CN101309853A - 用于利用微机电系统（mems）或其他传感器进行井下流体分析的装置 - Google Patents
用于利用微机电系统（mems）或其他传感器进行井下流体分析的装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101309853A CN101309853A CNA2006800428766A CN200680042876A CN101309853A CN 101309853 A CN101309853 A CN 101309853A CN A2006800428766 A CNA2006800428766 A CN A2006800428766A CN 200680042876 A CN200680042876 A CN 200680042876A CN 101309853 A CN101309853 A CN 101309853A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sensor
- mems
- circuit board
- fluid
- structure housing
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 118
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 title claims description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 86
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 24
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 13
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 claims description 11
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 8
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 6
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000012777 electrically insulating material Substances 0.000 description 2
- 238000010894 electron beam technology Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000000862 absorption spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000000326 densiometry Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
Images
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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B81—MICROSTRUCTURAL TECHNOLOGY
- B81B—MICROSTRUCTURAL DEVICES OR SYSTEMS, e.g. MICROMECHANICAL DEVICES
- B81B7/00—Microstructural systems; Auxiliary parts of microstructural devices or systems
- B81B7/0032—Packages or encapsulation
- B81B7/0077—Other packages not provided for in groups B81B7/0035 - B81B7/0074
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01D11/00—Component parts of measuring arrangements not specially adapted for a specific variable
- G01D11/24—Housings ; Casings for instruments
- G01D11/245—Housings for sensors
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
本发明提供用于井下应用的MEMS器件和其他传感器的封装。MEMS器件和/或其他传感器可有助于原地特征化地层流体。该封装有助于高温高压环条件下的使用，这些条件在井下环境中经常遇到。
Description
技术领域
本发明基本上涉及适合于生产碳氢化合物的井(比如油井或气井)的勘探和开发中的地层评估和测试的井下流体分析。本发明尤其提供了用于利用微机电系统(MEMS)或其他传感器对在这种井中产生的流体执行井下分析的装置。
背景技术
为了评估井眼周围的地下地层的特性，经常想要获得来自井眼中各种特定位置的地层流体样品。已经开发了能够在单个测井运转(run)中从地层获取多个样品的工具。这种工具的例子可以在美国专利No.3780575和美国专利3859851中找到。
斯伦贝谢(Schlumberger)的RFT和MDT工具代表了两种特定型式的采样工具。特别地，MDT工具包括流体分析模块以便能够分析由该工具采样的流体。图1表示这种井下工具10的示意图，该井下工具用于测试地层和分析来自地层的流体的成分。井下工具10通过测井电缆15悬挂在井眼12，该测井电缆以常规方式连接到地面系统18，该地面系统包括适当的电子设备和处理系统，用于控制该工具和分析从井下工具10接收到的信号。井下工具10包括细长体19，该细长体包围工具控制系统16的井下部分。细长体19还带有可选择性延伸的流体导入组件(fluidadmitting assembly)20(例如如以上提到的‘575和‘851专利所示，并且如美国专利No.4860581所述，通过引用结合于此)和可选择性地延伸的锚定构件21，它们分别布置在细长体19的相反侧上。流体导入或排出组件20配备来用于选择性地密封或隔离井眼12的壁的一部分，从而建立与相邻地层的压力或流体连通。流体分析模块25也包括在细长工具体19以内，所获得的流体流过该模块。然后流体可以通过端口(未示出)排出回到井眼中，或者可以被送到一个或多个样品室22，23以便在地面回收。流体排出组件、流体分析部分以及到达样品室的流道的控制通过电控制系统16，18来保持。
光学流体分析器(OFA)，其可以位于流体分析模块25中，可确认流动流束(flow stream)中的流体并量化油与水的含量。美国专利No.4994671(通过引用结合于此)描述了一种井眼装置，其包括测试腔、光源、光谱探测器、数据库以及处理器。从地层抽入测试腔的流体通过使光对准流体、检测透射和/或反向散射光的光谱并处理信息(基于数据库中涉及不同光谱的信息)来分析，以便特征化地层流体。
此外，美国专利No.5167149和美国专利No.5201220(都通过引用结合于此)描述了用于估计存在于流体流束(fluid stream)中的气体的量的装置。棱镜附着在流体流束中的窗口且光通过棱镜射到窗口。检测和分析从窗口/流体流动界面以特定角度反射的光，以指示气体在流体流束中的存在。
如美国专利No.5266800(通过引用结合于此)中所述，可监测随着时间的过去所获得的流体样品的光吸收光谱，以确定何时地层流体而不是泥浆滤出物流入流体分析模块25。此外，如属于Hines的美国专利5331156所述，通过以特定的预定能量对流体流束实施光密度测量(OD)，可以量化二相流体流束的油和水的百分率。
除了或代替上述光流体分析，可能想得到其他地层流体特性的就地测量。例如，对于将返回地面以便进一步分析的流体样品，在井下精确地测量流体样品的密度、粘度、温度和压力可能是重要的。在样品瓶从现场地点运送到实验室的过程中，流体特性可能会因为压力和温度方面的差异而改变。必须精确地知晓原地条件以便在实验室中复制这些条件，从而进行完全和精确地样品分析。不过，目前的与流体样品特性测量相关的井下分析设备非常庞大且需要相当多的电源。此外，空间和能量在钻井工具中是非常宝贵的，因此设备越小越有功率效率就越好。
本发明针对改善或至少减少以上标出的一个或多个问题。
发明内容
本发明致力于上述缺陷以及其他。特别地，本发明提供适合于井下应用的MEMS或传感器封装(packaging)。根据本发明的一个方面，一种MEMS或传感器封装包括结构壳体，至少部分地设置在结构壳体中的陶瓷印刷电路板，附着(attach)和电连接到陶瓷印刷电路板的传感器以及设置在陶瓷印刷电路板与结构壳体之间的第一环形密封件。所述结构壳体可包括内凹部，以使得第一环形密封件设置在所述内凹部中。传感器处的压力可趋向于使所述第一环形密封件变紧。
根据本发明的一些实施例，陶瓷印刷电路板可包括第一或高压端，且所述传感器可以是MEMS器件(device)并可以附着到所述第一端。所述陶瓷印刷电路板还可以包括具有电垫的第二或低压端。所述陶瓷印刷电路板可包括柱形中心部分，所述柱形中心部分包括邻近于第一端的第一直径、邻近于第二端的第二直径、以及过渡台肩(shoulder)。所述结构壳体可包括内台肩，且所述内台肩可倚靠在所述陶瓷印刷电路板的过渡台肩上。
根据本发明的一些方面，所述陶瓷印刷电路板包括柱形中间部分、设置在第一端并附着到所述传感器的台阶、和设置在第二端并延伸到结构壳体以外的平台(flat landing)。所述平台可包括一个或多个标准PCB电垫或引线。干涉台肩可设置在所述陶瓷印刷电路板与所述结构壳体中。传感器处的压力可促使所述干涉台肩合在一起。
根据一些实施例，所述传感器延伸到所述结构壳体以外。可在传感器之上设置帽。所述帽可与结构壳体重叠并包括至少一个孔。所述至少一个孔可包括延伸通过所述帽的横向孔，以及所述帽中的边缘孔(end hole)。
所述封装的一些实施例包括连接在所述传感器与所述陶瓷印刷电路板之间的接合线。所述接合线可以用绝缘材料覆盖或填充。MEMS或传感器封装的一些实施例包括所述传感器与所述陶瓷印刷电路板之间的倒装晶片(flip chip)接线。
外部环形密封件可设置在结构壳体中。
所述传感器可包括温度传感器、密度传感器、压力传感器、粘度传感器、光传感器以及化学传感器中的一个或多个。
本发明的另一个方面提供一种用于分析井眼周围的地层中的流体的装置。该装置包括地下流体分析工具，所述地下流体分析工具包括流体分析模块、和设置在所述流体分析模块中的MEMS传感器。所述MEMS传感器可由MEMS封装容纳。所述MEMS封装可包括结构壳体、至少部分地设置在所述结构壳体中并电连接到所述MEMS传感器的陶瓷印刷电路板、以及设置在所述陶瓷印刷电路板与所述结构壳体之间的第一环形密封件。所述第一环形密件封适于使所述陶瓷印刷电路板的附着到所述MEMS传感器的第一部分、与所述陶瓷印刷电路板的第二部分跨越高达至少10Kpsi的压力差而相互隔离。所述MEMS传感器可适于在达至少25Kpsi的压力下和达至少200摄氏度的温度下操作。所述MEMS传感器可跨越使所述MEMS传感器与MEMS传感器的电触垫相隔离的高压密封而被插入。
根据一些实施例，所述地下流体分析工具包括流体样品排出系统。所述地下流体分析工具可建立地层流体与所述MEMS传感器之间的流体连通。
本发明的另一个实施例提供了高温、高压井下传感器，包括基本上柱形的具有第一和第二部分以及第一台肩的陶瓷电路板，附着到所述第一部分以暴露于高压地下环境的MEMS传感器，附着到所述第二部分并暴露于大气压力下的电气部件部分，容纳所述陶瓷电路板的壳，所述壳具有倚靠在所述陶瓷电路板的所述第一台肩的第二台肩，使所述第二部分与所述第二部分隔离的密封件，以及具有覆盖所述MEMS传感器的孔的帽。基本上柱形的陶瓷电路板可包括平的部分，所述平的部分包括设置在所述第二部分中的电垫或引线。所述MEMS传感器可利用接合线(wire bond)附着到所述基本上柱形的陶瓷电路板，且所述接合线可用电绝缘材料填充或覆盖。
本发明的另一个方面提供一种分析地下地层流体的方法。该方法包括建立MEMS传感器与井眼中的地下地层流体之间的流体连通，并将信息从所述MEMS传感器传送到处理器。所述处理器可位于地面地点。该方法还可包括将所述MEMS传感器封装在可拆除卡盒(cartridge)中并将所述可拆除卡盒插入井下工具中。该方法可包括将所述MEMS传感器电连接到基本上柱形的陶瓷电路板，将所述基本上柱形的陶瓷电路板插入壳中，并密封所述基本上柱形的陶瓷电路板与所述壳之间的第一环带。该方法可包括将所述壳盖在所述传感器之上。该方法可包括密封所述壳与井下工具之间的第二环带。
本发明的其他优点和新的特征将在随后的说明中阐述，或者可以由本领域技术人员通过阅读这些材料或实施本发明而获知。本发明的优点可通过所附的权利要求中的叙述而获得。
附图说明
附图描绘了本发明的优选实施例并且是说明书的一部分。与以下说明一起，附图证明和解释了本发明的原理。
图1表示根据本发明一个实施例配置在井眼中并包括流体分析模块的地下钻井工具，该流体分析模块包含MEMS器件或其他传感器。
图2是根据本发明一个实施例用于插入图1所示的地下钻井工具中的装配的MEMS或传感器封装的透视图。
图3是根据本发明一个实施例的图2所示的装配的MEMS或传感器封装的横截面图。
图4是根据本发明一个实施例的图2所示的装配的MEMS或传感器封装的端视图。
图5是根据本发明一个实施例的MEMS器件和陶瓷印刷电路板的侧视图。
图6是根据本发明一个实施例插入图1所示的流体分析模块的、图2所示的MEMS或传感器封装的放大、部分横截面图。
贯穿附图，相同的附图标记和说明代表、但不必须是相同的元素。尽管本发明容许各种修改和可选替代形式，但已经在附图中通过举例表示出特定的实施例，并将在本文中详细说明。不过，应该理解的是本发明不意味着限定于所披露的特殊形式。更确切地，本发明覆盖落在由所附的权利要求定义的本发明范围以内的所有修改、等效和可选方案。
具体实施方式
以下说明本发明的示例性的实施例和方面。为了清楚起见，在该说明书中不是所有的实际实施方式都有所说明。当然可以了解的是在任何这种实施例的研究中，必须作出大量的特定实施决定以实现研究者的特定目标，比如顺从于相关系统和相关行业的约束，这些目标可能使得一种实施方式不同于其他。此外，可以理解的是，这种研究工作可能是复杂而耗时的，但对于受益于本发明公开的本领域技术人员而言是常规的工作。
本发明考虑用于利用MEMS器件或其他传感器在井下条件下精确地测量流体特性的方法和装置。井下条件基本上是指如“高温、高压”环境，其可包括达大约两百摄氏度(C)或以上的温度、和大约十至二十五Kpsi或以上的压力。这里所述的原理有助于MEMS器件在任何井下或高温、高压环境中的使用。
如本说明书和权利要求书全文中所使用的那样，术语“井下”是指地下环境，尤其是在钻井中。“井下工具”广泛用于表示用于地下环境中的任何工具，包括但不限于测井工具、采样工具、成像工具、声学工具、温度传感器、压力传感器和组合工具。“流体”是指连续的、无定形的物质，其分子自由移动通过彼此，且其具有呈现其容器的形状的倾向。“MEMS”器件或MEMS传感器是指任何微机电系统。“传感器”是指可用来测量或感应物质的温度、压力、密度、粘度、化学成分和/或其他性质的任何器件，并包括机械、电气、光学和化学传感器。“低压”是指小于以上定义的“高压”的任何情况，尤其是大气压力。
现在转向附图，尤其是附图1，井下工具10，其可以是地下流体分析工具，在流体分析模块25中包括传感器封装，例如MEMS或传感器封装100(图2)。井下工具10是任何井下工具的代表，包括采样工具、测井工具、实施地层流体测量的在钻井同时测量(MWD)在钻井同时测井(LWD)的工具，以及其他。因此井下工具10的实施例是非限定性的。根据这里所述的原理，任何井下工具可构造成与MEMS封装或其他传感器封装一起使用。
MEMS或传感器封装100(图2)相对于整个钻井工具10而言太小而不能详细地表示出来。不过，MEMS或传感器封装100的细节详细表示在图2-6中。图2-6中所示和所述的MEMS或传感器封装适用于地下环境及其他环境中。
下面参考图2-6，MEMS或传感器封装100包括结构壳体102(图3)，该结构壳体容纳印刷电路板(例如图2-6所示的陶瓷印刷电路板104)的至少一部分。结构壳体102可包括不锈钢或其他材料，并可包括以下所述的许多内部和外部特征。结构壳体102是基本上柱形但可包括直径或其他方面的许多变化。例如，结构壳体102的第一端106可包括第一直径。第一台肩或锥形108使结构壳体102的外径过渡到具有第二直径的第二部分110，该第二直径大于第一直径。结构壳体102的第二部分110可包括能容纳外部环形密封件(比如O环密封件114)的凹部112(图3)。第二台肩或锥形116使结构壳体102的外径过渡到第三部分118。第三部分118的外径大于第二部分110的外径。第三部分118可包括第一和第二凹部120、122，以便使MEMS器件或其他传感器142(在下面参考图3-4讨论)与陶瓷印刷电路板104对准。因此，凹部120、122确保MEMS封装100以确定的方向插入流体分析模块25(图1)(或与模块25平行的工具)中并用作引导或设置键。
第三台肩或锥形124使结构壳体102的外径从第三部分118过渡到第四部分126。第四部分126的外径小于第三部分118的外径，并可基本上等于第二部分110的外径。第四台肩或锥形128使结构壳体102的外径从第四部分126过渡到第五部分130(图3)。第五部分130(图3)可包括凹部132(图3)。凹部132(图3)可用来将MEMS或传感器封装100从模块25(图1)除去作为抓钩槽。第五部分130(图3)的外径小于第四部分126的外径。结构壳体还可包括第一内台肩134(图3)和第二内台肩135(图3)。
如上所述，结构壳体102容纳陶瓷印刷电路板104的至少一部分。不过，陶瓷印刷电路板104为基本上柱形，如图5最清晰地表示。陶瓷印刷电路板104包括第一端136、第二端138、和柱形中心部分140。第一端136可包括台阶137并电连接到和附着到传感器142。传感器142可包括MEMS器件，并可包括但不限于压力传感器、温度传感器、粘度传感器、光学传感器和化学传感器，其中的每一个都可从商业来源获得。任何传感器可电连接到陶瓷印刷电路板104。图2-6的传感器142可以是MEMS器件并可测量近似2mm乘5mm乘0.2mm，这是小于现有井下工具上使用的任何常规传感器的数量级并且仅需要常规井下传感器所使用的能量的小部分。
根据一些实施例，传感器142在第一端136处通过接合线电连接到陶瓷印刷电路板。此外，接合线可以由电绝缘材料(比如成型胶或低熔点玻璃)覆盖或填充。填充在接合线之上或之间可防止它们分离并保护它们不暴露于井下流体。根据一些实施例，传感器142包括半导体芯片并可以是连接到陶瓷印刷电路板104并用绝缘体覆盖的倒装晶片。根据一些实施例，传感器142是具有可动部分的MEMS传感器，且根据另一些实施例，传感器142没有可动部分，比如光学或化学传感器。
陶瓷印刷电路板104的第二端138包括具有一个或多个标准电垫或引线144的基本上平的平台或平面部分145。在第二端138处设置在平台145中的电垫144可以常规方式连接到其他电子设备(未示出)。第二端138可延伸到结构壳体102以外，如图2-6所示，以便易于连接到其他电子设备。
类似地，附着到传感器142的陶瓷印刷电路板104的第一端136可延伸到结构壳体102的外部。传感器142延伸到结构壳体以外是必要的，以与地层流体建立可通流体的连通。不过，传感器142可以用帽146覆盖，如图2-4和6所示。帽146为基本上柱形并可包括不锈钢或其他材料。帽146可设有边缘孔148，用于帽146的内部与外部之间到传感器142的流体连通。帽146还可包括自始至终延伸穿过帽146的相反侧的横向通孔150，如图2-3所示。通孔150可用于到传感器142的流体连通。通孔150可包括进入端口，以用绝缘材料填充传感器142与陶瓷印刷电路板104之间的接合线。
帽146还可包括膜盒(bellow)型结构和保护鼻或帽(未示出)，以保护传感器142不受地层流体的影响。然后，由膜盒型结构和金属帽/结构壳体确定的腔室充满硅油或类似的流体，以将地层流体的压力传递到传感器元件142，例如，压力传感器。膜盒型结构可以是焊接到柱形帽146的不锈钢材料的电子束(EB)。还可以设置其他类型的保护屏障以保护传感器142不受地层流体的影响。标题为Protective Barriers for Small Devices、发明人为Harrison等，同本申请同时(cocurrently)提交的美国专利申请No.11/231269，描述了适合于应用在本文所述的高温、高压环境中的小型器件的另一些保护性屏障，前述专利申请的全部内容通过引用合并于此。
根据图2-6的实施例，帽146与结构壳体102重叠。帽146倚靠着结构壳体102的第一内台肩134和/或陶瓷印刷电路板104的台肩139，并保护传感器142不受到操作人员在将封装100插入井下工具10(图1)期间的处理操作或其他处理操作的损害。不过，孔148、150确保了传感器142与地层流体之间的流体连通。
不过，地层流体可以是在高温和/或高压下，因此传感器142应该与陶瓷印刷电路板104的电垫144隔离。因此，根据一些实施例，在陶瓷印刷电路板的柱形中心部分140处有第一环形密封件。结构壳体102可包括能够容纳第一环形密封件的内凹部152，比如内部O环密封件154。内部O环密封件154使陶瓷印刷电路板104的高压端136与适于在大气条件下常规地电连接到其他电子设备的低压端138隔离。此外，陶瓷印刷电路板104的柱形中心部分140包括邻近第一端136的第一直径，邻近第二端138的第二直径，和过渡台肩156。过渡台肩156与结构壳体102的内台肩135干涉。因此，当陶瓷电路板104的第一端136暴露于高压时，过渡台肩156倾向于受迫靠着结构壳体102的内台肩135，进一步使第一端136密封隔离于第二端138。因此，第一和第二端136、138可在达至少10至25Kpsi的高压下保持隔离。
MEMS或传感器封装100可用作井下工具10(图1)的流体分析模块25(图1)中的易于更换的卡盒。如图6所示，MEMS或传感器封装100可插跨在流体分析模块25(图1)的两种截然不同的环境中，其中外部O环114隔离开两种截然不同的环境、以及传感器142与电垫144。结构壳体102的第二台肩116可限制MEMS或传感器封装100插跨在两种截然不同的环境中。电垫144可暴露于大气条件下，而传感器142插入高温高压下的流体分析模块25的地层流体流束中。MEMS传感器或其他传感器测量结果可以经由陶瓷印刷电路板104的电垫144传送到处理电子设备(例如，电子设备和处理模块18(图1))。
以下说明根据本发明一些方面的井下工具10和MEMS或传感器封装100的操作。MEMS或传感器封装100可跨越由外部O环114形成的高压密封插入流体分析模块25。传感器142可暴露于流体分析模块25或流体排出组件20的流体流道。井下工具10可向井下插入并锚定。流体排出组件20可将流体排出地层，并建立传感器142与地层流体之间的流体连通。传感器142测量流体性质并经由陶瓷印刷电路板104的电垫144传送测量结果。电垫144可经由测井电缆15与处理器(比如电子设备)与处理模块18通信。不过，电垫144通过外部O环密封件114和内部环形O环密封件154与井下条件隔离。因此，任何MEMS器件或其他传感器可根据这里所述的原理封装并用在井下或其他复杂的环境中。此外，根据本发明的一些MEMS封装或其他传感器封装避免了使用隔板(bulkhead)来分离高压和低压，这降低了成本并提高了可靠性。根据本发明一些方面的传感器封装优化了设计的紧密性。例如，根据一些实施例，传感器和电子设备是在同一陶瓷衬底上，使得传感器能够部署到利用标准封装方法无法利用到的区域中。
前面已经提出的描述仅仅是举例和说明本发明及其一些实施例。不表示穷举或将本发明限定到所披露的任何明确的形式。这里所述的原理可用来形成可跨越压差使用的任何MEMS或传感器封装或者流体分析工具。
选择并说明了优选的方面以便最好地阐述本发明的原理及其实际应用。前面的说明意在能够使本领域技术人员最好地以各种实施方式和方面以及以适于特定使用预期的各种修改来使用本发明。预计本发明的范围由以下权利要求来确定。
权利要求书(按照条约第19条的修改)
1.一种MEMS或传感器封装，包括：
结构壳体；
至少部分地设置在所述结构壳体中的陶瓷印刷电路板；
附着和电连接到所述陶瓷印刷电路板的传感器，所述传感器布置成暴露于高压环境；
设置在所述陶瓷印刷电路板与所述结构壳体之间的第一环形密封件。
2.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在所述结构壳体中的设置键。
3.根据权利要求2的MEMS或传感器封装，其中所述设置键包括设置在所述结构壳体的至少一个凹部，当所述MEMS或传感器封装插入井下工具时，所述至少一个凹部确保确定的定向。
4.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中传感器包括MEMS器件。
5.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在所述结构壳体中的内凹部，其中所述第一环形密封件设置在所述内凹部中。
6.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述陶瓷印刷电路板包括：
第一端，所述传感器附着到第一端；
具有电垫的第二端；
柱形中心部分，所述柱形中心部分包括邻近于第一端的第一直径、邻近于第二端的第二直径、以及过渡台肩。
7.根据权利要求6的MEMS或传感器封装，所述结构壳体包括内台肩，且所述内台肩倚靠在所述陶瓷印刷电路板的过渡台肩上。
8.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述陶瓷印刷电路板包括：
高压端，所述传感器设置在所述高压端中；
具有电垫的低压端。
9.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述陶瓷印刷电路板包括：
柱形中间部分；
设置在第一端并附着到所述传感器的台阶；
设置在第二端并延伸到结构壳体以外的平台，所述平台包括一个或多个电垫。
10.根据权利要求9的MEMS或传感器封装，还包括设置在陶瓷印刷电路板与所述结构壳体中的干涉台肩。
11.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在陶瓷印刷电路板与所述结构壳体中的干涉台肩，其中传感器处的压力倾向于使所述第一环形密封件变紧。
12.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在陶瓷印刷电路板与所述结构壳体中的干涉台肩，其中所述传感器处的压力迫使干涉台肩合在一起。
13.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括连接在所述传感器与所述陶瓷印刷电路板之间的接合线，其中所述接合线覆有绝缘材料。
14.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述传感器是连接到所述陶瓷印刷电路板的倒装晶片，其中倒装晶片的接线覆有绝缘材料。
15.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在所述结构壳体中的外部环形密封件。
16.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述传感器包括温度传感器、密度传感器、压力传感器、粘度传感器、光传感器以及化学传感器中的一个或多个。
17.一种用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，包括：
地下流体分析工具，所述地下流体分析工具包括流体分析模块；
设置在所述流体分析模块中的MEMS传感器，其中所述MEMS传感器由MEMS封装容纳并且布置成暴露于高压环境；
所述MEMS封装包括：
结构壳体；
至少部分地设置在所述结构壳体中并电连接到所述MEMS传感器的陶瓷印刷电路板；
设置在所述陶瓷印刷电路板与所述结构壳体之间的第一环形密封件，所述第一环形密封件适于使所述陶瓷印刷电路板的附着到所述MEMS传感器的第一部分、与所述陶瓷印刷电路板的处在达至少10Kpsi的压力下的第二部分相隔离。
18.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，其中所述MEMS传感器包括温度传感器、密度传感器、压力传感器以及粘度传感器中的一个或多个。
19.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，其中所述MEMS传感器适于在达至少25Kpsi的压力下和达至少200摄氏度的温度下操作。
20.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，所述MEMS传感器跨越使所述MEMS传感器与MEMS传感器的电触垫相隔离的高压密封而被插入。
21.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，其中所述地下流体分析工具包括流体样品排出系统。
22.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，其中所述地下流体分析工具建立地层流体与所述MEMS传感器之间的流体连通。
23.一种高温、高压井下传感器，包括：
基本上柱形的具有第一和第二部分以及第一台肩的陶瓷电路板；
附着到所述第一部分以暴露于高压环境的传感器；
附着到所述第二部分并暴露于大气压力下的电气部件部分；
容纳所述陶瓷电路板的壳，所述壳具有倚靠在所述陶瓷电路板的所述第一台肩的第二台肩；
使所述第一部分与所述第二部分隔离的密封件；
具有覆盖所述传感器的孔的帽。
24.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，其中所述传感器为MEMS传感器。
25.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，还包括设置在所述壳的外表面中的方向设置键。
26.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，其中所述基本上柱形的陶瓷电路板包括平面部分，所述平面部分包括设置在所述第二部分中的电垫。
27.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，其中所述传感器利用接合线附着到所述基本上柱形的陶瓷电路板，且所述接合线用电绝缘材料填充。
28.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，其中所述高压环境包括地下环境。
Claims (27)
1.一种MEMS或传感器封装，包括：
结构壳体；
至少部分地设置在所述结构壳体中的陶瓷印刷电路板；
附着和电连接到所述陶瓷印刷电路板的传感器；
设置在所述陶瓷印刷电路板与所述结构壳体之间的第一环形密封件。
2.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在所述结构壳体中的设置键。
3.根据权利要求2的MEMS或传感器封装，其中所述设置键包括设置在所述结构壳体中的至少一个凹部，当所述MEMS或传感器封装插入井下工具时，所述至少一个凹部确保确定的定向。
4.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中传感器包括MEMS器件。
5.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在所述结构壳体中的内凹部，其中第一环形密封件设置在所述内凹部中。
6.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述陶瓷印刷电路板包括：
第一端，所述传感器附着到第一端；
具有电垫的第二端；
柱形中心部分，所述柱形中心部分包括邻近于第一端的第一直径、邻近于第二端的第二直径、以及过渡台肩。
7.根据权利要求6的MEMS或传感器封装，所述结构壳体包括内台肩，且所述内台肩倚靠在所述陶瓷印刷电路板的过渡台肩上。
8.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述陶瓷印刷电路板包括：
高压端，所述传感器设置在所述高压端中；
具有电垫的低压端。
9.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述陶瓷印刷电路板包括：
柱形中间部分；
设置在第一端并附着到所述传感器的台阶；
设置在第二端并延伸到结构壳体以外的平台，所述平台包括一个或多个电垫。
10.根据权利要求9的MEMS或传感器封装，还包括设置在陶瓷印刷电路板与所述结构壳体中的干涉台肩。
11.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在陶瓷印刷电路板与所述结构壳体中的干涉台肩，其中传感器处的压力倾向于使所述第一环形密封件变紧。
12.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在陶瓷印刷电路板与所述结构壳体中的干涉台肩，其中所述传感器处的压力迫使干涉台肩合在一起。
13.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括连接在所述传感器与所述陶瓷印刷电路板之间的接合线，其中所述接合线覆有绝缘材料。
14.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述传感器是连接到所述陶瓷印刷电路板的倒装晶片，其中倒装晶片的接线覆有绝缘材料。
15.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，还包括设置在所述结构壳体中的外部环形密封件。
16.根据权利要求1的MEMS或传感器封装，其中所述传感器包括温度传感器、密度传感器、压力传感器、粘度传感器、光传感器以及化学传感器中的一个或多个。
17.一种用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，包括：
地下流体分析工具，所述地下流体分析工具包括流体分析模块；
设置在所述流体分析模块中的MEMS传感器，其中所述MEMS传感器由MEMS封装容纳；
所述MEMS封装包括：
结构壳体；
至少部分地设置在所述结构壳体中并电连接到所述MEMS传感器的陶瓷印刷电路板；
设置在所述陶瓷印刷电路板与所述结构壳体之间的第一环形密封件，所述第一环形密封件适于使所述陶瓷印刷电路板的附着到所述MEMS传感器的第一部分、与所述陶瓷印刷电路板的处在达至少10Kpsi的压力下的第二部分相隔离。
18.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，其中所述MEMS传感器包括温度传感器、密度传感器、压力传感器以及粘度传感器中的一个或多个。
19.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，其中所述MEMS传感器适于在达至少25Kpsi的压力下和达至少200摄氏度的温度下操作。
20.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，所述MEMS传感器跨越使所述MEMS传感器与MEMS传感器的电触垫相隔离的高压密封而被插入。
21.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，其中所述地下流体分析工具包括流体样品排出系统。
22.根据权利要求17的用于分析井眼周围的地层中的流体的装置，其中所述地下流体分析工具建立地层流体与所述MEMS传感器之间的流体连通。
23.一种高温、高压井下传感器，包括：
基本上柱形的具有第一和第二部分以及第一台肩的陶瓷电路板；
附着到所述第一部分以暴露于高压地下环境的传感器；
附着到所述第二部分并暴露于大气压力下的电气部件部分；
容纳所述陶瓷电路板的壳，所述壳具有倚靠在所述陶瓷电路板的所述第一台肩的第二台肩；
使所述第一部分与所述第二部分隔离的密封件；
具有覆盖所述传感器的孔的帽。
24.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，其中所述传感器为MEMS器件。
25.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，还包括设置在所述壳的外表面中的方向设置键。
26.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，其中所述基本上柱形的陶瓷电路板包括平面部分，所述平面部分包括设置在所述第二部分中的电垫。
27.根据权利要求23的高温、高压井下传感器，其中所述传感器利用接合线附着到所述基本上柱形的陶瓷电路板，且所述接合线用电绝缘材料填充。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/230,793 US7392697B2 (en) | 2005-09-19 | 2005-09-19 | Apparatus for downhole fluids analysis utilizing micro electro mechanical system (MEMS) or other sensors |
| US11/230,793 | 2005-09-19 | ||
| PCT/IB2006/002549 WO2007034276A2 (en) | 2005-09-19 | 2006-09-15 | Apparatus for downhole fluids analysis utilizing micro electro mechanical systems (mems) or other sensors |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101309853A true CN101309853A (zh) | 2008-11-19 |
| CN101309853B CN101309853B (zh) | 2013-09-11 |
Family
ID=37596244
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2006800428766A Expired - Fee Related CN101309853B (zh) | 2005-09-19 | 2006-09-15 | 用于利用微机电系统(mems)或其他传感器进行井下流体分析的装置 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7392697B2 (zh) |
| CN (1) | CN101309853B (zh) |
| CA (1) | CA2623013C (zh) |
| WO (1) | WO2007034276A2 (zh) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9194207B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface wellbore operating equipment utilizing MEMS sensors |
| US8342242B2 (en) | 2007-04-02 | 2013-01-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems MEMS in well treatments |
| US10358914B2 (en) | 2007-04-02 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment |
| US9200500B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of sensors coated with elastomer for subterranean operations |
| US9879519B2 (en) | 2007-04-02 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through fluid sensing |
| US8162050B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US7712527B2 (en) * | 2007-04-02 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8297352B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9494032B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors |
| US8302686B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8316936B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9822631B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring downhole parameters using MEMS |
| US8291975B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9732584B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8297353B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US20090033516A1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented wellbore tools and methods |
| US7723989B2 (en) * | 2007-08-31 | 2010-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Transducer assemblies for subsurface use |
| WO2010121176A2 (en) * | 2009-04-17 | 2010-10-21 | Cornell University | Microtensiometer |
| US8411262B2 (en) | 2010-09-30 | 2013-04-02 | Precision Energy Services, Inc. | Downhole gas breakout sensor |
| US8542353B2 (en) | 2010-09-30 | 2013-09-24 | Precision Energy Services, Inc. | Refractive index sensor for fluid analysis |
| NO20111436A1 (no) * | 2011-10-21 | 2013-04-22 | Petroleum Technology Co As | Pluggsensor for temperatur- og trykkovervaking i en olje-/gassbronn |
| US20140144695A1 (en) * | 2012-11-26 | 2014-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Systems and Methods for Coupling a Power Cable to a Downhole Motor Using a Penetrator |
| US9366552B2 (en) * | 2013-01-25 | 2016-06-14 | Egs Solutions Inc. | Sealed sensor assembly |
| WO2014134741A1 (en) * | 2013-03-07 | 2014-09-12 | Evolution Engineering Inc. | Detection of downhole data telemetry signals |
| US9235937B1 (en) * | 2013-06-05 | 2016-01-12 | Analog Devices, Inc. | Mounting method for satellite crash sensors |
| US10823177B2 (en) * | 2016-08-17 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and methods for sensing parameters in an ESP using multiple MEMS sensors |
| US11060400B1 (en) | 2020-05-20 | 2021-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to activate downhole tools |
| US11255189B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize subterranean fluid composition and adjust operating conditions using MEMS technology |
| US11255191B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize wellbore fluid composition and provide optimal additive dosing using MEMS technology |
| US11360014B1 (en) | 2021-07-19 | 2022-06-14 | Multi-Chem Group, Llc | Methods and systems for characterizing fluid composition and process optimization in industrial water operations using MEMS technology |
Family Cites Families (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3189095A (en) * | 1962-11-05 | 1965-06-15 | Baker Oil Tools Inc | Hydraulically set well packers |
| US3780575A (en) * | 1972-12-08 | 1973-12-25 | Schlumberger Technology Corp | Formation-testing tool for obtaining multiple measurements and fluid samples |
| US3859851A (en) * | 1973-12-12 | 1975-01-14 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for testing earth formations |
| US4994671A (en) * | 1987-12-23 | 1991-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for analyzing the composition of formation fluids |
| US4860581A (en) * | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
| US5201220A (en) * | 1990-08-28 | 1993-04-13 | Schlumberger Technology Corp. | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
| US5167149A (en) * | 1990-08-28 | 1992-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
| US5266800A (en) * | 1992-10-01 | 1993-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of distinguishing between crude oils |
| US5331156A (en) * | 1992-10-01 | 1994-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method of analyzing oil and water fractions in a flow stream |
| DE19510447A1 (de) | 1995-02-10 | 1996-08-14 | Landis & Gyr Tech Innovat | Differenzdrucksensor |
| CN2265535Y (zh) * | 1995-11-29 | 1997-10-22 | 辽河石油勘探局钻采工艺研究院 | 高温电子双参数测试仪 |
| CN2313040Y (zh) * | 1997-05-12 | 1999-04-07 | 大庆市天镇有限公司 | 压裂瞬间油管内外压力记录仪 |
| US7336474B2 (en) * | 1999-09-23 | 2008-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Microelectromechanical devices |
| US6928864B1 (en) * | 1999-09-30 | 2005-08-16 | In-Situ, Inc. | Tool assembly and monitoring applications using same |
| US6384473B1 (en) * | 2000-05-16 | 2002-05-07 | Sandia Corporation | Microelectronic device package with an integral window |
| US6531341B1 (en) * | 2000-05-16 | 2003-03-11 | Sandia Corporation | Method of fabricating a microelectronic device package with an integral window |
| NO319947B1 (no) * | 2000-09-05 | 2005-10-03 | Schlumberger Holdings | Mikrosvitsjer for nedhulls-anvendelse |
| US6681633B2 (en) * | 2000-11-07 | 2004-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spectral power ratio method and system for detecting drill bit failure and signaling surface operator |
| US7434457B2 (en) * | 2001-03-23 | 2008-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid property sensors |
| US6590647B2 (en) * | 2001-05-04 | 2003-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Physical property determination using surface enhanced raman emissions |
| GB2377952B (en) * | 2001-07-27 | 2004-01-28 | Schlumberger Holdings | Receptacle for sampling downhole |
| CN1412413A (zh) * | 2001-10-12 | 2003-04-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 高温注汽井放喷过程中产液剖面测试仪 |
| US6915848B2 (en) * | 2002-07-30 | 2005-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Universal downhole tool control apparatus and methods |
| US6976386B1 (en) * | 2002-10-31 | 2005-12-20 | Battelle Energy Alliance, Llc | Tensiometer methods |
| US7362422B2 (en) * | 2003-11-10 | 2008-04-22 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for a downhole spectrometer based on electronically tunable optical filters |
| AU2004291942C1 (en) * | 2003-11-18 | 2010-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature environment tool system and method |
-
2005
- 2005-09-19 US US11/230,793 patent/US7392697B2/en active Active
-
2006
- 2006-09-15 CN CN2006800428766A patent/CN101309853B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-15 WO PCT/IB2006/002549 patent/WO2007034276A2/en active Application Filing
- 2006-09-15 CA CA2623013A patent/CA2623013C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2623013C (en) | 2015-06-30 |
| WO2007034276A3 (en) | 2007-05-18 |
| WO2007034276B1 (en) | 2007-07-26 |
| WO2007034276A2 (en) | 2007-03-29 |
| CA2623013A1 (en) | 2007-03-29 |
| CN101309853B (zh) | 2013-09-11 |
| US20070062274A1 (en) | 2007-03-22 |
| US7392697B2 (en) | 2008-07-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101309853B (zh) | 用于利用微机电系统(mems)或其他传感器进行井下流体分析的装置 | |
| RU2398963C2 (ru) | Устройство и способ для измерения удельного сопротивления флюидов | |
| CA2501480C (en) | System and method for installation and use of devices in microboreholes | |
| CA2472674C (en) | While drilling system and method | |
| EP2477047B1 (en) | System and method for measuring downhole parameters | |
| US8511379B2 (en) | Downhole X-ray source fluid identification system and method | |
| CA2913703C (en) | Downhole pocket electronics | |
| US9658362B2 (en) | Pressure equalized packaging for electronic sensors | |
| EP3091174A1 (en) | A downhole fluid properties analysis device and tools comprising such a device | |
| US8360143B2 (en) | Method of determining end member concentrations | |
| US10927660B2 (en) | Tiltmeter for EAT applications | |
| US8022707B2 (en) | Methods and apparatus for determining a presence of a non-conductive coating on electrodes in downhole fluid resistivity measurement devices | |
| US20150167458A1 (en) | System And Method For Detecting Hydrogen Sulfide In A Formation Sampling Tool | |
| US9677394B2 (en) | Downhole fluid sensor with conductive shield and method of using same | |
| US10865632B2 (en) | Downhole tension sensing apparatus | |
| US10989049B2 (en) | Apparatus and methods for high quality analysis of reservoir fluids | |
| US10738604B2 (en) | Method for contamination monitoring | |
| WO2013137742A1 (en) | Method and device for determining pressure in a cavity |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20130911 Termination date: 20170915 |