "operação de monitoramento" pode se referir a qualquer operação que monitora ou uma condição de um poço ou uma condição da estrutura subterrânea circundante. Os exemplos de operações de monitoramento incluem qualquer um ou uma combinação dos seguintes: monitoramento de uma frente dos fluidos à medida que os fluidos são injetados em um ramal lateral de injeção; monitoramento de uma frente de fluidos produzidos em um ramal lateral de produção; monitoramento de uma propriedade de uma estrutura subterrânea circundando um ramal lateral ou entre ramais laterais, onde a propriedade pode incluir resistividade ou qualquer outra propriedade; monitoramento do fluxo de fluido dentro de um ramal lateral, e assim por diante.
Os fluidos que podem ser injetados em um ramal lateral de poço podem incluir agentes tensoativos, solventes, polímeros, água engenheirada, gás (tal como dióxido de carbono ou gases de hidrocarbonetos) e assim por diante. Em alguns casos, o custo dos fluidos injetados pode ser relativamente elevado. A capacidade de monitorar a injeção de fluidos pode resultar em operações de injeção mais rentáveis. Monitorar a injeção de fluidos pode ajudar a identificar a localização de caminhos de fluxo de fluido durante operação de estimulação, tal como formação de fendas por ácido, tratamentos de matriz, tratamentos de fratura à base de ácido ou propante, tratamentos de conformidade (por exemplo, injeção de polímeros para interrupção de água, injeção de espumas e emulsões, etc. .), injeção de sólidos ou particulados sólidos (por exemplo, propante, areia, materiais poliméricos, sólidos encapsulados, nanopartículas, pós magnéticos, etc..), e assim por diante.
De acordo com algumas implementações, o equipamento pode ser fornecido em respectivos ramais laterais de um poço multilateral, onde o equipamento nos ramais laterais pode ser usado para realizar perfilagem lateral cruzada, injeção de líquidos, produção de fluidos e/ou outras operações. A perfilagem lateral cruzada pode envolver a execução de uma operação de monitoramento utilizando equipamento de monitoramento em um primeiro ramal lateral em resposta a uma operação (por exemplo, produção, injeção, etc..) em um segundo ramal lateral. Em algumas implementações, a perfilagem lateral cruzada pode usar um emissor de sinal em um primeiro ramal lateral, para produzir um sinal que é emitido para uma estrutura subterrânea adjacente ao primeiro ramal lateral. Além disso, um sensor de sinal (ou receptor de sinal) em um segundo ramal lateral é capaz de receber o sinal emitido conforme afetado pela estrutura subterrânea. Os dados recebidos pelo sensor de sinal podem ser processados para identificar uma propriedade da estrutura subterrânea. O sinal emitido pode ser um sinal eletromagnético. Em outros exemplos, o sinal emitido pode ser uma corrente elétrica, uma tensão elétrica, uma corrente oscilante, um sinal acústico, sinal sísmico, onda de pressão, um sinal nuclear irradiado, tal como um sinal de raios gama, calor, um pulso de pressão, uma emissão de substância química, e assim por diante. Embora seja feita referência a um emissor de sinal e um sensor de sinal, deve ser notado que, em outros exemplos, um ramal lateral pode incluir múltiplos emissores de sinal (por exemplo, uma matriz de emissores de sinal) e/ou múltiplos sensores de sinal (por exemplo, uma matriz de sensores de sinal). Um ramal lateral também pode incluir um transceptor de sinal (ou múltiplos transceptores de sinal), onde um transceptor de sinal inclui um componente para emitir (transmitir) um sinal e um componente para receber um sinal.
Pode haver vários arranjos de equipamentos em um poço multilateral'. Em algumas implementações, o poço multilateral pode incluir um ramal lateral de injeção (para 0 qual fluidos são injetados) ou ramal lateral de produção (através do qual fluidos podem ser produzidos) e um ramal lateral de monitoramento (que inclui equipamento de monitoramento para efetuar uma operação de monitoramento). Em outras implementações, o poço multilateral pode incluir um ramal lateral de injeção de um ramal lateral de produção, onde o ramal lateral de produção é utilizado para produzir fluidos (enquanto a injeção de fluidos para o ramal lateral de injeção está ocorrendo). Em implementações adicionais, o poço multilateral pode incluir um ramal lateral de injeção, um ramal lateral de produção, e um ramal lateral de monitoramento. Pode haver outros exemplos de configurações de poço. TIPO DE ARRANJO # 1 As Figuras 1A-1C ilustram o equipamento de poço de exemplo de acordo com o tipo de arranjo # 1. Embora exemplos de configurações diferentes de equipamento de poço sejam mostrados nas Figuras 1A-1C, nota-se que outras configurações de exemplo de acordo com o tipo de arranjo # 1 podem ser utilizadas. Em geral, o tipo de arranjo # 1 inclui um ramal lateral de monitoramento (lateral A) e um ramal lateral de produção ou injeção (lateral B).
Notem que vários componentes do exemplo de equipamento de poço podem funcionar utilizando qualquer um ou mais dos seguintes tipos de comunicações: comunicações elétricas, comunicações ópticas, comunicações hidráulicas, e assim por diante.
Comunicações elétricas podem ser realizadas usando um cabo elétrico. Comunicações ópticas podem ser utilizadas aplicando uma fibra óptica (ou fibras ópticas) através das quais os sinais ópticos podem ser propagados. As comunicações hidráulicas podem ser realizadas utilizando uma linha de controle hidráulica por meio da qual a pressão hidráulica pode ser aplicada para controlar um componente. A Figura IA mostra um poço multilateral que tem um ramal lateral de monitoramento (lateral A) e um ramal lateral de produção ou injeção (lateral B) . Cada uma das laterais A e B pode ser uma seção de furo aberta ou uma seção revestida de um poço. Como representado, o equipamento de poço implantado na lateral A (o ramal lateral de monitoramento) inclui sensores 102, 104 e dispositivos de controle de fluxo 106. Em outros exemplos, dispositivos adicionais e/ou outros dispositivos elétricos ou outros dispositivos ativáveis podem ser incluídos no equipamento de poço na lateral A. Adicionalmente, ferramentas podem ser passadas para a lateral A (tal como através de uma tubulação 110 na lateral A) para realizar operações de intervenção, tal como perfilagem, manipulação mecânica ou hidráulica, bombeamento, e assim por diante.
Os sensores 102 podem ser utilizados para medir várias condições em um furo de poço, incluindo uma ou mais das seguintes caraterísticas: pressão, temperatura, conteúdo químico, salinidade, resistividade do fluido, conteúdo de gás, taxa de fluxo de fluido, capacitância de fluido, concentração de particulados, e assim por diante. Os sensores 102 são interligados por um cabo elétrico 108 a uma porção de acoplador indutivo 112. Nos exemplos de acordo com a Figura IA, os sensores 102 e o cabo 108 estão dispostos ao longo de uma superfície exterior da tubulação 110, que define um conduto interior através do qual o fluido pode fluir (e através do qual uma ferramenta de intervenção pode ser passada). A Figura IA mostra também packers de isolamento 114 e 116 (para fornecer isolamento hidráulico) que são engatados entre a superfície exterior da tubulação 110 e a parede da lateral A, para definir zonas anulares vedadas 118. A Figura IA também mostra outro elemento de vedação 120 localizado furo acima do packer 114 - o elemento de vedação 120 e o packer 114 definem outra zona anular vedada 122. O elemento de vedação 120 é fornecido em um whipstock 136. O whipstock 136 é um dispositivo que permite uma deflexão de ferramentas para um ramal lateral, tal como a lateral B da Figura IA. A tubulação 110 está ligada abaixo do whipstock 136.
Efetivamente, os packers de isolamento 114 e 116 e o elemento de vedação 120 fornecem uma completação segmentada na lateral A que inclui múltiplos segmentos para múltiplas respectivas zonas.
Os sensores 104podem ser sensores de contato de formação que são sensores que são fornecidos em contato físico com uma parede de formação. Por exemplo, os sensores de contato 104 podem ser montados em calços ou outro mecanismo para proporcionar / permitir o contato físico entre os sensores de contato 104 e a parede do ramal lateral. Exemplos de sensores de contato de formação incluem qualquer um ou mais dos seguintes: sensor acústico, geofone, hidrofone, sensor de microrresistividade, sensor eletromagnético, sensor de pressão, sensor de deformação, detector de raios gama, sensor de medição de dipolo elétrico, e assim por diante. Em outros exemplos, um ou mais dos sensores 104 podem ainda incluir um elemento de transmissão, ou em diferentes exemplos, um ou mais dos sensores 104 podem ser substituídos por apenas um sinal de emissor. Exemplos de emissores de sinal incluem um emissor eletromagnético, uma fonte sísmica, um emissor acústico, e assim por diante.
Os sensores de contato de formação 104 podem ser usados para detectar sinais da formação adjacente (a formação adjacente ou a lateral A circundante). Uma matriz de sensores de contato 104 (ou um arranjo de sensores de contato discretos 104) pode ser utilizada para desenvolver uma imagem de tomografia do meio na formação adjacente. Os sensores de contato de formação 104 também podem ser usados para detectar sinais emitidos a partir de outra lateral, tal como a lateral B. Deste modo, uma imagem de tomografia da formação entre ramais laterais pode ser desenvolvida.
Os sensores de contato de formação 104 podem também ser ligados ao cabo 108 . Embora não representado, os dispositivos de controle de fluxo 106 podem também ser ligados ao cabo 108. O cabo 108 pode ser passado através de caminhos de alimentação direta nos packers 114 e 116. A porção de acoplador indutivo 112 é posicionada adjacente à outra porção de acoplador indutivo 124. A porção de acoplador indutivo 124 é montada em um liner 101 que reveste uma porção do poço representada na Figura IA. Um liner é uma estrutura de revestimento utilizada para revestir uma parede de um poço. O termo "liner" pode se referir a um revestimento (que se estende para a superfície da terra), ou a um liner dentro do poço que não se estende para a superfície da terra. 0 posicionamento proximal das porções de acoplador indutivo 112 e 124 permite que as porções de acoplador indutivo indutivamente se comuniquem entre si. Em alguns exemplos, a porção de acoplador indutivo 124 é uma porção de acoplador indutivo fêmea gue define um furo interno no qual a porção de acoplador indutivo 112 (por exemplo, uma porção de acoplador indutivo macho) pode ser colocada para alinhar as porções de acoplador indutivo 112 e 124. As porções de acoplador indutivo 112 e 124 formam conjuntamente um acoplador indutivo.
Um acoplador indutivo realiza a comunicação usando indução. A indução envolve a transferência de um sinal eletromagnético que muda no tempo ou de energia que não depende de um circuito elétrico fechado, mas, em vez disso, realiza a transferência sem fios. Por exemplo, se uma corrente variando no tempo é passada através de uma bobina, então, uma consequência da variação no tempo é que um campo eletromagnético será gerado no meio circundando a bobina. Se uma segunda bobina é colocada nesse campo eletromagnético, então, uma tensão será gerada nessa segunda bobina, a qual é referida como a tensão induzida. A eficiência deste acoplamento indutivo, em geral, aumenta à medida que as espiras do acoplador indutivo são colocadas mais próximas.
Como se mostra ainda na Figura IA, a porção de acoplador indutivo fêmea 124 no liner 101 está ligada a um cabo elétrico 126 que se estende acima da porção de acoplador indutivo fêmea 124 do lado de fora do liner 101 para outra porção de acoplador indutivo fêmea 128 montada no liner 101. A porção de acoplador indutivo fêmea 128 pode ser indutivamente acoplada a uma porção de acoplador indutivo 130 que pode ser uma porção de acoplador indutivo macho proporcionada em uma porção inferior de um tubo de completação 132. A porção de acoplador indutivo macho 130 na tubulação de completação 132 pode ser alinhada (posicionada adjacente) à porção de acoplador indutivo fêmea 128 do liner quando a tubulação de completação 132 é abaixada no poço e colocada na sua posição de alvo. A tubulação de completação 132 tem um conduto interno utilizado para realizar injeção de fluido ou produção. As ferramentas podem ser transportadas através do conduto interno da tubulação de completação 132. A porção de acoplador indutivo da tubulação de completação 130 é, por sua vez, ligada através de um cabo elétrico 134 que passa em geral ao longo de uma superfície exterior da tubulação de completação 132. O cabo 134 pode se estender para equipamento de superfície de terra, em alguns exemplos. Em outros exemplos, o cabo 134 pode se estender para outro componente (tal como um controlador dentro de poço) que está localizado no poço, mas está ainda furo acima do que a porção de acoplador indutivo da tubulação de completação 130.
Os cabos e as porções de acoplador indutivo são utilizados para transmissão de energia e para telemetria de dados. A energia pode ser fornecida a partir de uma localização acima do furo (por exemplo, equipamento de superfície de terra ou um controlador de fundo de poço) através de vários cabos e acopladores indutivos representados na Figura IA para os sensores e dispositivos de controle de fluxo na lateral A. Comandos para ativar (abrir ou fechar) os dispositivos de controle de fluxo 106 podem também ser distribuídos a partir de uma localização furo acima para os dispositivos de controle de fluxo 106 através de vários cabos e acopladores indutivos. Os dados adquiridos pelos sensores 102 e 104 podem ser comunicados através de cabos e acopladores indutivos para um local furo acima.
Na descrição anterior, referência foi feita a porções de acoplador indutivo e cabos elétricos para interligar os vários componentes. Em outros exemplos, além das porções de acoplador indutivo, ou em vez de porções de acoplador indutivo, outros tipos de porções de acoplador podem ser proporcionados, incluindo porções de acoplador óptico e porções de acoplador hidráulico. Porções de acoplador óptico são proporcionadas para permitir a comunicação entre os componentes ópticos. Por exemplo, porções de acoplador óptico podem incluir lentes ópticas e outros elementos ópticos para permitir a comunicação de sinais ópticos entre as porções de acoplador óptico, uma vez que sejam postos em alinhamento entre si. Se as porções de acoplador óptico são fornecidas, então, cabos ópticos (incluindo uma ou mais fibras ópticas) podem ser proporcionados em lugar ou além dos cabos elétricos representados na Figura IA.
Em outros exemplos, porções de acoplador hidráulico podem ser fornecidas, as quais podem incluir aberturas hidráulicas e passagens de fluido hidráulico que são engatadas de maneira estanque entre si uma vez que as porções de acoplador hidráulico são postas em alinhamento. Em tais exemplos, as linhas de controle hidráulico podem ser usadas em vez ou além dos cabos elétricos e/ou cabos ópticos.
Se a comunicação hidráulica é ativada, então, a atuação de dispositivos hidromecânicos pode ser executada utilizando pressão hidráulica criada por uma fonte de pressão (por exemplo, na superfície da terra). Além disso, a distribuição de fluidos injetados - fluidos hidráulicos, ou produtos químicos - é possível, de modo a injetar marcadores, agentes químicos para a recuperação de fluido intensificada, nanopartículas e assim por diante. A taxa de injeção e a localização onde o fluido é deslocado podem ser controladas a partir da superfície ou seletivamente colocadas utilizando uma válvula de controle controlada da superfície conectada à linha de injeção no interior de cada segmento do poço.
Em alguns exemplos, um acoplador hidráulico pode incluir uma porção de acoplador hidráulico fêmea montada no revestimento, e uma porção de acoplador macho hidráulica alinhada no interior da porção de acoplador hidráulico. Os dispositivos de um ramal lateral podem, então, ser controlados por potência hidráulica e sinais.
Na discussão que se segue, é feita referência a porções de acoplador indutivo e cabos elétricos. Deve ser notado, no entanto, que as técnicas ou os mecanismos de acordo com algumas implementações também podem ser utilizados em regimes que empregam porções de acoplador óptico ou porções de acoplador hidráulico em lugar de ou em adição às porções de acoplador indutivo.
Em funcionamento, de acordo com alguns exemplos, os fluidos de injeção (por exemplo, líquidos, sólidos, produtos quimicos, polímeros, cimento, nanopartícuias, gás, vapor, ácidos, etc..) podem ser escoados através do conduto interno da tubulação de completação 132 (indicada pelas setas 138) na lateral B. Uma janela de liner 103 (uma abertura no liner 101) é formada (tal como por laminação) para permitir comunicação entre a lateral B e o furo de poço principal. Os fluidos injetados são injetados a partir da lateral B para a formação adjacente (indicada pelas setas 139).
Os sensores 102 e 104 na lateral A podem monitorar a frente de fluidos na formação devido à injeção de fluidos da lateral B. Em alguns exemplos, estes sensores podem também ser combinados com transceptores e/ou uma ferramenta de perfilagem no ramal lateral de injeção (lateral B) para fornecer uma imagem tomográfica lateral cruzada. Os dados de medição recolhidos pelos sensores 102 e 104 podem ser comunicados através do cabo 108 para o primeiro acoplador indutivo formado pelas porções 112 e 124. Os dados medidos são comunicados por este acoplador indutivo através do cabo 126 para o segundo acoplador indutivo formado por porções de acoplador indutivo 130 e 128. Por sua vez, este segundo acoplador indutivo comunica os dados de medição através do cabo 134 para uma localização furo acima (por exemplo, equipamento de superfície de terra ou um controlador de fundo de poço).
Os dispositivos de controle de fluxo 106 podem ser atuados seletivamente entre as posições aberta e fechada, em resposta aos comandos recebidos através dos cabos e acopladores indutivos da Figura IA. Embora não explicitamente ilustrado na Figura IA, os dispositivos de controle de fluxo 106 podem ser ligados ao cabo 108 para permitir que os comandos enviados a partir de uma localização furo acima (por exemplo, o equipamento de superfície de terra ou o controlador de fundo de poço) sejam comunicados aos dispositivos de controle de fluxo 106 para controlar o acionamento dos dispositivos de controle de fluxo. Em alguns exemplos, no contexto em que o fluido de injeção é injetado na lateral B, os dispositivos de controle de fluxo 106 podem ser seletivamente abertos para permitir a produção de fluidos, empurrados pelos fluidos injetados, para o conduto interior da tubulação 110 na lateral A. Esta ação de permitir a produção de fluidos para o conduto interior da tubulação 110 pode aumentar o deslocamento de fluidos a partir de um ramal lateral para outro ramal lateral, ou pode ser usado para limpar fluidos próximos do furo do poço que podem ser prejudiciais para o processo de deslocamento.
Os dispositivos de controle de fluxo 106 podem ser usados para melhorar o contraste da frente de fluido na formação entre as laterais (A e B) , ou podem ser utilizados para introduzir produtos químicos específicos ou tratamentos na lateral B circundante da formação para fins específicos.
Em vez dos dispositivos de controle de fluxo ativos 106 representados na Figura IA (nos quais os dispositivos de controle de fluxo 106 podem ser controlados ativamente), dispositivos de controle de fluxo passivos podem ser utilizados em vez disso, onde um dispositivo de controle de fluxo passivo pode incluir um estrangulamento de orifício, bocal, ou canal, como exemplos. O fluxo de fluido através de um dispositivo de controle de fluxo passivo se baseia na pressão diferencial através do estrangulamento de orifício, bocal, ou canal (em um dispositivo de controle de fluxo passivo não existe nenhum membro de atuação que seja ajustável entre uma posição aberta e a posição fechada).
Na discussão que se segue, embora seja feita referência a dispositivos de controle de fluxo ativos, verifica-se que os dispositivos de controle de fluxo passivos podem ser usados em vez disso em alguns exemplos.
Em outro exemplo de aplicação, em vez de injetar fluidos na lateral B, o fluido pode ser injetado na lateral A, com os dispositivos de controle de fluxo 106 seletivamente abertos para permitir que os fluidos injetados passem para as respectivas regiões anulares 118 e 122 para fluir para a formação adjacente. A injeção de fluidos da lateral A na formação adjacente provoca a produção de fluido na lateral B, onde o fluido pode ser escoado da lateral B para a tubulação de completação 132 (em uma direção oposta à direção das setas 138) . Em tal exemplo, os sensores 102 e 104 podem ser utilizados para monitorar a frente de fluidos produzidos em uma lateral de produção (lateral B) .
Desse modo, as aplicações de exemplo a seguir podem ser fornecidas pelo arranjo da Figura IA: detecção e controle de frente de injeção quimica; detecção de penetração de formação de cavidade a partir de um tratamento de acidificação de matriz; monitoramento de penetração de fratura; penetração de tratamento de conformidade em fraturas; posicionamento de nanoparticulas agregadas ou materiais sólidos dentro da formação entre as laterais, e assim por diante. A Figura 1B ilustra uma disposição de exemplo que é semelhante à da Figura IA, exceto com algumas modificações. Os componentes da Figura 1B, que são idênticos aos componentes da Figura IA, compartilham os mesmos números de referência. Na Figura 1B, uma ferramenta de perfilagem 140 que é transportada por uma linha transportadora 142 (por exemplo, cabo de aço, cabo liso, tubulação espiralada, etc.) ou que é transportada por um trator de fundo de poço é dirigida para baixo através do conduto interno da tubulação de completação 132 e é dirigida pelo whipstock 136 na lateral B de acordo com a Figura 1B, a extremidade inferior da tubulação de completação pode ser fornecida com um guia de entrada 144, para permitir a fácil recuperação da ferramenta de perfilagem 140 de volta para a tubulação de completação 132. A ferramenta de perfilagem 140 pode incluir emissores de sinal, sensores, ou transceptores para transmitir ou receber sinais, incluindo sinais elétricos, sinais eletromagnéticos, sinais sísmicos, sinais acústicos, sinais nucleares, e assim por diante.
Em funcionamento, de acordo com alguns exemplos, os emissores de sinal na ferramenta de perfilagem 140 podem ser utilizados para emitir sinais que são transmitidos para a formação entre ás laterais A e B. Estes sinais emitidos podem ser detectados pelos sensores 102 e/ou 104 na lateral A.
Em outros exemplos, os emissores de sinal na lateral A podem ser utilizados para emitir sinais que se propagam através da formação entre as laterais A e B. Os sinais propagados podem ser detectados por sensores na ferramenta de perfilagem 140. Os sensores da ferramenta de perfilagem 140 podem ser usados para detectar uma propriedade de formação entre as laterais A e B, ou para medir a carateristica na lateral B. Além disso, sensores da ferramenta de perfilagem 140 podem ser utilizados para amostrar fluidos (e executar detecção quimica) em locais diferentes na lateral B.
Supondo que os fluidos na formação entre as laterais A e B têm um contraste físico (por exemplo, resistividade, condutância, e assim por diante), a frente de fluidos entre as duas aberturas laterais ou circundando a lateral de produção pode ser inferida a partir das medições pela combinação dos sensores na lateral A e dos sensores na ferramenta de perfilagem na lateral B.
Em outros exemplos, os sinais emitidos pelos emissores de emissões acústicas, eletromagnéticas, radiação gama, ou outras emissões físicas podem ser usados para fins de iluminar uma formação subterrânea abaixo de um ponto de revestimento permitindo que as ferramentas de perfilagem detectem a transmissão física de tais sinais através de várias camadas da formação. Este conceito pode ser utilizado para auxiliar em medições a frente de uma broca de perfuração, tal como uma broca de perfuração em uma coluna de perfuração fornecida na lateral B. A Figura 1C mostra outra variante do arranjo da Figura IA. Na Figura 1C, as porções de acoplador indutivo 128 e 130 da Figura IA são omitidas. Nos exemplos de acordo com a Figura 1C, um cabo elétrico 150 passa da porção de acoplador indutivo 124 para um local furo acima (por exemplo, equipamento de superfície de terra ou controlador de fundo de poço) . O cabo elétrico 150 pode ser passado fora do liner 101.
Nas várias configurações aqui descritas, transceptores elétricos podem ser fornecidos no equipamento de ramal lateral para emitir sinais eletromagnéticos de energia elevada ou micro-ondas ou com a finalidade de desencadear certas substâncias químicas no cimento ou polímero ou outro material apropriado para alterar o estado. Por exemplo, a energia de micro-ondas pode ser usada para curar uma vedação de epóxi por trás do revestimento ou quebrar o encapsulamento no cimento para ativar a cura.
Outros dispositivos que podem ser usados incluem matrizes de sensores de monitoramento de corrosão de revestimento, terminais de proteção catódica por trás de um liner e assim por diante. TIPO DE ARRANJO #2 As Figuras 2A-2C ilustram um equipamento de poço de exemplo de acordo com o tipo de arranjo #2. Geralmente, o tipo de arranjo #2 inclui um ramal lateral de injeção (lateral A) e um ramal lateral de produção separado (lateral B) para permitir a injeção de fluido e a produção simultâneas . A Figura 2A ilustra um arranjo de equipamento de poço que pode ser configurado para permitir a produção e injeção simultâneas a partir de diferentes ramais laterais, enquanto proporciona as operações de monitoramento para detectar fluido através de uma formação entre os ramais laterais. A Figura 2A ilustra o controle segmentado de fluidos injetados na lateral A com um ramal lateral de produção aberto (lateral B) para permitir a introdução de ferramentas de perfilagem. Na Figura 2A, a lateral B é deixada com furo aberto, permitindo a intervenção de vários dispositivos de perfilagem para detectar fluxo de fluido dentro do ramal lateral ou para emitir ou detectar sinais para os ou dos sensores/transceptores laterais de injeção. Em outros exemplos, a lateral B pode ser revestida com um liner. O equipamento na lateral A é semelhante ao equipamento na lateral A da Figura IA e, assim, compartilha os mesmos numerais de referência. No ramal lateral de injeção (lateral A), os fluidos injetados são controlados usando dispositivos de controle de fluxo 106 atuados eletricamente (ou hidraulicamente) e packers de isolamento 114 e 116 fazem com que os fluidos injetados sejam fornecidos em locais predeterminados no interior do ramal de injeção lateral. Este arranjo de injeção pode ser alterado a qualquer momento durante a vida útil do poço por manipulação de um ou mais dos dispositivos de controle de fluxo. Os sensores e/ou transceptores colocados no ramal lateral de injeção (lateral A) permitem a detecção dos fluidos no ramal lateral de injeção, bem como a detecção de movimento da frente de fluido entre os dois ramais laterais.
No poço principal 125 da Figura 2A, duas colunas de tubulação são fornecidas, uma coluna de tubulação "longa" 202 e uma coluna de tubulação "curta" 204. A coluna de tubulação longa 202 e a coluna de tubulação curta 204 estendem-se através de um duplo conjunto de packers 206 no poço principal 125 contra o liner 101. O duplo packer 206 tem furos pelos quais a coluna de tubulação longa 202 e a coluna de tubulação curta 204 podem se estender. Além disso, o duplo packer 206 tem um caminho de alimentação direta através do qual o cabo elétrico 134 pode se estender, como mostrado na Figura 2A.
Em alguns exemplos, a coluna de tubulação longa 202 se estende através do furo de poço principal 125 na lateral B. A coluna de tubulação lateral, 204 se estende através do duplo packer 206 para um local no poço principal 125 logo abaixo do duplo packer 206. A coluna de tubulação longa 202 pode ser utilizada para a produção de fluido, enquanto que a coluna de tubulação curta 204 pode ser usada para a injeção de fluido'. Em diferentes exemplos, a coluna de tubulação longa 202 pode ser usada para a injeção de fluido, enquanto que a coluna de tubulação curta 204 pode ser utilizada para a produção de fluido.
Em outros exemplos, em vez de utilizar as colunas de tubulação 202 e 204, que são colocadas lado a lado para realizar injeção e produção simultâneas, duas tubulações concêntricas podem ser utilizadas em vez disso (com uma segunda tubulação disposta concentricamente em torno de uma primeira tubulação). Um conduto interno da primeira tubulação pode ser utilizado como um caminho de fluido de injeção, enquanto que a região anular entre a primeira e a segunda tubulações pode ser utilizada como um caminho de fluido de produção ou vice-versa. Como exemplos adicionais, os fluidos podem ser bombeados pelo anular entre a tubulação 202 e o liner 101. A coluna de tubulação curta 204 tem uma abertura que está furo abaixo do packer 206, tal que o fluido injetado através da coluna de tubulação curta 204 é injetado em uma região anular em torno da coluna de tubulação longa 202. O fluido que é produzido na lateral B flui para o conduto interior da coluna de tubulação longa 202, como indicado pelas setas 208. O fluido produzido pode passar através da coluna de tubulação longa 202 para uma localização furo acima, tal como a superfície de terra ou algum outro local furo acima.
Como se mostra ainda na Figura 2?, os packers de isolamento 218 e 220 podem ser ajustados entre a coluna de tubulação longa 202 e a parede da lateral B, para proporcionar isolamento hidráulico. Ao utilizar os diversos elementos de vedação ilustrados na Figura 2A, o caminho de fluido de injeção e o caminho de fluido de produção são isolados um do outro.
Como com a implementação da Figura IA, o liner 101 é montado com a porção de acoplador indutivo fêmea 128. Uma porção de acoplador indutivo macho 210 é montada na coluna de tubulação longa 202. A porção de acoplador indutivo macho 210 pode ter uma passagem de fluxo direto 212 através da qual fluido injetado que flui a partir do tubo da coluna de tubulação curta 204 pode passar (como indicado pelas setas 225). O fluido injetado passa através da passagem de fluxo direto 212 da porção de acoplador indutivo macho 210 e para o conduto interior da tubulação 110 que está na lateral A. A porção de acoplador indutivo macho 210 pode ser referida como uma porção de acoplador indutivo macho de fluxo direto.
Quando os dispositivos de controle de fluxo 106 da tubulação 110 são abertos, os fluidos injetados podem passar através dos dispositivos de controle de fluxo 106 para a formação adjacente, como indicado pelas setas 214. Os fluidos injetados empurram os fluidos na formação para a lateral B como fluidos de produção (tal como indicado pelas setas 216). A Figura 2A mostra também uma ferramenta de perfilagem 222 (a gual pode ser semelhante à ferramenta de perfilagem 140 na Figura 1B) que é transportada por uma linha transportadora 224 (ou a um trator) . A ferramenta de perfilagem 222 na lateral B pode cooperar com o equipamento na lateral A para realizar perfilagem em poços cruzados. A Figura 2B mostra outra disposição de exemplo que é semelhante à disposição da Figura 2A, exceto pelo fato de que na Figura 2B a coluna de tubulação longa 202 da Figura 2A foi ampliada com outra seção de coluna de tubulação 230 na lateral B. Na figura 2B, a ferramenta de perfilagem 222 da Figura 2A é omitida. Em vez disso, a seção de coluna de tubulação 230 é fornecida com vários sensores 232 do lado de fora da seção da tubulação 230, bem como sensores de contato de formação 234. Os sensores 232 e 234 são semelhantes aos sensores 102 e 104 na lateral A discutidos acima em conexão com a Figura IA.
Os sensores 232 e 234 estão ligados a um cabo elétrico 236. O cabo elétrico 236 pode passar através de caminhos de alimentação direta nos packers de isolamento 238 e 240 montados na seção de tubulação 230 para isolar as respectivas zonas na lateral B. Além disso, o cabo 236 pode se estender através dos packers de isolamento 218 e 220, e através da passagem de fluido 212 da porção de acoplador indutivo 210 e através do duplo packer 206 para uma localização furo acima, tal como a superfície de terra, ou algum outro local furo acima. A seção de coluna de tubulação 230 é também provida com dispositivos de controle de fluxo 235 (similares aos dispositivos de controle de fluxo 106 na lateral A) . Na Figura 2B, ambas as laterais A e B são fornecidas com controle segmentado para operações de injeção e/ou produção. 0 controle segmentado é conseguido através da utilização dos packers de isolamento ilustrados na Figura 2B, bem como os múltiplos dispositivos de controle de fluxo (235 e 106) para controle do fluxo nas zonas respectivas diferentes definidas pelos packers de isolamento. A Figura 2C mostra outro arranjo de exemplo que é uma variante da disposição da Figura 2B. A disposição da Figura 2C tem outra porção de acoplador indutivo fêmea 250 montada no liner 101. Além disso, uma porção de acoplador indutivo macho 252 é posicionada adjacente à porção de acoplador indutivo fêmea 250. A porção de acoplador indutivo macho 252 tem uma passagem de fluxo anular 254 através da qual fluidos de injeção podem passar. De acordo com a Figura 2C, o cabo elétrico 236 da lateral B é ligado à porção de acoplador indutivo fêmea 252 (em vez de a uma localização furo acima como na Figura 2B) . A porção de acoplador indutivo de liner 250 é ligada ao cabo 126, que também é ligado à porção de acoplador indutivo de liner 128. Por adição de porções de acoplador indutivo 250 e 252 na disposição da Figura 2C, o cabo dedicado 236 da Figura 2B, que se estende para a superfície de terra, pode ser omitido; em vez disso, as comunicações entre o equipamento na lateral B e um local furo acima podem empregar os acopladores indutivos representados na Figura 2C. A Figura 2C também utiliza uma tubulação paralela 260, a qual interliga uma coluna de tubulação longa 262 e a seção de coluna de tubulação 230. A tubulação paralela 260 foi projetada para ligar hidraulicamente a coluna de tubulação longa 262 com a seção de tubulação 230 na lateral B. Uma série de vedações de produção, tal como engaxetamentos em v, vedações coladas ou outras vedações semelhantes, pode proporcionar integridade hidráulica nas conexões entre a tubulação paralela 260 e a coluna de produção longa 262 e a seção de coluna de tubulação 230. A tubulação paralela 260 pode ser configurada para passar e travar em um perfil de niple usando uma linha transportadora ou um trator. A utilização da tubulação paralela 260 facilita a instalação da seção de tubulação lateral de produção 230, pois a tubulação paralela 260 desacopla a seção de coluna de tubulação 230 da coluna de tubulação longa 262 durante a instalação da seção de coluna de tubulação 230. Uma vez que a seção de coluna de tubulação 230 foi instalada, a tubulação paralela 260 pode ser passada e colocada no lugar.
Utilizando os arranjos de exemplo representados nas Figuras 2A-2C, os quais estão de acordo com o tipo de arranjo #2, várias carateristicas podem ser fornecidas. Por exemplo, o tipo de arranjo #2 pode permitir a injeção e a produção simultâneas de fluidos em um poço multilateral, de tal forma que um ramal lateral de injeção dedicado e um ramal lateral de produção dedicado sejam fornecidos. 0 tipo de arranjo #2 também permite a instalação de dispositivos de monitoramento permanentes, tais como sensores e/ou transceptores em um ou ambos os ramais laterais do poço multilateral. Estes dispositivos de monitoramento (se combinados ou não com ferramentas de perfilagem) podem realizar perfilagem de poço cruzada entre ramais laterais.
Embora as Figuras 2A-2C mostrem a lateral A como sendo o ramal lateral de injeção e a lateral B como sendo o ramal lateral de produção, em outros exemplos, a lateral B pode ser o ramal lateral de injeção enquanto a lateral A pode ser o ramal lateral de injeção. TIPO DE ARRANJO # 3 As Figuras 3A-3D ilustram o equipamento de poço de exemplo de acordo com o tipo de arranjo #3. Geralmente, o tipo de arranjo #3 inclui um ramal lateral de monitoramento, um ramal lateral de injeção e um ramal lateral de produção. O ramal lateral de monitoramento é utilizado para realizar o monitoramento de fluxo de fluido na formação entre um ramal lateral de injeção e um ramal lateral de produção de um poço multilateral. Tal arranjo pode ser usado para pilotos de injeção inicial, onde a construção de muitos poços pode ser baseada no sucesso deste piloto. Isto pode ser útil em áreas remotas ou ambientalmente sensíveis, em aplicações submarinas, ou em aplicações de alcance estendido ou offshore onde o custo e/ou os regulamentos ou riscos podem ser relativamente altos.
Como mostrado na Figura 3A, um arranjo que tem um ramal lateral de injeção (lateral C) , um ramal lateral de produção (lateral A), e um ramal lateral de monitoramento (lateral B) permite produção e injeção simultâneas de fluidos em diferentes ramais laterais, enquanto proporciona um ramal lateral de monitoramento dedicado. A posição do ramal lateral de monitoramento é arbitrária relativamente aos ramais laterais de injeção e de produção, mas pode ser fornecida para permitir um monitoramento relativamente eficaz da posição de fluido dentro da formação entre os ramais laterais de produção e injeção. A Figura 3A mostra um exemplo no qual o ramal lateral de injeção (lateral C) inclui uma coluna de tubulação de injeção 302 que inclui dispositivos de controle de fluxo passivos (por exemplo, orifícios de estrangulamento, bocais, canais). Os dispositivos de controle de fluxo passivos previstos ao longo da coluna de tubulação 302 permitem a injeção (ou produção) de fluidos ao longo do comprimento da coluna de tubulação 302. No contexto da injeção de fluido, o fluido de injeção (indicado pelas setas 304 no conduto interior da coluna de tubulação 302) passa através dos estrangulamentos de orifício, bocais ou canais nos dispositivos de controle de fluxo passivos de uma maneira em que o fluxo de fluidos a partir do interior do conduto interior da coluna de tubulação 302 para fora da coluna de tubulação 302 (conforme indicado pelas setas 306) é determinado com base na pressão diferencial entre o conduto interior e o exterior da coluna de tubulação 302. Em outras implementações, em vez de utilizar dispositivos de controle de fluxo passivos, dispositivos de controle de fluxo ativos (controlados por comandos elétricos, comandos de pulsos de pressão, ou etiquetas de RFID (identificação por radiofrequência) bombeadas com fluidos injetados, por exemplo) podem ser utilizados. A coluna de tubulação 302 prolonga-se na lateral C até uma localização 308 mais perto da junção com um furo de poço principal 310. Um packer de isolamento 312 é proporcionado na parte superior da coluna de tubulação 302 para proporcionar o isolamento de fluido entre a lateral C e o poço principal 310. Além disso, os packers de isolamento 314, 316, e 318 são proporcionados ao longo da coluna de tubulação 302 para isolar as zonas correspondentes (que estão isoladas umas das outras) na lateral C. O fluido de injeção flui através do furo de poço principal 310 ao longo de um caminho anular indicado pela seta 304. O caminho anular é feito fora da coluna de tubulação de furo de poço principal 324. O fluido de injeção passa através de uma passagem de fluxo de uma porção de acoplador indutivo macho 322 que está montada na coluna de tubulação de furo de poço principal 324. A porção de acoplador indutivo macho 322 é posicionada adjacente a uma porção de acoplador indutivo fêmea 326 que é montada em um liner 328. Um cabo elétrico 330 é conectado à porção de acoplador indutivo macho 322 e o cabo elétrico 330 se estende para um local furo acima (por exemplo, superfície de terra, ou algum outro local furo acima). A extremidade inferior da coluna de tubulação de furo de poço principal 324 está engatada em um packer de furo de vedação 332. O packer de furo de vedação 332 tem um furo de vedação interno no qual a extremidade inferior da coluna de tubulação de furo de poço principal 324 pode ser engatada para vedar hidraulicamente.
Além disso, uma junta de tubulação perfurada 334 está fixada ao packer de furo de vedação 332. A junta de tubulação perfurada 334 tem perfurações no alojamento da junta de tubulação perfurada, onde fluidos (por exemplo, fluidos de produção) podem fluir através destas perfurações para um conduto interior da junta de tubulação perfurada. A junta de tubulação perfurada 334 está ligada a outra seção de tubulação 336 que se estende para o ramal lateral de monitoramento (lateral B) . Um packer de isolamento 338 é ajustado em torno da seção de tubulação da lateral B 338 para isolar a lateral B do furo de poço principal 310. Além disso, na Figura 3A, um bujão 340 é localizado no interior do conduto interior da seção de tubulação 336, para bloquear fluxo de fluido no conduto interior da seção de tubulação 336. O bujão 340 é recuperável - a recuperação do bujão 340 permite fluxo de fluido através do conduto interior da seção de tubulação 336, bem como a implantação de uma ferramenta através da seção de tubulação 336. O bujão 340 pode ser hidraulicamente acionado por uma linha de controle passada fora da seção de tubulação 33 6 até uma conexão correspondente úmida hidráulica 332. A conexão correspondente úmida hidráulica 332 hidraulicamente pode se ligar a uma linha de controle hidráulica (não representada) passada fora da coluna de tubulação 324 para a superfície de terra ou outro local furo acima.
Como explicado em detalhes abaixo, depois de o bujão 340 ser recuperado, uma ferramenta de perfilagem pode ser implementada através da seção de tubulação 336 na lateral B para realizar operações de monitoramento de acordo com várias implementações. O ramal lateral de produção (lateral A) inclui vários equipamentos, incluindo os sensores 342 e 344 que são semelhantes aos sensores 102 e 104 acima discutidos com relação à Figura IA. Os sensores 342 e 344 estão ligados a um cabo elétrico 346. Os dispositivos de controle de fluxo 348 são também fornecidos em uma tubulação 350 dentro da lateral A. A extremidade superior da tubulação 350 está ligada a um whipstock 352, que tem um elemento de vedação 354 ajustado contra o liner 328 para proporcionar isolamento entre a lateral A e o furo de poço principal 310 . O cabo elétrico 34 6 é ligado a uma porção de acoplador indutivo macho 358 que é montado na tubulação 350. A porção de acoplador indutivo macho 358 é adjacente a uma porção de acoplador indutivo fêmea 360 montada no liner 328 . A porção de acoplador indutivo fêmea 360 está ligada a um cabo elétrico 362, que se estende para fora do liner 328 para a porção de acoplador fêmea indutivo 326.
Em operação, fluido de injeção é escoado para a lateral C (o ramal lateral de injeção). O fluido de injeção flui para a formação adjacente ao redor da lateral C que faz com que o fluido de produção flua para o ramal lateral de produção (lateral A) . Os dispositivos de controle de fluxo 348 no equipamento fornecido no ramal lateral de produção (lateral A) podem ser ativados seletivamente para controlar o fluxo de produção através de zonas selecionadas.
Para permitir monitoramento de fluxo de fluido na formação entre o ramal lateral de injeção e o ramal lateral de produção, a ferramenta de perfilagem pode ser proporcionada no ramal lateral de monitoramento (lateral B) , conforme ilustrado na Figura 3B. A Figura. 3B mostra a disposição da Figura 3A, exceto pelo bujão 340 na seção de tubulação 336 removido. Na Figura 3B, uma ferramenta de perfilagem 370 (transportada em uma linha transportadora 372 ou por um trator) foi implantada através da coluna de tubulação do furo de poço principal 324 e através da seção de tubulação 336 na lateral B. A ferramenta de perfilagem 370 pode executar operações de perfilagem de poço cruzada, incluindo o monitoramento de fluxo de fluido através da formação entre as laterais C e A. A Figura 3C é similar ao arranjo da Figura 3A, exceto pelo fato de que o ramal lateral de monitoramento (lateral B) é proporcionado entre o ramal lateral de produção (lateral A) e o ramal lateral de injeção (lateral C) . O equipamento no ramal lateral de monitoramento (lateral B) é o mesmo que o equipamento utilizado no ramal lateral de produção (lateral A) representado na Figura 3A e, portanto, aos componentes são atribuídos os mesmos numerais de referência. O ramal lateral de produção (lateral A) está provido de uma coluna de tubulação 380 que tem respectivos sensores 382 e 384 (similares aos sensores 102 e 104 na Figura ??), bem como dispositivos de controle de fluxo 387. Os sensores 382 e 384 e os dispositivos de controle de fluxo 387 podem ser ligados a um cabo 385 que pode se estender através dos packers 386 e 390 até a porção de acoplador indutivo macho 383 que está posicionada adjacente à porção de acoplador indutivo fêmea 385 que é montada no liner 328. Um cabo elétrico 391 liga as porções de acoplador indutivo fêmeas 326 e 385.
Os packers de isolamento 390 fornecidos na tubulação 380 definem zonas isoladas. Além disso, o packer de isolamento 386 é também proporcionado na porção superior da coluna de tubulação 380 no ramal lateral de produção (lateral A) para isolar a lateral A do furo de poço principal 310. A Figura 3D ilustra uma variante do arranjo da Figura 3A. Na Figura 3D, em vez de usar os dispositivos de controle de fluxo passivo na coluna de tubulação de injeção 302 da Figura 3A, os dispositivos de controle de fluxo ativos 393 previstos ao longo da coluna de tubulação de injeção 388 são usados. A coluna de tubulação ativamente controlada 388 pode incluir vários sensores 397 e 399 ligados a um cabo elétrico 392. Além disso, os dispositivos de controle de fluxo 393 são ligados ao cabo elétrico 392 que se estende através de vários packers de isolamento 394 e 395 até a porção de acoplador indutivo 322. Os dispositivos de controle de fluxo -393 podem ser seletivamente ativados em resposta a comandos através do cabo 392.
PROJETO DO POÇO/LATERAL
Os projetos de ramais laterais podem depender do d® tratamento sendo monitorado. Um tipo de tratamento é injeção de gás miscível, no qual gás é misturado com outros fluidos. Pode ser desejável utilizar sensores nos diferentes arranjos discutidos acima para detectar a segregação de gravidade de fluidos (fluidos são separados devido à gravidade). Por exemplo, um ramal lateral em um poço multilateral pode ser projetado para se estender verticalmente ou, pelo menos, ter um componente vertical acima dos pontos de injeção.
Em outro exemplo, para a injeção de agentes químicos que alteram a mobilidade do fluido dentro de uma formação, um ramal lateral espaçado em área (um ramal lateral afastado de outro ramal lateral) pode ser benéfico para determinar a propensão a formação de canais de fuga viscosos dos fluidos injetados. A injeção de um fluido menos viscoso pode deslocar um fluido mais viscoso em uma formação, o que pode resultar na criação de um padrão em uma interface morfologicamente instável entre os dois fluidos em um meio poroso.
Em alguns exemplos, um ramal lateral pode ser de um tipo "saca-rolhas", que se "enrola" em torno de um furo de injeção principal. Isto pode permitir a colocação de sensores (ou ferramentas de perfilagem) para ter pontos de detecção acima, abaixo e em espaçamento radial a partir do furo de injeção principal.
Em outro exemplo, um ramal lateral "sinuoso" pode ser utilizado, onde a direção e a posição deste ramal lateral são projetadas para focar dispositivos de monitoramento (ou emissores) no estudos de certos aspectos da região intra-lateral, tal como uma região subterrânea apresentando heterogeneidade, uma região tendo um agrupamento de agrupamentos de fratura, e assim por diante.
De modo mais geral, um caminho de um segundo ramal lateral (em relação a um primeiro ramal lateral) pode ser definido para permitir a aquisição de uma imagem desejada (de movimento de fluidos) entre o primeiro e o segundo ramais laterais. As duas (ou mais) porções laterais podem ser paralelas, podem ser verticais ou espaçadas em área, ou podem ter um arranjo relativo mais complexo (por exemplo, saca-rolhas ou sinuoso como mencionado acima).
Outra aplicação pode envolver perfuração de alvo de caminhos de poço que se beneficiariam de um nivel de "iluminação" de reservatório durante a perfuração. Um exemplo seria inicialmente perfurar um primeiro ramal lateral para dentro, abaixo ou acima de uma formação de interesse. Uma vez perfurado, um liner pode ser ajustado e certos dispositivos eletricamente ou ' hidraulicamente acionados (por exemplo, emissor(es) de sinal e/ou receptor(es) de sinal) podem ser colocados no mesmo. Estes dispositivos podem ser projetados para emitir sinais eletromagnéticos, acústicos ou outros para a formação em torno do ramal lateral. Um segundo ramal lateral pode, então, ser perfurado com os dispositivos de detecção específicos que utilizam os sinais emitidos a partir do primeiro ramal lateral (e/ou sinais emitidos a partir de um furo de poço principal) para detectar mudanças na formação ou fluidos dentro daquele poço que é alvo na penetração. Isto pode ser repetido para múltiplas laterais. Com esta aplicação, o seguinte pode ser realizado, por exemplo: identificação de folhelhos de rico conteúdo orgânico em uma folga de óleo de folhelho ou gás, identificação de hidrocarbonetos desviados, detecção de certos tipos de formação, identificação de zonas de contraste de alta pressão, perfuração segura de poços (enquanto evitando colisão) onde poços são projetados para estar próximos, e assim por diante.
Na descrição anterior, numerosos detalhes são apresentados para proporcionar uma compreensão do assunto aqui descrito. No entanto, as implementações podem ser praticadas sem alguns ou todos esses detalhes. Outras implementações podem incluir modificações e variações dos detalhes acima discutidos. Pretende-se que as reivindicações anexas cubram tais modificações e variações.
Claims (17)
1. MÉTODO, caracterizado por compreender: fornecer primeiro equipamento em um primeiro ramal lateral de um poço; fornecer segundo equipamento em um segundo ramal lateral do poço; realizar perfilagem lateral cruzada usando o primeiro e o segundo equipamentos nos primeiro e segundo ramis laterais correspondentes; e usar um ou mais acopladores indutivos para fornecer comunicação elétrica com um ou ambos o primeiro equipamento e o segundo equipamento.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o fornecimento do primeiro equipamento compreender o fornecimento de um emissor de sinal no primeiro ramal lateral, e em que o fornecimento do segundo equipamento compreende fornecer um sensor de sinal no segundo ramal lateral.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por o fornecimento do primeiro equipamento compreender fornecer um de um equipamento de poço permanente e uma ferramenta de perfilagem, e em que o fornecimento do segundo equipamento compreende fornecer um de um equipamento de poço permanente e uma ferramenta de perfilagem.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: injetar fluido no primeiro ramal lateral, em que o segundo ramal lateral é um ramal de monitoramento; e monitorar a injeção do fluido usando o segundo equipamento no segundo ramal lateral.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: injetar fluido no primeiro ramal lateral; e à medida que o fluido é injetado no primeiro ramal lateral, produzir fluido a partir do segundo ramal lateral.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: monitorar uma estrutura subterrânea adjacente ao segundo ramal lateral usando um sensor no segundo ramal lateral.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o primeiro equipamento incluir uma ferramenta de perfilagem e o segundo equipamento incluir uma matriz de sensores ou uma matriz de transceptores, em que a realização da perfilagem lateral cruzada compreende realizar monitoramento de uma estrutura subterrânea entre o primeiro e o segundo ramais laterais utilizando a ferramenta de perfilagem e a matriz de sensores ou a matriz de transceptores.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por"o primeiro ramal lateral ser um ramal lateral de injeção no qual fluidos são injetados e o segundo ramal lateral ser um ramal lateral de monitoramento, o método compreendendo ainda: produzir fluidos a partir de um terceiro ramal lateral do poço.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente utilizar acopladores hidráulicos ou acopladores ópticos para fornecer uma comunicação com um ou ambos o primeiro equipamento e o segundo equipamento.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: proporcionar um ou mais dispositivos de controle de fluxo em um ou ambos o primeiro e o segundo ramais laterais para controlar fluxo de fluido.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda orientar a perfuração do segundo ramal lateral com base na implantação de um de um emissor de sinal ou um receptor de sinal no primeiro ramal lateral ou em um furo de poço principal.
12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda definir um caminho do segundo ramal lateral para permitir aquisição de uma imagem entre o primeiro e o segundo ramais laterais.
13. SISTEMA PARA UTILIZAÇÃO EM UM POÇO MULTILATERAL TENDO RAMAIS LATERAIS, caracterizado por compreender: primeiro equipamento para implantação em um primeiro dos ramais laterais, segundo equipamento para implantação em um segundo dos ramais laterais, em que o segundo equipamento inclui um sensor para detectar sinais de uma formação adjacente ao segundo ramal lateral; e um cabo elétrico e um acoplador indutivo, o sensor conectado ao cabo elétrico e o acoplador indutivo para permitir comunicação entre o sensor e um componente acima do furo, em que o primeiro e o segundo equipamentos estão dispostos para cooperar para efetuar a perfilagem lateral cruzada.
14. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por o segundo equipamento incluir ainda um dispositivo de controle de fluxo que é seletivamente ativável para bloquear ou permitir escoamento de fluido.
15. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por o primeiro equipamento incluir uma ferramenta de perfilagem para implantação no primeiro ramal lateral, em que a ferramenta de perfilagem tem um emissor de sinal e o sensor é para detectar um sinal transmitido pelo emissor de sinal conforme afetado pela formação entre o primeiro e o segundo ramais laterais.
16. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por compreender adicionalmente terceiro equipamento para a implantação em um terceiro dos ramais laterais, em que o primeiro ramal lateral é para injeção de fluidos e o terceiro ramal lateral é para produção de fluidos.
17. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por o primeiro equipamento inclui dispositivos de controle de fluxo ativos ou passivos.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161543100P | 2011-10-04 | 2011-10-04 | |
US13/356,060 US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2012-01-23 | Providing equipment in lateral branches of a well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR102012025237A2 true BR102012025237A2 (pt) | 2014-12-02 |
Family
ID=47991533
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRBR102012025237-6A BR102012025237A2 (pt) | 2011-10-04 | 2012-10-03 | Método, e sistema para utilização em um poço multilateral tendo ramais laterais |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9249559B2 (pt) |
BR (1) | BR102012025237A2 (pt) |
NO (1) | NO346749B1 (pt) |
Families Citing this family (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9140102B2 (en) * | 2011-10-09 | 2015-09-22 | Saudi Arabian Oil Company | System for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
US8800652B2 (en) * | 2011-10-09 | 2014-08-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
GB2558448B (en) * | 2013-06-20 | 2018-09-26 | Halliburton Energy Services Inc | Device and method for corrosion detection |
WO2014204475A1 (en) * | 2013-06-20 | 2014-12-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Device and method for corrosion detection and formation evaluation using integrated computational elements |
US10006269B2 (en) | 2013-07-11 | 2018-06-26 | Superior Energy Services, Llc | EAP actuated valve |
US9416651B2 (en) | 2013-07-12 | 2016-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Surface confirmation for opening downhole ports using pockets for chemical tracer isolation |
US10519761B2 (en) * | 2013-10-03 | 2019-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for monitoring in a borehole |
US10330823B2 (en) | 2013-12-05 | 2019-06-25 | Pile Dynamics, Inc. | Borehole testing device |
US10690805B2 (en) | 2013-12-05 | 2020-06-23 | Pile Dynamics, Inc. | Borehold testing device |
US20150308246A1 (en) * | 2014-04-28 | 2015-10-29 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon recovery process |
CA2946743C (en) * | 2014-05-01 | 2020-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interwell tomography methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
US9677388B2 (en) * | 2014-05-29 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Multilateral sand management system and method |
US10472933B2 (en) | 2014-07-10 | 2019-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction fitting for intelligent completion of well |
CN104234649B (zh) * | 2014-09-02 | 2016-09-28 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种分支井用人字形密封装置下入分腿方法 |
CA2955787C (en) * | 2014-09-17 | 2020-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion deflector for intelligent completion of well |
GB2570589B (en) * | 2014-12-29 | 2019-11-13 | Halliburton Energy Services Inc | Multilateral junction with wellbore isolation |
WO2016178684A1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-11-10 | Pile Dynamics, Inc. | Borehole inspecting and testing device and method of using the same |
BR112018002378A2 (pt) * | 2015-08-06 | 2020-07-07 | Ventora Technologies Ag | método e dispositivo para tratamento sonoquímico de poço e reservatório |
US9957787B2 (en) * | 2015-10-20 | 2018-05-01 | Lloyd Murray Dallas | Method of enhanced oil recovery from lateral wellbores |
CA3004260C (en) * | 2015-12-16 | 2020-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral well sensing system |
WO2017127118A1 (en) * | 2016-01-22 | 2017-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a conductive path with a segmentation module for decoupling power and telemetry in a well |
RU2731357C1 (ru) | 2016-09-28 | 2020-09-02 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Боковой дефлектор с проходным каналом для подключения к интеллектуальным системам |
US11506024B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
AU2017416525B2 (en) * | 2017-06-01 | 2022-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
GB2593458B (en) * | 2017-12-19 | 2022-04-27 | Halliburton Energy Services Inc | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
WO2019125409A1 (en) * | 2017-12-19 | 2019-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
US10927625B2 (en) | 2018-05-10 | 2021-02-23 | Colorado School Of Mines | Downhole tractor for use in a wellbore |
US11125026B2 (en) | 2018-10-24 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Completing slim-hole horizontal wellbores |
US10927654B2 (en) | 2019-05-23 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Recovering hydrocarbons in multi-layer reservoirs with coiled tubing |
US11118443B2 (en) * | 2019-08-26 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Well completion system for dual wellbore producer and observation well |
AU2020401277A1 (en) | 2019-12-10 | 2022-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Unitary lateral leg with three or more openings |
CA3190165A1 (en) * | 2020-10-02 | 2022-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Open-hole pressure tight multilateral junction |
US11692417B2 (en) | 2020-11-24 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Advanced lateral accessibility, segmented monitoring, and control of multi-lateral wells |
AU2022333051A1 (en) | 2021-08-26 | 2024-04-11 | Colorado School Of Mines | System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation |
Family Cites Families (260)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2214064A (en) | 1939-09-08 | 1940-09-10 | Stanolind Oil & Gas Co | Oil production |
US2379800A (en) | 1941-09-11 | 1945-07-03 | Texas Co | Signal transmission system |
US2470303A (en) | 1944-03-30 | 1949-05-17 | Rca Corp | Computer |
US2452920A (en) | 1945-07-02 | 1948-11-02 | Shell Dev | Method and apparatus for drilling and producing wells |
US2782365A (en) | 1950-04-27 | 1957-02-19 | Perforating Guns Atlas Corp | Electrical logging apparatus |
US2797893A (en) | 1954-09-13 | 1957-07-02 | Oilwell Drain Hole Drilling Co | Drilling and lining of drain holes |
US2889880A (en) | 1955-08-29 | 1959-06-09 | Gulf Oil Corp | Method of producing hydrocarbons |
US3011342A (en) | 1957-06-21 | 1961-12-05 | California Research Corp | Methods for detecting fluid flow in a well bore |
US3206537A (en) | 1960-12-29 | 1965-09-14 | Schlumberger Well Surv Corp | Electrically conductive conduit |
US3199592A (en) | 1963-09-20 | 1965-08-10 | Charles E Jacob | Method and apparatus for producing fresh water or petroleum from underground reservoir formations and to prevent coning |
US3363692A (en) | 1964-10-14 | 1968-01-16 | Phillips Petroleum Co | Method for production of fluids from a well |
US3344860A (en) | 1965-05-17 | 1967-10-03 | Schlumberger Well Surv Corp | Sidewall sealing pad for borehole apparatus |
US3659259A (en) | 1968-01-23 | 1972-04-25 | Halliburton Co | Method and apparatus for telemetering information through well bores |
US3913398A (en) | 1973-10-09 | 1975-10-21 | Schlumberger Technology Corp | Apparatus and method for determining fluid flow rates from temperature log data |
US4027286A (en) | 1976-04-23 | 1977-05-31 | Trw Inc. | Multiplexed data monitoring system |
US4133384A (en) | 1977-08-22 | 1979-01-09 | Texaco Inc. | Steam flooding hydrocarbon recovery process |
US4241787A (en) | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
US4415205A (en) | 1981-07-10 | 1983-11-15 | Rehm William A | Triple branch completion with separate drilling and completion templates |
US4484628A (en) | 1983-01-24 | 1984-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for conducting wireline operations in a borehole |
FR2544790B1 (fr) | 1983-04-22 | 1985-08-23 | Flopetrol | Methode de determination des caracteristiques d'une formation souterraine produisant un fluide |
FR2551491B1 (fr) | 1983-08-31 | 1986-02-28 | Elf Aquitaine | Dispositif de forage et de mise en production petroliere multidrains |
US4559818A (en) | 1984-02-24 | 1985-12-24 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Thermal well-test method |
US4733729A (en) | 1986-09-08 | 1988-03-29 | Dowell Schlumberger Incorporated | Matched particle/liquid density well packing technique |
US4850430A (en) | 1987-02-04 | 1989-07-25 | Dowell Schlumberger Incorporated | Matched particle/liquid density well packing technique |
GB8714754D0 (en) | 1987-06-24 | 1987-07-29 | Framo Dev Ltd | Electrical conductor arrangements |
US4806928A (en) | 1987-07-16 | 1989-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface |
US4901069A (en) | 1987-07-16 | 1990-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between a first unit and a second unit and in particular between well bore apparatus and the surface |
DE68928332T2 (de) | 1988-01-29 | 1998-01-29 | Inst Francais Du Petrol | Verfahren und Vorrichtung zum hydraulischen und wahlweisen steuern von mindestens zwei Werkzeugen oder Instrumenten eines Gerätes, Ventil zur Durchführung dieses Verfahrens oder Benutzung dieses Geräts |
US4969523A (en) | 1989-06-12 | 1990-11-13 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for gravel packing a well |
US5183110A (en) | 1991-10-08 | 1993-02-02 | Bastin-Logan Water Services, Inc. | Gravel well assembly |
US5278550A (en) | 1992-01-14 | 1994-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for retrieving and/or communicating with downhole equipment |
FR2692315B1 (fr) | 1992-06-12 | 1994-09-02 | Inst Francais Du Petrole | Système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier. |
US5322127C1 (en) | 1992-08-07 | 2001-02-06 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells |
US5353876A (en) | 1992-08-07 | 1994-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a verticle well and one or more horizontal wells using mandrel means |
US5474131A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
US5311936A (en) | 1992-08-07 | 1994-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for isolating one horizontal production zone in a multilateral well |
US5318122A (en) | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
US5454430A (en) | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
US5477923A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
US5318121A (en) | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using whipstock with sealable bores |
US5325924A (en) | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
US5655602A (en) | 1992-08-28 | 1997-08-12 | Marathon Oil Company | Apparatus and process for drilling and completing multiple wells |
US5330007A (en) | 1992-08-28 | 1994-07-19 | Marathon Oil Company | Template and process for drilling and completing multiple wells |
US5458199A (en) | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
US5301760C1 (en) | 1992-09-10 | 2002-06-11 | Natural Reserve Group Inc | Completing horizontal drain holes from a vertical well |
US5337808A (en) | 1992-11-20 | 1994-08-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Technique and apparatus for selective multi-zone vertical and/or horizontal completions |
US5269377A (en) | 1992-11-25 | 1993-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Coil tubing supported electrical submersible pump |
US5462120A (en) | 1993-01-04 | 1995-10-31 | S-Cal Research Corp. | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes |
US5427177A (en) | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
FR2708310B1 (fr) | 1993-07-27 | 1995-10-20 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour transmettre des informations relatives au fonctionnement d'un appareil électrique au fond d'un puits. |
US5388648A (en) | 1993-10-08 | 1995-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
US5542472A (en) | 1993-10-25 | 1996-08-06 | Camco International, Inc. | Metal coiled tubing with signal transmitting passageway |
US5457988A (en) | 1993-10-28 | 1995-10-17 | Panex Corporation | Side pocket mandrel pressure measuring system |
US5398754A (en) | 1994-01-25 | 1995-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock anchor assembly |
US5472048A (en) | 1994-01-26 | 1995-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Parallel seal assembly |
US5435392A (en) | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
US5411082A (en) | 1994-01-26 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead running tool |
US5439051A (en) | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
GB9413141D0 (en) | 1994-06-30 | 1994-08-24 | Exploration And Production Nor | Downhole data transmission |
US5564503A (en) | 1994-08-26 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion |
US5477925A (en) | 1994-12-06 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
DE69603833T2 (de) | 1995-02-03 | 1999-12-09 | Integrated Drilling Serv Ltd | Bohr- und fördereinrichtung für mehrfachförderbohrungen |
US5959547A (en) | 1995-02-09 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Well control systems employing downhole network |
US5597042A (en) | 1995-02-09 | 1997-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US6006832A (en) | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US5732776A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
US5730219A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US6003606A (en) | 1995-08-22 | 1999-12-21 | Western Well Tool, Inc. | Puller-thruster downhole tool |
US5787987A (en) | 1995-09-06 | 1998-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Lateral seal and control system |
US5697445A (en) | 1995-09-27 | 1997-12-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Method and apparatus for selective horizontal well re-entry using retrievable diverter oriented by logging means |
US5680901A (en) | 1995-12-14 | 1997-10-28 | Gardes; Robert | Radial tie back assembly for directional drilling |
RU2136856C1 (ru) | 1996-01-26 | 1999-09-10 | Анадрилл Интернэшнл, С.А. | Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной (варианты) и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин |
US5941308A (en) | 1996-01-26 | 1999-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Flow segregator for multi-drain well completion |
US6056059A (en) | 1996-03-11 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well |
US5944107A (en) | 1996-03-11 | 1999-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well |
US5918669A (en) | 1996-04-26 | 1999-07-06 | Camco International, Inc. | Method and apparatus for remote control of multilateral wells |
FR2750450B1 (fr) | 1996-07-01 | 1998-08-07 | Geoservices | Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique |
GB9614761D0 (en) | 1996-07-13 | 1996-09-04 | Schlumberger Ltd | Downhole tool and method |
GB2315504B (en) | 1996-07-22 | 1998-09-16 | Baker Hughes Inc | Sealing lateral wellbores |
US5871047A (en) | 1996-08-14 | 1999-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining well productivity using automatic downtime data |
US5944108A (en) | 1996-08-29 | 1999-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
US6046685A (en) | 1996-09-23 | 2000-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Redundant downhole production well control system and method |
US6125937A (en) | 1997-02-13 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well and associated apparatus |
US5845707A (en) | 1997-02-13 | 1998-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing a subterranean well |
US5871052A (en) | 1997-02-19 | 1999-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole tool deployment with mud pumping techniques |
US5967816A (en) | 1997-02-19 | 1999-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Female wet connector |
US5831156A (en) | 1997-03-12 | 1998-11-03 | Mullins; Albert Augustus | Downhole system for well control and operation |
US6787758B2 (en) | 2001-02-06 | 2004-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
CA2524554C (en) | 1997-05-02 | 2007-11-27 | Sensor Highway Limited | Electrical energy from a wellbore light cell |
US6281489B1 (en) | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
US6065209A (en) | 1997-05-23 | 2000-05-23 | S-Cal Research Corp. | Method of fabrication, tooling and installation of downhole sealed casing connectors for drilling and completion of multi-lateral wells |
US6426917B1 (en) | 1997-06-02 | 2002-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir monitoring through modified casing joint |
GB9712393D0 (en) | 1997-06-14 | 1997-08-13 | Integrated Drilling Serv Ltd | Apparatus for and a method of drilling and lining a second borehole from a first borehole |
US5979559A (en) | 1997-07-01 | 1999-11-09 | Camco International Inc. | Apparatus and method for producing a gravity separated well |
US6079494A (en) | 1997-09-03 | 2000-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing and producing a subterranean well and associated apparatus |
WO1999013195A1 (en) | 1997-09-09 | 1999-03-18 | Philippe Nobileau | Apparatus and method for installing a branch junction from a main well |
US6419022B1 (en) | 1997-09-16 | 2002-07-16 | Kerry D. Jernigan | Retrievable zonal isolation control system |
US5960873A (en) | 1997-09-16 | 1999-10-05 | Mobil Oil Corporation | Producing fluids from subterranean formations through lateral wells |
US5971072A (en) | 1997-09-22 | 1999-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Inductive coupler activated completion system |
US5992519A (en) | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
US6481494B1 (en) | 1997-10-16 | 2002-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for frac/gravel packs |
US6923273B2 (en) | 1997-10-27 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
US6119780A (en) | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
EP0927811A1 (en) | 1997-12-31 | 1999-07-07 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | System for sealing the intersection between a primary and a branch borehole |
US6062306A (en) | 1998-01-27 | 2000-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
US6035937A (en) | 1998-01-27 | 2000-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
US6065543A (en) | 1998-01-27 | 2000-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
US6073697A (en) | 1998-03-24 | 2000-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lateral wellbore junction having displaceable casing blocking member |
US6173788B1 (en) | 1998-04-07 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Wellpacker and a method of running an I-wire or control line past a packer |
US6196312B1 (en) | 1998-04-28 | 2001-03-06 | Quinn's Oilfield Supply Ltd. | Dual pump gravity separation system |
US6079488A (en) | 1998-05-15 | 2000-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral liner tieback assembly |
NO321960B1 (no) | 1998-05-29 | 2006-07-31 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmate for fremstilling av en spolbar kveilrorstreng |
US6176308B1 (en) | 1998-06-08 | 2001-01-23 | Camco International, Inc. | Inductor system for a submersible pumping system |
GB2338253B (en) | 1998-06-12 | 2000-08-16 | Schlumberger Ltd | Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations |
GB9828253D0 (en) | 1998-12-23 | 1999-02-17 | Schlumberger Ltd | Method of well production control |
US6076046A (en) | 1998-07-24 | 2000-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Post-closure analysis in hydraulic fracturing |
US7121352B2 (en) | 1998-11-16 | 2006-10-17 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
US6354378B1 (en) | 1998-11-18 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for formation isolation in a well |
US6310559B1 (en) | 1998-11-18 | 2001-10-30 | Schlumberger Technology Corp. | Monitoring performance of downhole equipment |
US6684952B2 (en) | 1998-11-19 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corp. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
US6863129B2 (en) | 1998-11-19 | 2005-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for providing plural flow paths at a lateral junction |
US6568469B2 (en) | 1998-11-19 | 2003-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting a main well bore and a lateral branch |
US6209648B1 (en) | 1998-11-19 | 2001-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting a lateral branch liner to a main well bore |
AU3592800A (en) | 1999-02-09 | 2000-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well |
US6328111B1 (en) | 1999-02-24 | 2001-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Live well deployment of electrical submersible pump |
RU2146759C1 (ru) | 1999-04-21 | 2000-03-20 | Уренгойское производственное объединение им. С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Способ создания скважинного гравийного фильтра |
US6173772B1 (en) | 1999-04-22 | 2001-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling multiple downhole tools |
US6679324B2 (en) | 1999-04-29 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Downhole device for controlling fluid flow in a well |
US6305469B1 (en) | 1999-06-03 | 2001-10-23 | Shell Oil Company | Method of creating a wellbore |
GB9916022D0 (en) | 1999-07-09 | 1999-09-08 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus for determining flow rates |
US6853921B2 (en) | 1999-07-20 | 2005-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for real time reservoir management |
US6513599B1 (en) | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
US6727827B1 (en) | 1999-08-30 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
GB2364724B (en) | 1999-08-30 | 2002-07-10 | Schlumberger Holdings | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
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 |
US6349770B1 (en) | 2000-01-14 | 2002-02-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Telescoping tool |
US6980940B1 (en) | 2000-02-22 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corp. | Intergrated reservoir optimization |
US6302203B1 (en) | 2000-03-17 | 2001-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for communicating with devices positioned outside a liner in a wellbore |
NO313767B1 (no) | 2000-03-20 | 2002-11-25 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de s |
US6614229B1 (en) | 2000-03-27 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for monitoring a reservoir and placing a borehole using a modified tubular |
US6989764B2 (en) | 2000-03-28 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
US6374913B1 (en) | 2000-05-18 | 2002-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor array suitable for long term placement inside wellbore casing |
US6577244B1 (en) | 2000-05-22 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular |
US6457522B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-10-01 | Wood Group Esp, Inc. | Clean water injection system |
US6360820B1 (en) | 2000-06-16 | 2002-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore |
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 |
US6554064B1 (en) | 2000-07-13 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a sand screen with integrated sensors |
US7098767B2 (en) | 2000-07-19 | 2006-08-29 | Intelliserv, Inc. | Element for use in an inductive coupler for downhole drilling components |
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 |
US20020050361A1 (en) | 2000-09-29 | 2002-05-02 | Shaw Christopher K. | Novel completion method for rigless intervention where power cable is permanently deployed |
US6415864B1 (en) | 2000-11-30 | 2002-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for separately producing water and oil from a reservoir |
US7222676B2 (en) | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
RU2171363C1 (ru) | 2000-12-18 | 2001-07-27 | ООО НПФ "ГИСприбор" | Устройство для нагрева скважины |
US6614716B2 (en) | 2000-12-19 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging for characterizing earth formations |
GB2371062B (en) | 2001-01-09 | 2003-03-26 | Schlumberger Holdings | Technique for deploying a power cable and a capillary tube through a wellbore tool |
GB2371319B (en) | 2001-01-23 | 2003-08-13 | Schlumberger Holdings | Completion Assemblies |
US6533039B2 (en) | 2001-02-15 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corp. | Well completion method and apparatus with cable inside a tubing and gas venting through the tubing |
US6668922B2 (en) | 2001-02-16 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
US6561278B2 (en) | 2001-02-20 | 2003-05-13 | Henry L. Restarick | Methods and apparatus for interconnecting well tool assemblies in continuous tubing strings |
US6510899B1 (en) | 2001-02-21 | 2003-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Time-delayed connector latch |
US6768700B2 (en) | 2001-02-22 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communications in a wellbore |
US6776256B2 (en) | 2001-04-19 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for generating seismic waves |
US6911418B2 (en) | 2001-05-17 | 2005-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
GB2390383B (en) | 2001-06-12 | 2005-03-16 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation methods |
US6588507B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore |
GB2414756B (en) | 2001-07-12 | 2006-05-10 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus to monitor, control and log subsea wells |
WO2003021301A2 (en) | 2001-08-29 | 2003-03-13 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable |
EP1423583B1 (en) | 2001-09-07 | 2006-03-22 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Adjustable well screen assembly |
US6857475B2 (en) | 2001-10-09 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for flow control gravel pack |
GB2381281B (en) | 2001-10-26 | 2004-05-26 | Schlumberger Holdings | Completion system, apparatus, and method |
US7063143B2 (en) | 2001-11-05 | 2006-06-20 | Weatherford/Lamb. Inc. | Docking station assembly and methods for use in a wellbore |
NO315068B1 (no) | 2001-11-12 | 2003-06-30 | Abb Research Ltd | En innretning for elektrisk kobling |
US7000697B2 (en) | 2001-11-19 | 2006-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement apparatus and technique |
US6789937B2 (en) | 2001-11-30 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method of predicting formation temperature |
US6695052B2 (en) | 2002-01-08 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for sensing flow related parameters when using an electric submersible pumping system to produce a desired fluid |
US6856255B2 (en) | 2002-01-18 | 2005-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems |
GB2386624B (en) | 2002-02-13 | 2004-09-22 | Schlumberger Holdings | A completion assembly including a formation isolation valve |
US7894297B2 (en) | 2002-03-22 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for borehole sensing including downhole tension sensing |
US6675892B2 (en) | 2002-05-20 | 2004-01-13 | Schlumberger Technology Corporation | Well testing using multiple pressure measurements |
US8612193B2 (en) | 2002-05-21 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Center | Processing and interpretation of real-time data from downhole and surface sensors |
GB0212015D0 (en) * | 2002-05-24 | 2002-07-03 | Schlumberger Holdings | A method for monitoring fluid front movements in hydrocarbon reservoirs using different types of permanent sensors |
AU2003234669A1 (en) | 2002-05-31 | 2003-12-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for effective well and reservoir evaluation without the need for well pressure history |
US20030234921A1 (en) | 2002-06-21 | 2003-12-25 | Tsutomu Yamate | Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor |
CA2495342C (en) | 2002-08-15 | 2008-08-26 | Schlumberger Canada Limited | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
US6758271B1 (en) | 2002-08-15 | 2004-07-06 | Sensor Highway Limited | System and technique to improve a well stimulation process |
US6896074B2 (en) | 2002-10-09 | 2005-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for installation and use of devices in microboreholes |
US6749022B1 (en) | 2002-10-17 | 2004-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture stimulation process for carbonate reservoirs |
US7493958B2 (en) | 2002-10-18 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for multiple zone perforating |
AU2003276456A1 (en) | 2002-11-15 | 2004-06-15 | Schlumberger Technology B.V. | Optimizing well system models |
US7007756B2 (en) | 2002-11-22 | 2006-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Providing electrical isolation for a downhole device |
US6837310B2 (en) | 2002-12-03 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent perforating well system and method |
NO318358B1 (no) | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
GB2408328B (en) | 2002-12-17 | 2005-09-21 | Sensor Highway Ltd | Use of fiber optics in deviated flows |
US6942033B2 (en) | 2002-12-19 | 2005-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Optimizing charge phasing of a perforating gun |
US7040402B2 (en) | 2003-02-26 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corp. | Instrumented packer |
GB2414837B (en) | 2003-02-27 | 2006-08-16 | Schlumberger Holdings | Determining an inflow profile of a well |
US7397388B2 (en) | 2003-03-26 | 2008-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Borehold telemetry system |
GB2401430B (en) | 2003-04-23 | 2005-09-21 | Sensor Highway Ltd | Fluid flow measurement |
US7147060B2 (en) | 2003-05-19 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method, system and apparatus for orienting casing and liners |
US7296624B2 (en) | 2003-05-21 | 2007-11-20 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure control apparatus and method |
US6994170B2 (en) | 2003-05-29 | 2006-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control screen assembly having fluid flow control capabilities and method for use of same |
US6978833B2 (en) | 2003-06-02 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
US6950034B2 (en) | 2003-08-29 | 2005-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for performing diagnostics on a downhole communication system |
US7026813B2 (en) | 2003-09-25 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Semi-conductive shell for sources and sensors |
US7165892B2 (en) | 2003-10-07 | 2007-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fiber optic wet connect and gravel pack completion |
US7228898B2 (en) | 2003-10-07 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack completion with fluid loss control fiber optic wet connect |
WO2005035943A1 (en) | 2003-10-10 | 2005-04-21 | Schlumberger Surenco Sa | System and method for determining flow rates in a well |
US7040415B2 (en) | 2003-10-22 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole telemetry system and method |
US7228914B2 (en) | 2003-11-03 | 2007-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless reservoir control systems |
GB2426047B (en) | 2003-12-24 | 2007-07-25 | Shell Int Research | Downhole flow measurement in a well |
US20050149264A1 (en) | 2003-12-30 | 2005-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well |
US7210856B2 (en) | 2004-03-02 | 2007-05-01 | Welldynamics, Inc. | Distributed temperature sensing in deep water subsea tree completions |
US7665537B2 (en) | 2004-03-12 | 2010-02-23 | Schlumbeger Technology Corporation | System and method to seal using a swellable material |
US20050236161A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-10-27 | Michael Gay | Optical fiber equipped tubing and methods of making and using |
GB2415109B (en) | 2004-06-09 | 2007-04-25 | Schlumberger Holdings | Radio frequency tags for turbulent flows |
US7228900B2 (en) | 2004-06-15 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for determining downhole conditions |
US7228912B2 (en) | 2004-06-18 | 2007-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system to deploy control lines |
US7311154B2 (en) | 2004-07-01 | 2007-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Line slack compensator |
US7224080B2 (en) | 2004-07-09 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea power supply |
US7281577B2 (en) | 2004-07-22 | 2007-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement system and method |
GB2416871A (en) | 2004-07-29 | 2006-02-08 | Schlumberger Holdings | Well characterisation using distributed temperature sensor data |
US7191833B2 (en) | 2004-08-24 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same |
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 |
US7532129B2 (en) | 2004-09-29 | 2009-05-12 | Weatherford Canada Partnership | Apparatus and methods for conveying and operating analytical instrumentation within a well borehole |
US20060077757A1 (en) | 2004-10-13 | 2006-04-13 | Dale Cox | Apparatus and method for seismic measurement-while-drilling |
US20060086498A1 (en) | 2004-10-21 | 2006-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Harvesting Vibration for Downhole Power Generation |
US7168510B2 (en) | 2004-10-27 | 2007-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical transmission apparatus through rotating tubular members |
US7353869B2 (en) | 2004-11-04 | 2008-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for utilizing a skin sensor in a downhole application |
US7445048B2 (en) | 2004-11-04 | 2008-11-04 | Schlumberger Technology Corporation | Plunger lift apparatus that includes one or more sensors |
US7481270B2 (en) | 2004-11-09 | 2009-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system |
US7249636B2 (en) | 2004-12-09 | 2007-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for communicating along a wellbore |
US7493962B2 (en) | 2004-12-14 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Control line telemetry |
US7428924B2 (en) | 2004-12-23 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for completing a subterranean well |
US7413021B2 (en) | 2005-03-31 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and conduit for transmitting signals |
US8256565B2 (en) | 2005-05-10 | 2012-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool |
US7543659B2 (en) | 2005-06-15 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Modular connector and method |
US7373991B2 (en) | 2005-07-18 | 2008-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
US7316272B2 (en) | 2005-07-22 | 2008-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Determining and tracking downhole particulate deposition |
US8620636B2 (en) | 2005-08-25 | 2013-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Interpreting well test measurements |
US8151882B2 (en) | 2005-09-01 | 2012-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to deploy a perforating gun and sand screen in a well |
US7326034B2 (en) | 2005-09-14 | 2008-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Pump apparatus and methods of making and using same |
US8584766B2 (en) | 2005-09-21 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Seal assembly for sealingly engaging a packer |
US7654315B2 (en) | 2005-09-30 | 2010-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, pumping system incorporating same, and methods of protecting pump components |
US7931090B2 (en) | 2005-11-15 | 2011-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling subsea wells |
US7775779B2 (en) | 2005-11-17 | 2010-08-17 | Sclumberger Technology Corporation | Pump apparatus, systems and methods |
US7326037B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Centrifugal pumps having non-axisymmetric flow passage contours, and methods of making and using same |
US7640977B2 (en) | 2005-11-29 | 2010-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for connecting multiple stage completions |
US7777644B2 (en) | 2005-12-12 | 2010-08-17 | InatelliServ, LLC | Method and conduit for transmitting signals |
US7604049B2 (en) | 2005-12-16 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric composites, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
WO2007072172A1 (en) | 2005-12-20 | 2007-06-28 | Schlumberger Technology B.V. | Method and system for development of hydrocarbon bearing formations including depressurization of gas hydrates |
US7431098B2 (en) | 2006-01-05 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating a wellbore region |
US7448447B2 (en) | 2006-02-27 | 2008-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications |
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 |
US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
CA2680869C (en) * | 2008-01-18 | 2011-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Em-guided drilling relative to an existing borehole |
US7784539B2 (en) * | 2008-05-01 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrocarbon recovery testing method |
-
2012
- 2012-01-23 US US13/356,060 patent/US9249559B2/en active Active
- 2012-10-03 BR BRBR102012025237-6A patent/BR102012025237A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-10-03 NO NO20121124A patent/NO346749B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20121124A1 (no) | 2013-04-05 |
NO346749B1 (no) | 2022-12-12 |
US20130081807A1 (en) | 2013-04-04 |
US9249559B2 (en) | 2016-02-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR102012025237A2 (pt) | Método, e sistema para utilização em um poço multilateral tendo ramais laterais | |
AU2018200328B2 (en) | Systems and methods for downhole communication | |
US11215036B2 (en) | Completion systems with a bi-directional telemetry system | |
US10122196B2 (en) | Communication using electrical signals transmitted through earth formations between boreholes | |
AU2017210891B2 (en) | A real-time fluid monitoring system and method | |
US20140266210A1 (en) | Apparatus and methods of communication with wellbore equipment | |
RU2612762C2 (ru) | Система связи для скважин с большим отходом | |
MX2015003813A (es) | Sistemas y metodos de terminacion de multiples zonas de un solo viaje. | |
BR112016028013B1 (pt) | Conjunto de válvula, sistema de atuação de válvula sem contato, e, método para atuar uma válvula | |
US9874091B2 (en) | Stripline energy transmission in a wellbore | |
US20230133939A1 (en) | Systems And Methods For Production And Reservoir Monitoring | |
AU2018343100A1 (en) | A well with two casings | |
BR112019009262B1 (pt) | Sistema para acoplamento indutivo de fundo de poço, e, métodos para implantar um sistema eletricamente conectado de fundo de poço e para transmitir sinais elétricos entre componentes de fundo de poço | |
RU2569390C1 (ru) | Скважинная установка с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений | |
BR112018008148B1 (pt) | Sistema de fundo do poço com um tubular com condutor de sinal e método | |
US20090084542A1 (en) | Wellbore power and/or data transmission devices and methods | |
US10280740B2 (en) | Sandface liner with power, control and communication link via a tie back string | |
WO2023212270A1 (en) | Monitoring casing annulus |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B03A | Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette] | ||
B08F | Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette] | ||
B08K | Patent lapsed as no evidence of payment of the annual fee has been furnished to inpi [chapter 8.11 patent gazette] |
Free format text: EM VIRTUDE DO ARQUIVAMENTO PUBLICADO NA RPI 2482 DE 31-07-2018 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDO O ARQUIVAMENTO DO PEDIDO DE PATENTE, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |