BRPI0618246A2 - método e aparelho para monitorar a pressão em uma formação atravessada por, pelo menos, um furo de poço - Google Patents
método e aparelho para monitorar a pressão em uma formação atravessada por, pelo menos, um furo de poço Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0618246A2 BRPI0618246A2 BRPI0618246-1A BRPI0618246A BRPI0618246A2 BR PI0618246 A2 BRPI0618246 A2 BR PI0618246A2 BR PI0618246 A BRPI0618246 A BR PI0618246A BR PI0618246 A2 BRPI0618246 A2 BR PI0618246A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- sensor
- formation
- pressure
- wellbore
- tubular element
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 19
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 14
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 14
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 5
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 4
- 239000008188 pellet Substances 0.000 claims 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 12
- 238000012549 training Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 42
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/119—Details, e.g. for locating perforating place or direction
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Glass Compositions (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
MéTODO E APARELHO PARA MONITORAR A PRESSãO EM UMA FORMAçãO ATRAVESSADA POR. PELO MENOS, UM FURO DE POçO Um método para monitorar pressão em uma formaçãoatravessada por, pelo menos, um furo de poço compreendendo fornecer u elemento tubular tendo uma superficie externa, anexar uma pistola de perfuração orientada de tal maneira que quando disparada a pistola deperfuração não danifique o elemento tubular, conectar um sensor à pistola de perfuração bem perto dela onde o sensor é exposto ao furo de poço, introduzir o elemento tubular dentro do furo de poço, fixar o elemento tubular ao furo de poço, disparar a pistola de perfuração para penetrar a formação, expor o sensor à pressão da formação, e monitorar a pressão na formação com o sensor para obter dados da pressão.
Description
"MÉTODO E APARELHO PARA MONITORAR A PRESSÃO EM UMAFORMAÇÃO ATRAVESSADA POR, PELO MENOS, UM FURO DE POÇO"Campo da Invenção
A presente invenção relaciona-se a um método e a umaparelho para monitoração das propriedades em uma formação atravessadapor, pelo menos, um furo de poço.Fundamentos
Na indústria do óleo e gás, a amostragem de fluidos e medidasda pressão da formação nos estratos porosos da formação que está sendoperfurada pode fornecer informação valiosa sobre a formação e suacapacidade de produzir petróleo e/ou o gás. A pressão da formação é uma daspropriedades chave que engenheiros, geólogos, e petrógrafos usam paracaracterizar a mobilidade de formações de petróleo e gás e para estimarreservas. Os dados da pressão da formação podem ser coletados em temposespecíficos ao longo da vida do poço ou podem ser monitorados em uma basede longo prazo. Idealmente, os operadores gostariam de poder obter um perfilda pressão do poço, em tempo real, durante toda sua vida para ajudar naotimização da produção.
Pressões de formação podem ser medidas usando-se umavariedade de métodos. O método mais comum envolve descer um testador depressão da formação cabo de perfuração (FPT) na completação de um furoaberto ou revestido. Este método exige perfurar dentro da formação oudisparar um furo no revestimento. O método FPT funciona bem em formaçõespermeáveis; entretanto, está limitado a um ponto para os dados da pressão, emum tempo específico. Obter dados de múltiplos pontos é desejável porque édifícil determinar se uma medida da pressão reflete a pressão da formaçãovirgem ou a pressão após esgotamento. Além disto, tendo-se numerosasmedições durante um período prolongado de tempo permite a identificação doesgotamento mesmo se a pressão real da formação virgem for desconhecida.Em formações mais compactadas, menos permeáveis, ométodo FPT tradicional tem limites porque demora um longo tempo paraaumentar até a pressão da formação. Além disto, o método é menos precisoem formações propensas a um fenômeno conhecido como sobrecarga.
Sobrecarga é o aumento da pressão da formação em torno do furo de poço emconseqüência da exposição à pressão mais alta da lama usada no processo deperfuração. Em reservatórios sobrecarregados, o bolo de lama falha paramanter adequadamente o líquido de perfuração no furo de poço, fazendo comque o líquido de perfuração penetre na formação e crie uma zona de altapressão ou '"sobrecarregada.". Usar o método FPT nestas circunstâncias podeexigir extrapolação ou produzir um ponto de dados impreciso para a pressãoque está entre a pressão da lama e a pressão da formação.
Outro método usado em formações mais compactadas é o testede injeção diagnóstico da formação (DFIT). Neste método, a formação épressurizada, uma fratura é criada fora da área sobrecarregada e a queda dapressão de volta à pressão da formação é monitorada. A pressão é medidageralmente na superfície e a precisão está dentro de centésimos de kPa. Ummedidor pode igualmente ser colocado dentro do fiiro para obter uma medidamais exata; entretanto, em formações compactadas, ainda é um desafioconseguir uma medida precisa dentro de 689,6757kPa.
Acumulação a longo prazo é outro método para medir apressão da formação. Nele, o poço é fechado por um período prolongado(semanas ou meses) e a pressão é medida à medida que aumenta até a pressãoda formação corrente. Assim como para o método DFIT, a medição pode serexecutada da superfície ou furo descendente, mas ambos os métodos exigemque o poço esteja fechado, sem produção. O método da acumulação a longoprazo produz, tradicionalmente, um ponto de dados representando a pressãopara todo o poço. Em princípio, um perfil poderia ser obtido colocando-senumerosos medidores entre vedadores no revestimento, mas fazer isto podeforçar o operador a abandonar o poço ou a confiar em vedadores recuperáveis.O método da acumulação a longo prazo igualmente danificará, do mesmojeito, a integridade do revestimento porque ele tem que ser perfurado a fimtermos comunicação entre o medidor e a formação.
A patente U.S. 5.467.823 apresenta um método e um aparelhopara monitoração de formações subsuperficiais contendo, pelo menos, umreservatório de fluido e atravessadas por, pelo menos, um poço. O métodoinclui a descida de um sensor a um nível de profundidade que corresponda aoreservatório, posicionar o sensor nesta profundidade enquanto se isola a seçãodo poço onde o sensor está localizado do resto do poço e fornecer umacomunicação fluídica entre o sensor e o reservatório. Porque este sistemaexige isolar, do resto do poço, a seção do poço onde o sensor está localizado,ele não poderia servir como uma opção a longo prazo da medida da pressão.Além disto, as possibilidades de manter o isolamento da pressão ao conseguiruma comunicação com a superfície através do cabo de perfuração com osmúltiplos sensores são remotas.Sumário da Invenção
As presentes invenções incluem um método para monitorar apressão em uma formação atravessada por, pelo menos, um furo de poçocompreendendo fornecer um elemento tubular tendo uma superfície externa,acoplando uma pistola de perfuração orientada de tal maneira que quandodisparada, não danifique o elemento tubular, conectar um sensor à pistola deperfuração bem perto dela onde o sensor é exposto ao furo de poço, introduziro elemento tubular no furo de poço, fixar o elemento tubular no furo de poço,disparar a pistola de perfuração para penetrar a formação, expor o sensor àpressão da formação, e monitorar a pressão na formação com o sensor paraobter os dados da pressão.
As presentes invenções incluem igualmente um aparelho paramonitorar a pressão em uma formação atravessada por, pelo menos, um furode poço revestido internamente com revestimento compreendendo um módulode comunicações sem fio montado sobre o exterior do revestimento, umapistola de perfuração orientada afastada do revestimento montada sobre o ladoexterno do revestimento, e um sensor montado sobre o lado externo dorevestimento onde o sensor não é protegido da sobrepressão.
As presentes invenções incluem igualmente um aparelho paramonitorar a pressão em uma formação atravessada por, pelo menos, um furode poço compreendendo um elemento tubular tendo uma superfície externa,um módulo de comunicações sem fio montado sobre a superfície externa doelemento tubular, uma pistola de perfuração orientada afastada do elementotubular montada sobre a superfície externa do elemento tubular, e um sensormontado sobre a superfície externa do elemento tubular onde o sensor não éprotegido da sobrepressão.
Descrição Resumida dos Desenhos
A presente invenção será mais bem compreendida lendo-se adescrição seguinte de modos de realização não limitativos em referência aosdesenhos anexados, onde partes iguais de cada uma das figuras sãoidentificadas pelos mesmos caracteres de referência, e são descritasresumidamente como segue:
Figura 1 ilustra uma vista em perspectiva de um modo derealização do aparelho de monitoração da pressão.
Figura 2 ilustra uma vista lateral de um modo de realização doaparelho de monitoração da pressão instalado em um furo de poço.
Figura 3 mostra uma vista de topo do furo de poço, mostrandoas direções das perfurações.
Figura 4 ilustra uma vista lateral de outro modo de realizaçãodo aparelho de monitoração da pressão instalado em um furo de poço.
Descrição Detalhada da Invenção
A Figura 1 mostra um modo de realização de um aparelho paramonitoração das propriedades da formação. Neste modo de realização, oelemento tubular 101 é uma seção do revestimento, do revestimento interno,ou de outro material usado para manter a integridade do furo de poço. Oelemento tubular 101 pode igualmente ser uma seção da tubulação, da rampade lançamento de cimento, ou de outro dispositivo usado para descer oequipamento para dentro de um furo de poço. A pistola de perfuração 102 e osensor 103 são montados na parte externa do elemento tubular 101 bem pertoum do outro. A pistola de perfuração 102 e o sensor 103 podem serconectados diretamente ou via tubulações adicionais ou mangueiras.
Qualquer tipo de pistola de perfuração pode ser usado;entretanto, a direção das perfurações deve apontar para fora do revestimento(elemento tubular 101) de modo que quando disparada, ela não danifique orevestimento. Em um modo de realização sem fio da invenção, a pistola deperfuração 102 pode ser disparada pressurizando-se, o revestimento usando-semétodos convencionais de perfuração sem fio. Em um modo de realizaçãoalternativo, um fio pode ser conectado à pistola de perfuração 102 e usadopara o disparo. Neste modo de realização, um revestimento convencionaltransportou a pistola de perfuração sem fio com as cargas conformadasvoltadas para dentro, removidas, como mostrado.
Qualquer tipo de sensor pode ser usado incluindo, porexemplo, medidores de tensão, medidores de quartzo, e outro dispositivo desensoriamento convencional. Os modos de realização nesta aplicaçãodiscutem o uso de um sensor de pressão; entretanto, sensores que medemoutras propriedades do poço poderiam ser empregados.
O módulo de comunicações sem fio 104 é mostrado conectadoao elemento tubular 101. A tecnologia da telemetria sem fio é conhecida naindústria e pode ser usada para transmitir dados recolhidos no furodescendente às instalações de produção na superfície. Neste caso, o módulode comunicações sem fio 104 transmite os dados de pressão recolhidos dosensor 103, em tempo real, à superfície.
A Figura 2 descreve o aparelho mostrado na figura 1 instaladono furo de poço 201. Uma seção do furo de poço 201 é mostrada atravessandoa formação 202 com o elemento tubular 101 descido em seu interior. Como nafigura 1, a pistola de perfuração 102, o sensor 103, e o módulo decomunicações sem fio 104 são montados sobre a parte externa do elementotubular 101. Na Figura 2, somente uma seção do furo de poço é mostrada. Porser o sistema de transmissão sem fio, um operador pode instalar numerosossensores e pistolas de perfuração em um único furo de poço para obter osdados desejados.
Quando em operação, uma vez o elemento tubular 103 descidopara sua posição desejada no furo de poço 201, cimento 203 é bombeadoopcionalmente através do anulo 204, fixando o elemento tubular 101 no lugar.Então, o revestimento é pressurizado e a pistola de perfuração 102 é ativada.A Figura 3 mostra uma vista de topo do aparelho no furo de poço para indicara direção das perfurações. Cargas de conformação 301 são mostradasconectadas à pistola de perfuração 102. Quando disparadas, as cargasconformadas 301 penetram o cimento 203 e a formação 202 de acordo com ostrajetos 302 expondo deste modo o sensor 103 à pressão da formação.Durante a operação de perfuração, o elemento tubular 101 permanece intactoe o sensor 103 não é danificado embora fique em comunicação de pressãodireta com a arma e não seja protegido do choque da pressão gerada pelodisparo da pistola (referida na indústria como a "sobrepressão"). O sensor 103recolhe dados, que são transmitidos à unidade de superfície 205 pelo módulode comunicação sem fio 104, fornecendo, então, dados da pressão sem anecessidade de perfurar um poço de observação dedicado ou comprometer aintegridade do revestimento.
Outro modo de realização da invenção usa uma conexão porfio para transmitir os dados de pressão recolhidos no furo descendente. AFigura 4 descreve um modo de realização por fio que está instalado sobre ladoexterno de uma seção do revestimento. O furo de poço 401 é mostradoatravessando a formação 402. O primeiro aparelho 403 e o segundo aparelho 404 são mostrados montados sobre lado externo do revestimento 405. Osprimeiro aparelhos 403 e segundo aparelho 404 são conectados pelo fio 406,que se estende até a superfície (não mostrado). O primeiro aparelho 403 e osegundo aparelho 404 consistem em pistolas perfuração (407 e 410), sensores(408 e 411), e módulos de comunicações (409 e 412). O aparelho inteiro éfixado ao furo de poço usando-se cimento 413. Neste modo de realização, osdados coletados pelos sensores 408 e 411 são transmitidos para a superfícieusando-se o fio 406 (não mostrado). A transmissão por fio pode ser menosconfiável do que o uso de uma comunicação sem fio porque o fio pôde serdanificado durante a colocação no furo ou quando as zonas são perfuradaspara a produção. Entretanto, os sistemas de transmissão por fio são vantajososporque fornecem maior freqüência de dados, podem transmitir dados porperíodos mais longos, e possibilitam que medições mais profundas sejamcontidas. Além disto, o fio pode igualmente ser usado para disparar as pistolasde perfuração.
Embora o sistema de alguns modos de realização da presenteinvenção tenha sido desenvolvido para reservatórios compactados compermeabilidade baixa, alguns modos de realização da invenção podemigualmente ser úteis em reservatórios com permeabilidade alta. Em muitasáreas, múltiplos reservatórios penetrados por um único furo de poçoproduzem e são gerenciados separadamente por causa de exigências legais oudo gerenciamento do reservatório. Alguns modos de realização da presenteinvenção permitem ao operador produzir de um único horizonte do poçoenquanto atua como poço de observação da pressão para um ou vários outrosreservatórios, prevenindo, então, a necessidade de perfurar observadores dapressão dedicados.As vantagens dos modos de realização da invenção incluemuma ou várias das seguintes:
(i) Fornecer medida de pressão precisa em formaçõescompactadas de baixa permeabilidade
(ii) Manter a integridade do revestimento
(iii) Permitir produção e monitoração simultâneas
(iv) Evitar a necessidade de perfurar poço de observaçãoseparado
(v) Poder ser usado em formações de permeabilidade alta, nasquais reservatórios múltiplos são penetrados por um único furo de poço
(vi) Usar múltiplas balas, melhorando a possibilidade deestabelecer comunicação de pressão com a formação.
Os peritos na técnica apreciarão que muitas modificações evariações são possíveis nos termos dos modos de realização, configurações,materiais, e métodos sem fugir de seu espírito e escopo. Conseqüentemente, oescopo das reivindicações anexadas a seguir e seus equivalentes funcionaisnão devem ser limitados pelos modos de realização particulares aqui descritose ilustrados, já que estes são meramente de natureza exemplificativa.
Claims (19)
1. Método para monitorar a pressão em uma formaçãoatravessada por, pelo menos, um furo de poço, caracterizado pelo fato decompreender:fornecer um elemento tubular tendo uma superfície externa;anexar uma pistola de perfuração a dita superfície externa,mencionada pistola sendo orientada de tal maneira que quando disparada, elanão danifique o elemento tubular;conectar um sensor à pistola de perfuração, bem perto dela,onde o sensor é exposto ao furo de poço;introduzir o elemento tubular dentro do furo de poço; fixar oelemento tubular no furo de poço;disparar a pistola de perfuração para penetrar a formação;expor o sensor à pressão da formação; emonitorar a pressão na formação com o sensor para obterdados da pressão.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de compreender adicionalmente, anexar um módulo de comunicaçõessem fio aos lado externo do elemento tubular.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelofato do elemento tubular ser um revestimento.
4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelofato da fixação ser executada cimentando o revestimento de encontro àformação.
5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelofato do disparo ser executado pressurizando o revestimento para detonar umapluralidade de cargas conformadas.
6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelofato de compreender adicionalmente transmitir os dados de pressão para umaunidade de controle na superfície usando o módulo de comunicações sem fio.
7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelofato de compreender adicionalmente produzir petróleo a partir da formação.
8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de compreender conectar adicionalmente o sensor a uma unidade decontrole na superfície usando uma conexão por fio.
9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelofato da introdução ser executada por uma rampa de lançamento de cimento.
10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizadopelo fato de compreender adicionalmente produzir petróleo a partir daformação.
11. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizadopelo fato da introdução ser executada pela tubulação.
12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizadopelo fato de compreender adicionalmente, produzir petróleo a partir daformação.
13. Aparelho para monitorar a pressão em uma formaçãoatravessada por, pelo menos, um furo de poço revestido internamente comrevestimento, caracterizado pelo fato de compreender:um módulo de comunicações sem fio montado sobre o ladoexterno do revestimento;uma pistola de perfuração montada no lado externo dorevestimento e orientada de modo que quando disparada, a pistola deperfuração não danifica o revestimento; eum sensor montado sobre o lado externo do revestimento ondeo sensor não é protegido da sobrepressão.
14. Aparelho de acordo com a reivindicação 13, caracterizadopelo fato de compreender adicionalmente uma unidade de controle nasuperfície, que seja conectada operacionalmente ao módulo de comunicaçõessem fio.
15. Aparelho de acordo com a reivindicação 14, caracterizadopelo fato do sensor ser um medidor de pressão.
16. Aparelho para monitorar a pressão em uma formação,atravessada, por, pelo menos, um furo de poço, caracterizado pelo fato decompreender:um elemento tubular que tem uma superfície externa;um módulo de comunicações sem fio montado sobre asuperfície externa do elemento tubular;uma pistola de perfuração orientada de modo que quandodisparada, a pistola de perfuração não danifica o elemento tubular e montadona superfície externa do elemento tubular; eum sensor montado sobre a superfície externa do elementotubular onde o sensor não é protegido da sobrepressão.
17. Aparelho de acordo com a reivindicação 16, caracterizadopelo fato de compreender adicionalmente um dispositivo de distribuiçãoselecionado do grupo consistindo na tubulação, nas rampas de lançamento decimento, e no cabo de perfuração.
18. Aparelho de acordo com a reivindicação 17, caracterizadopelo fato de compreender adicionalmente uma unidade de controle nasuperfície, que é conectada operacionalmente ao módulo de comunicaçõessem fio.
19. Aparelho de acordo com a reivindicação 18, caracterizadopelo fato do sensor ser um medidor de pressão.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US73346105P | 2005-11-04 | 2005-11-04 | |
| PCT/US2006/042924 WO2007056121A1 (en) | 2005-11-04 | 2006-11-02 | Monitoring formation properties |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0618246A2 true BRPI0618246A2 (pt) | 2011-08-23 |
Family
ID=37831614
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0618246-1A BRPI0618246A2 (pt) | 2005-11-04 | 2006-11-02 | método e aparelho para monitorar a pressão em uma formação atravessada por, pelo menos, um furo de poço |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070193740A1 (pt) |
| EP (1) | EP1945905B1 (pt) |
| CN (1) | CN101300402A (pt) |
| AT (1) | ATE489535T1 (pt) |
| AU (1) | AU2006311880B2 (pt) |
| BR (1) | BRPI0618246A2 (pt) |
| CA (1) | CA2627431C (pt) |
| DE (1) | DE602006018508D1 (pt) |
| EA (1) | EA200801260A1 (pt) |
| NO (1) | NO20082490L (pt) |
| WO (1) | WO2007056121A1 (pt) |
Families Citing this family (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8540027B2 (en) | 2006-08-31 | 2013-09-24 | Geodynamics, Inc. | Method and apparatus for selective down hole fluid communication |
| US8607864B2 (en) * | 2008-02-28 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Live bottom hole pressure for perforation/fracturing operations |
| US8672031B2 (en) * | 2009-03-13 | 2014-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating with wired drill pipe |
| US20120048539A1 (en) * | 2010-08-24 | 2012-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Reservoir Pressure Monitoring |
| EP2652264A4 (en) * | 2010-12-17 | 2015-05-06 | Halliburton Energy Services Inc | BOHRLOCHPERFORATION WITH DETERMINATION OF BOHRLOCHCHE PROPERTIES |
| US8397800B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating string with longitudinal shock de-coupler |
| GB2491216B (en) * | 2010-12-17 | 2013-07-31 | Halliburton Energy Serv Inc | Modelling shock produced by well perforating |
| US8397814B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-19 | Halliburton Energy Serivces, Inc. | Perforating string with bending shock de-coupler |
| GB2503575B (en) * | 2010-12-17 | 2014-04-09 | Halliburton Energy Serv Inc | Modelling shock produced by well perforating |
| US8393393B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coupler compliance tuning for mitigating shock produced by well perforating |
| WO2012148429A1 (en) | 2011-04-29 | 2012-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shock load mitigation in a downhole perforation tool assembly |
| US8985200B2 (en) | 2010-12-17 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensing shock during well perforating |
| BR112013015224A2 (pt) * | 2010-12-17 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services Inc | detecção de choque durante perfuração de poço |
| US20120241169A1 (en) | 2011-03-22 | 2012-09-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool assemblies with quick connectors and shock mitigating capabilities |
| US9091152B2 (en) | 2011-08-31 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun with internal shock mitigation |
| US9297228B2 (en) | 2012-04-03 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shock attenuator for gun system |
| WO2014046655A1 (en) | 2012-09-19 | 2014-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforation gun string energy propagation management with tuned mass damper |
| US9598940B2 (en) | 2012-09-19 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforation gun string energy propagation management system and methods |
| WO2014084867A1 (en) | 2012-12-01 | 2014-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Protection of electronic devices used with perforating guns |
| US20150008003A1 (en) * | 2013-07-02 | 2015-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Selective plugging element and method of selectively plugging a channel therewith |
| NO340917B1 (no) | 2013-07-08 | 2017-07-10 | Sensor Developments As | System og fremgangsmåte for in-situ bestemmelse av et brønnformasjonstrykk gjennom et sementlag |
| WO2015130785A1 (en) * | 2014-02-25 | 2015-09-03 | Schlumberger Canada Limited | Wirelessly transmitting data representing downhole operation |
| US9970286B2 (en) | 2015-01-08 | 2018-05-15 | Sensor Developments As | Method and apparatus for permanent measurement of wellbore formation pressure from an in-situ cemented location |
| WO2016111629A1 (en) | 2015-01-08 | 2016-07-14 | Sensor Developments As | Method and apparatus for permanent measurement of wellbore formation pressure from an in-situ cemented location |
| RU2721039C2 (ru) * | 2016-03-18 | 2020-05-15 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Датчики, расположенные вдоль бурового снаряда |
| GB2550868B (en) | 2016-05-26 | 2019-02-06 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules comprising a crystal oscillator |
| GB2550869B (en) | 2016-05-26 | 2019-08-14 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements |
| GB2550867B (en) | 2016-05-26 | 2019-04-03 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules connected by a matrix |
| GB2550866B (en) | 2016-05-26 | 2019-04-17 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using semiconductor elements |
| US11377937B2 (en) | 2017-04-19 | 2022-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method, and device for monitoring a parameter downhole |
| CN114144571A (zh) * | 2019-07-22 | 2022-03-04 | 沙特阿拉伯石油公司 | 确定井筒完整性的方法 |
| US11261727B2 (en) | 2020-02-11 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Reservoir logging and pressure measurement for multi-reservoir wells |
| US11519245B2 (en) * | 2020-05-07 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well intervention-less control of perforation formation and isolation |
| CN112729603A (zh) * | 2020-12-25 | 2021-04-30 | 中海石油(中国)有限公司海南分公司 | 一种离散式多点温度测量装置及其测量方法 |
| US11506048B2 (en) * | 2021-01-21 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun assembly for use within a borehole |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4480690A (en) * | 1981-02-17 | 1984-11-06 | Geo Vann, Inc. | Accelerated downhole pressure testing |
| GB9021253D0 (en) * | 1990-09-29 | 1990-11-14 | Metrol Tech Ltd | Method of and apparatus for the transmission of data via a sonic signal |
| US5551344A (en) * | 1992-11-10 | 1996-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for overbalanced perforating and fracturing in a borehole |
| CA2172047C (en) * | 1993-10-07 | 2001-01-02 | Larry K. Moran | Method and apparatus for downhole activated wellbore completion |
| FR2712626B1 (fr) * | 1993-11-17 | 1996-01-05 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . |
| GB2325479B (en) * | 1997-05-24 | 1999-11-24 | Sofitech Nv | Plug placement method |
| US6766854B2 (en) * | 1997-06-02 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Well-bore sensor apparatus and method |
| US6148916A (en) * | 1998-10-30 | 2000-11-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for releasing, then firing perforating guns |
| US6325146B1 (en) * | 1999-03-31 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor |
| US6173772B1 (en) * | 1999-04-22 | 2001-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling multiple downhole tools |
| US6386288B1 (en) * | 1999-04-27 | 2002-05-14 | Marathon Oil Company | Casing conveyed perforating process and apparatus |
| US7287589B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment system and method |
| GB2366578B (en) * | 2000-09-09 | 2002-11-06 | Schlumberger Holdings | A method and system for cement lining a wellbore |
| US6820693B2 (en) * | 2001-11-28 | 2004-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic telemetry actuated firing system for well perforating gun |
| US6834233B2 (en) * | 2002-02-08 | 2004-12-21 | University Of Houston | System and method for stress and stability related measurements in boreholes |
| US7152676B2 (en) * | 2002-10-18 | 2006-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Techniques and systems associated with perforation and the installation of downhole tools |
| GB2406870B (en) * | 2002-12-03 | 2006-04-12 | Schlumberger Holdings | Intelligent well perforating systems and methods |
| US6837310B2 (en) * | 2002-12-03 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent perforating well system and method |
| GB2398805B (en) * | 2003-02-27 | 2006-08-02 | Sensor Highway Ltd | Use of sensors with well test equipment |
| US7213648B2 (en) * | 2004-03-30 | 2007-05-08 | Kirby Hayes Incorporated | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris |
| US7325612B2 (en) * | 2005-04-28 | 2008-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | One-trip cut-to-release apparatus and method |
-
2006
- 2006-11-02 EA EA200801260A patent/EA200801260A1/ru unknown
- 2006-11-02 DE DE602006018508T patent/DE602006018508D1/de active Active
- 2006-11-02 CA CA2627431A patent/CA2627431C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-02 US US11/555,985 patent/US20070193740A1/en not_active Abandoned
- 2006-11-02 EP EP06827430A patent/EP1945905B1/en not_active Not-in-force
- 2006-11-02 WO PCT/US2006/042924 patent/WO2007056121A1/en active Application Filing
- 2006-11-02 AU AU2006311880A patent/AU2006311880B2/en not_active Ceased
- 2006-11-02 AT AT06827430T patent/ATE489535T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-11-02 CN CNA2006800407878A patent/CN101300402A/zh active Pending
- 2006-11-02 BR BRPI0618246-1A patent/BRPI0618246A2/pt not_active Application Discontinuation
-
2008
- 2008-06-03 NO NO20082490A patent/NO20082490L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20082490L (no) | 2008-08-04 |
| CN101300402A (zh) | 2008-11-05 |
| EA200801260A1 (ru) | 2009-02-27 |
| WO2007056121A1 (en) | 2007-05-18 |
| CA2627431A1 (en) | 2007-05-18 |
| EP1945905A1 (en) | 2008-07-23 |
| US20070193740A1 (en) | 2007-08-23 |
| DE602006018508D1 (de) | 2011-01-05 |
| AU2006311880A1 (en) | 2007-05-18 |
| EP1945905B1 (en) | 2010-11-24 |
| CA2627431C (en) | 2015-12-29 |
| ATE489535T1 (de) | 2010-12-15 |
| AU2006311880B2 (en) | 2010-06-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0618246A2 (pt) | método e aparelho para monitorar a pressão em uma formação atravessada por, pelo menos, um furo de poço | |
| CA2501480C (en) | System and method for installation and use of devices in microboreholes | |
| US7173542B2 (en) | Data relay for casing mounted sensors, actuators and generators | |
| US20190390543A1 (en) | Depth positioning using gamma-ray correlation and downhole parameter differential | |
| US6230800B1 (en) | Methods and apparatus for long term monitoring of a hydrocarbon reservoir | |
| US6116085A (en) | Instrumentation tubing string assembly for use in wellbores | |
| CN106062312A (zh) | 用于储层测试和监控的方法和设备 | |
| Sutton | Hydrogeological testing in the Sellafield area | |
| Freifeld et al. | The Modular Borehole Monitoring Program: a research program to optimize well-based monitoring for geologic carbon sequestration | |
| WO2011012838A2 (en) | Measurement apparatus | |
| CA2239210C (en) | Instrumentation tubing string assembly for use in wellbores | |
| RU2278234C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| JPS60261822A (ja) | 単孔式多深度地下水調査装置および方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B11A | Dismissal acc. art.33 of ipl - examination not requested within 36 months of filing | ||
| B11Y | Definitive dismissal - extension of time limit for request of examination expired [chapter 11.1.1 patent gazette] |