EA008080B1 - Система и способ для установки и использования устройств в буровых микроскважинах - Google Patents
Система и способ для установки и использования устройств в буровых микроскважинах Download PDFInfo
- Publication number
- EA008080B1 EA008080B1 EA200500619A EA200500619A EA008080B1 EA 008080 B1 EA008080 B1 EA 008080B1 EA 200500619 A EA200500619 A EA 200500619A EA 200500619 A EA200500619 A EA 200500619A EA 008080 B1 EA008080 B1 EA 008080B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- microwell
- drilling
- measuring device
- main borehole
- measurements
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 68
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 51
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 112
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 8
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 40
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 7
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 206010067472 Organising pneumonia Diseases 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 235000013405 beer Nutrition 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 208000023367 bronchiolitis obliterans with obstructive pulmonary disease Diseases 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 231100000481 chemical toxicant Toxicity 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 201000009805 cryptogenic organizing pneumonia Diseases 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 235000011389 fruit/vegetable juice Nutrition 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000007274 generation of a signal involved in cell-cell signaling Effects 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009940 knitting Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012857 radioactive material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000012899 standard injection Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- 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
-
- 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
- E21B41/0042—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches characterised by sealing the junction between a lateral and a main bore
-
- 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
-
- 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
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
- G01V11/005—Devices for positioning logging sondes with respect to the borehole wall
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
- G01V2210/616—Data from specific type of measurement
- G01V2210/6163—Electromagnetic
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Раскрываются способы и системы для проведения измерений, связанных с пластом горной породы, включающие в себя главную буровую скважину, буровую микроскважину, простирающуюся от главной буровой скважины в пласт горной породы, и одно или более измерительных устройств, устанавливаемых и приспосабливаемых для проведения измерения в зонах измерения, располагаемых в буровой микроскважине. В буровой микроскважине также может быть установлен пакер, имеющий размеры и приспосабливаемый для гидравлической изоляции зон измерения от условий, содержащихся в других частях буровой микроскважины и/или в главной буровой скважине. Также раскрываются способы и системы для взятия проб флюида и впрыскивания индикаторов флюида в буровую микроскважину.
Description
Настоящее изобретение относится к применениям в области обслуживания буровых скважин на нефтяном месторождении. В частности, изобретение относится к способам и системам, которые используются в буровых микроскважинах или боковых микроскважинах, пробуренных из главной буровой скважины.
Предпосылки создания изобретения
Бурение вторичных скважин от главной буровой скважины является традиционной технологией, например при создании боковых стволов и буровых скважин с многочисленными боковыми скважинами для оценки пласта или улучшения добычи. Эти многочисленные боковые скважины имеют диаметры, сравнимые с диаметром главной буровой скважины. Из-за жесткости компоновки, используемой для бурения скважин, они ответвляются из главной скважины под небольшим углом, оставляя большое эллиптическое отверстие в месте соединения. При необходимости герметизирования соединения требуются некоторые существенные затраты на механическое соединение в дополнение к затратам времени и денег, требующихся в первую очередь для бурения многочисленных боковых скважин.
Из-за этого обычно осуществляется бурение буровой скважины с многочисленными боковыми скважинами для улучшения добычи или некоторого вида контроля, при необходимости доступа к части нефтяного коллектора, находящегося на большом расстоянии от главной буровой скважины. Способ доступа к нефтяному коллектору, находящемуся вблизи главной буровой скважины, также является традиционным, а именно заключается в использовании кумулятивных перфораторов. Через обсадную колонну и цементный раствор осуществляется бурение каналов в пласте, чтобы позволить углеводородам поступать в буровую скважину, или флюидам для обработки пласта поступать в пласт. Скважины в обсадной колонне, пробуренные кумулятивными перфораторами, не имеют гладкой формы, они неровные или грубые, что усложняет их герметизацию в случае необходимости. Скважины, пробуренные в горной породе, также не имеют гладкую, чистую или равномерную форму, они конические, с грубыми стенками, содержат обломки породы, и их размеры зависят от прочности горной породы и многих других факторов.
В большой степени из-за вышеуказанных характеристик буровые скважины с многочисленными боковыми скважинами и скважины, пробуренные с помощью кумулятивных перфораторов, не подходят для ряда применений, которые могли бы иметь предпочтение от доступа к пласту горной породы, окружающего главную буровую скважину.
Краткое содержание изобретения
Таким образом, целью настоящего изобретения является обеспечение системы и способа для установки и использования устройств в буровых микроскважинах.
Согласно изобретению предусматривается система для проведения измерений, связанных с пластом горной породы, состоящая из главной буровой скважины, буровой микроскважины, простирающейся от главной буровой скважины в пласт горной породы, измерительного устройства, устанавливаемого и приспосабливаемого для проведения измерения в зоне измерения, располагаемой в буровой микроскважине, на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины, и пакера, устанавливаемого в буровой микроскважине, имеющего размеры и приспосабливаемого для гидравлической изоляции зоны измерения от условий, присутствующих в других частях буровой микроскважины и/или в главной буровой скважине.
Согласно различным вариантам осуществления изобретения, измерительным устройством может быть один или более датчиков давления, включая датчики для измерения порового давления в пластах глинистого сланца, детектор воды или газа, электрический датчик для обнаружения электросейсмической активности, датчик температуры или химический датчик.
Согласно другому варианту осуществления изобретения предусматривается система для проведения измерений, связанных с пластом горной породы, состоящая из главной буровой скважины, буровой микроскважины, простирающейся от главной буровой скважины в пласт горной породы, и измерительного устройства, по меньшей мере, часть которого располагается в буровой микроскважине, по меньшей мере, на расстоянии диаметра главной буровой скважины.
Согласно различным вариантам осуществления устройство датчика может быть инклинометром, геофоном, магнитометром или датчиком, приспосабливаемым для измерения уплотнения пласта горной породы.
Согласно различным другим вариантам осуществления изобретения многочисленные измерения могут быть выполнены вдоль буровой микроскважины с использованием измерительного устройства. Это может быть выполнено с использованием большого количества датчиков, устанавливаемых в различных местах в буровой микроскважине, или с помощью перемещения измерительного устройства вдоль буровой микроскважины во время проведения измерений. Измерительным устройством может быть резистивиметр или ультразвуковой фотодетектор.
Согласно другому варианту осуществления изобретения устройство для отбора проб устанавливается и приспосабливается для отбора пробы флюида в зоне отбора пробы, располагаемой в буровой микроскважине на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины.
- 1 008080
Согласно другому варианту осуществления изобретения устройство инжектирования устанавливается и приспосабливается для инжектирования индикатора в зоне инжектирования, располагаемой в буровой микроскважине на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины.
Изобретение также осуществляется в способе установки датчика в буровой микроскважине и способе проведения измерений в буровой микроскважине, связанных с пластом горной породы.
Как используется в настоящем изобретении, термин «боковые микроскважины и буровые микроскважины» означает любые скважины, пробуриваемые из главной буровой скважины, имеющие диаметр существенно меньше, чем диаметр главной буровой скважины и длину больше, чем диаметр главной буровой скважины. Обычно боковые микроскважины и буровые микроскважины приблизительно или почти перпендикулярны главной буровой скважине, имеют 15-50 мм в диаметре и 2-3 м в длину.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 показывает схему инструмента, подходящего для использования с настоящим изобретением;
фиг. 2 показывает этапы для использования буровых микроскважин согласно предпочтительным вариантам осуществления изобретения;
фиг. 3 показывает блок-схему двух буровых микроскважин, простирающихся от главной буровой скважины в пласт горной породы согласно изобретению и фиг. 4 также показывает устройства, установленные в буровые микроскважины, простирающиеся от горизонтальной части главной буровой скважины согласно изобретению.
Подробное описание изобретения
Согласно заявленному изобретению создание относительно гладкой скважины с известным размером через обсадную колонну и пласт, позволяет разместить датчики и другие устройства, с последующей герметизацией скважины в обсадной колонне, чтобы изолировать датчик от содержимого буровой скважины. Это может быть выполнено с помощью тестера ЗсЫитЬетдег'к Сакеб Но1е Эупат1с Тек!ег, устанавливаемого на платформу МОТ на талевом канате. См. патент США 5692565, включенный в настоящее описание в качестве ссылки, «\У|ге1ше-С’опуеуеб Тйгоидй-Сакшд Еогшабоп Тек!ег Ргекегуек Сакшд НЧедгИу» Ьу Вигдекк е! а1., 8оае1у о£ Ре1то1еит Епдшеегк, 8РЕ 72371, включенный в настоящее описание в качестве ссылки, и Сакеб Но1е Иупат1ск Тек!ег Втосйиге (ййр://^тете.соппес1.к1Ь.сот/НиЬ/Ьгосйиге/ Ьгосйиге.с1т?ргт1аЬ1е = 1&Ь=соппес1/£огта1юп_еуа1иа1юп/Сакеб_Но1е_Пупат1ск__Тек1ег&1б= 16670409&
ЬЬ1к1 = Ьтосйиге01, Ьтосйиге02, ЬтосйитеОЗ, Ьтойиге04, Ьтосйиге05&п=1), включенную в настоящее изобретение в качестве ссылки. Максимальная глубина скважины с данным типом компоновки в настоящее время ограничивается примерно 150 мм. Эта глубина позволяет отбирать пробы флюида или достоверно измерять давление пластового флюида в проницаемом пласте из обсаженной скважины. Однако на точность некоторых видов измерений в скважине такой глубины будет влиять близость главной буровой скважины. Например, на температуру пласта будет сильно влиять характер циркуляции флюида в главной буровой скважине, а концентрация напряжения вокруг главной буровой скважины будет влиять на напряжения и механические свойства.
Согласно изобретению для того, чтобы выполнить измерения, на которые не оказывает влияние присутствие главной буровой скважины, датчики должны быть расположены как можно дальше от нее, в идеале на расстоянии от 5 до 10 диаметров буровой скважины. Маленькие скважины, от 2 до 3 м длиной и от 2 до 3 см диаметром, перпендикулярные главной буровой скважине, позволяют размещение большого количества устройств различных типов для измерения, инжектирования, выработки сигналов и так далее, а также для других функций.
Такая технология, как технология, предоставляемая инструментом, известным как РепебгШ от фирмы Репе1га1огк Сапаба, Веб Эеег. А1Ьег!а (\\л\лт.репебп11.сот) предпочтительна согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения. Система реиебгШ описана в патенте США 6167968, включенном в настоящее описание в качестве ссылки. Инструмент РепебгШ предпочтительно устанавливается на насосно-компрессорную колонну, имеющую муфтовое или бухтовое соединение, и бурит скважину через обсадную колонну с помощью бурового долота, сконструированного для металла, затем использует внутренний челнок для перемещения комплекта буров для бурения горной породы на заданное место. Такое приспособление затем может пробуривать до 2 м в пласте под требуемыми углами к главной буровой скважине. Замена бура и комплекта буров предпочтительно контролируется и управляется гидравлически с поверхности, и операция бурения занимает от 3 до 20 мин. За один спуск может быть просверлено около 10 скважин.
На фиг. 1 показана схема инструмента, подходящего для использования с настоящим изобретением, такого как инструмент РепебгШ. Инструмент 102 показан помещенным в буровую скважину в пласте горной породы 108 и обсаженную обсадной колонной 104.
Инструмент 102 согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения имеет приблизительно 30 футов в длину и приблизительно 4 дюйма в наружном диаметре. С такими размерами инструмент может подходить для использования в главной буровой скважине или обсадной колонне с диаметром от 4,5 до 7 дюймов. Устройство предпочтительно модифицируется для большего диаметра для обсадной колонны или скважины большего размера.
Инструмент 102 поддерживается насосно-компрессорной колонной 110. Насосно-компрессорная
- 2 008080 колонна 110 может быть насосно-компрессорной колонной с муфтовым или бухтовым сединением. Якорь 114 используется для фиксации положения инструмента во время операции бурения буровой микроскважины. Фильтр 116 предусматривается для защиты инструмента от нежелательных сыпучих частиц в гидравлической линии.
Секция контроля 116 представляет собой узел клапана с гидравлическим приводом, позволяющим оператору, находящемуся на поверхности, активизировать инструменты. Флюид возвращается на поверхность через кольцо 106 насосно-компрессорной колонны/обсадной насосно-компрессорной колонны. Максимальное давление в насосно-компрессорной колонне предпочтительно около 26 МПа (3770 ρκί).
Секция 120 двигателя и секция 122 бурения производят вращение, удлинение и втягивание, используемые для бурения буровой микроскважины. Буровое долото внутри секции бурения 122 предпочтительно является алмазным долотом для горной породы и бурит буровые микроскважины диаметром около 17 мм.
Секция 124 фрезерования фрезерует скважину в эксплуатационной обсадной колонне (если присутствует) и позволяет доступ бурового долота к пласту горной породы. Последовательное передвижение предпочтительно выполняется гидравлически. Для буровой микроскважины диаметром 17 мм окно в обсадной колонне должно быть около 26 мм. Секция фрезерования 124 включает в себя канал 126 размещения инструмента, через который инструмент для бурения, другое оборудование и устройства вводятся в пласт горной породы.
Другой вид устройства, которое также может быть использовано для бурения через обсадную колонну для использования с рядом вариантов осуществления настоящего изобретения, описывается в патенте США 6378629, включенном в настоящее описание в качестве ссылки. Способ описывается фирмой 8а1ити МасЫие аиб Ае1бшд Со., КеиФску. Бок А1аток Ναΐίοηαΐ БаЬк раскрыла способ для размещения акустического датчика или источника в буровой скважине малого диаметра, пробуриваемой прямо с поверхности. См. А1Ьг1дП(. Ι.Ν. и Огеекеп, Ό.8., М1стойо1е 1ес11по1оду 1о\тегк гекетуой ехр1отайои, с11агас1епхабоп сок!к, 011 аиб Сак 1оитиа1 крес1а1 1ккие, 1аи.10, 2000, р. 39; Мобе1к киррой ро!еийа1 Гог бпШид беер тютоМек, 011 аиб Сак 1оитиа1, 1аи.17, 2000, р. 56, включенные в настоящее описание в качестве ссылки.
Фиг. 2 показывает этапы для использования буровых микроскважин согласно ряду предпочтительных вариантов осуществления изобретения. Как показано на фиг. 2, на этапе 210 главная буровая скважина пробуривается и обсаживается с использованием традиционной технологии. На этапе 212 специализированный инструмент для бурения буровых микроскважин вводится в скважину. Например, такой инструмент, как инструмент РеиебтШ, может быть использован на этом этапе для бурения одной или более боковых микроскважин. Инструмент предпочтительно работает как отдельный инструмент на конце насосно-компрессорной колонны с муфтовым или бухтовым соединением, однако инструмент также может быть предусмотрен как часть компоновки нижней части главной буровой скважины и может устанавливаться во время бурения. Если использовалось размещение во время бурения, главная бурильная колонна будет стационарной в течение некоторого времени во время этапа 212.
На этапе 214 комплекты устройств вводятся в боковые микроскважины, в зависимости от конкретного требуемого применения (например, детектирования, накачки, выработки сигналов).
На этапе 216 скважина прерывается у обсадной колонны, при этом предпочтительно используется заглушка «металл-металл» с некоторым устройством вывода данных. Заглушка предпочтительно такая же, как заглушка, используемая в инструменте ЗсЫитЬетдег'к Сакеб Но1е ОпШид Тоо1. См. 8РЕ 72371, включенный в настоящее описание в качестве ссылки.
На этапе 218 устройства, устанавливаемые в боковых микроскважинах на этапе 214, опрашиваются или адресуются с помощью подходящего скважинного оборудования. Оборудование, используемое для опрашивания и/или адресации, находится на одной и той же инструментальной колонне или на другой инструментальной колонне. Опрашивающие устройства, которые могли бы быть использованы на этом этапе, включают в себя системы, раскрытые в патенте США 6234257, включенном в настоящем описании в качестве ссылки.
Последовательность операций, описанная на фиг. 2, предпочтительно позволяет постоянную установку устройств, находящихся в тесном контакте с пластом и расположенных на расстоянии от возмущающего влияния главной буровой скважины.
Фиг. 3 показывает схему двух буровых микроскважин 152 и 154, простирающихся от главной буровой скважины 106 в пласт горной породы 108. Главная буровая скважина 106 обсажена обсадной колонной 104, и кольцевое пространство между пластом горной породы 108 и обсадной колонной 104 заполнено цементом 150. Буровая микроскважина 152 содержит датчик давления 160 на дальнем конце, и пакер 162, который герметизирует остаток буровой микроскважины. Конфигурация скважины 152 подходит, например, для измерения порового давления в чрезвычайно плотных пластах. Буровая микроскважина 154 содержит три датчика давления 170а, 170Ь и 170с, изолируемые пакерами 172а, 172Ь и 172с. Такая конфигурация буровой микроскважины 154 могла бы подходить, например, для измерения градиента радиального давления в проницаемом пласте.
Уплотнения 164 и 178 «металл-металл» расположены в отверстиях обсадной колонны 104. Уплотнения 164 и 178 служат для защиты цемента 150 и содержимого буровой микроскважины, включая паке
- 3 008080 ры, провода, датчики и другие устройства от содержимого главной буровой скважины. Например, главная буровая скважина может быть подвержена воздействию ядовитых химикатов от обработки кислотой, и уплотнения 164 и 178 защищают цемент и содержимое буровой микроскважины от кислоты. Предпочтительно, когда уплотнения 164 и 178 обеспечены возможностью считывания данных для того, чтобы данные от устройств в буровых микроскважинах могли быть считаны системами опроса внутри главной буровой скважины. Например, могут быть предусмотрены электрические разъемы или индуктивная связь.
Соединительные провода 174 и 166 предусматриваются для электрического соединения устройств внутри буровой микроскважины с уплотнениями 178 и 164 соответственно.
Устройства датчиков должны иметь диаметры, как подходящие к размерам буровой микроскважины, так и позволяющие их введение с огибанием угла из главной буровой скважины в буровую микроскважину. Пакеры предпочтительно имеют размеры, позволяющие плотно прилегать в буровой микроскважине так, чтобы пакерам не нужно было иметь большую степень расширения. Устройства датчиков, пакеры и любое другое оборудование, устанавливаемое в боковой микроскважине, должно быть так сконструировано и иметь такие размеры, чтобы быть достаточно жестким для проталкивания в буровую микроскважину, но и достаточно гибким, чтобы огибать угол из главной буровой скважины в боковую микроскважину. Устанавливаемое оборудование и инструменты, используемые для обеспечения введения, должны быть сконструированы так, чтобы быть достаточно прочными для выдерживания истирания от воздействия горной породы в процессе установки системы, химических условий в скважине, температуры и давления. Система контроля предпочтительно разрабатывается и приспосабливается для того, чтобы позволить раздувание пакеров, установку обсадных заглушек и т. д.
Согласно предпочтительному варианту осуществления система контроля, датчики, пакеры и любые другие устройства, необходимые для установки датчиков и пакеров в буровую микроскважину, устанавливаются из одного и того же инструмента (инструмент 102 из фиг. 1), который осуществляет бурение буровых микроскважин, так что необходим только один спуск для установки устройств, и, таким образом, точное положение скважины не теряется. Обсадные заглушки или уплотнения 164 или 178 должны по тем же причинам находиться на конце комплекта, устанавливаемого в буровой микроскважине.
Фиг. 4 показывает две буровые микроскважины 180 и 182, пробуренные в пласте горной породы 108 из горизонтальной части главной буровой скважины 106. Фиг. 4 также показывает устанавливаемые в буровой микроскважине устройства, которые не используются в соединении с пакерами. Как будет более подробно описано ниже, согласно варианту осуществления изобретения тензометр 188 устанавливается в буровой микроскважине 180. Комплект 186 электроники содержит электронику, используемую для проведения измерения с помощью тензометра и для преобразования результатов измерений в цифровую форму. Уплотнение «металл-металл» или обсадная заглушка 184 обеспечивает адекватное уплотнение, как описано в соответствии с фиг. 3. Уплотнение 184 также предпочтительно включает в себя разъем для электрической связи с комплектом электроники 186 и антенной для считывания данных, которая позволяет считывать данные с опрашивающего устройства в главной буровой скважине 106. Комплект 186 электроники также предпочтительно включает в себя память, в которой могут храниться измерения тензометра в течение, по меньшей мере, временного интервала между опросами от оборудования в главной буровой скважине 106. Согласно альтернативному варианту осуществления в главной буровой скважине 106 предусматривается телеметрический кабель, позволяющий передавать данные измерений прямо на поверхность.
Фиг. 4 показывает также ультразвуковой фотодетектор 192, устанавливаемый в буровой микроскважине 182. Как описывается более подробно ниже, ультразвуковой фотодетектор 192 может быть использован для описания трещин, таких как трещина 196 в пласте горной породы 108. Также показан корпус 190 инструмента введения, простирающегося в буровую микроскважину 182 через канал введения 126 инструмента 102.
Согласно различным предпочтительным вариантам осуществления изобретения теперь будут описаны различные устройства, которые используют технологию буровой микроскважины. Согласно предпочтительному варианту осуществления измеряется давление пласта в сланце. Размещение датчика порового давления в буровой микроскважине в пласте сланца на расстоянии 2-3 м от главной буровой скважины существенно облегчает многие проблемы, связанные с измерениями порового давления в сланце вблизи от главной буровой скважины. Примеры таких проблем включают в себя ошибки от концентрации напряжений в непосредственной близости к главной буровой скважине (эти изменения напряжения вызывают длительные изменения вокруг главной буровой скважины, в локальном поровом давлении сланца, так что любые измеренные значения не отражают правильных значений, которые имеются в отдаленной зоне); воздействия изменений температуры в протекающем флюиде в главной буровой скважине (которые вызывают дифференциал буровой скважины, тепловое расширение горной породы и порового флюида, приводящие к поровым давлениям, не отражающим значений в отдаленной зоне), химические воздействия от бурового флюида и гидравлическое проникновение из-за дифференциалов давления. Датчик давления сланца предпочтительно должен быть маленьким (быть маленьким и иметь очень низкую сжимаемость, для обеспечения короткого времени отклика); время (объем флюида, необходимо
- 4 008080 го для активизации датчика давления, занимает существенный период времени для вытекания флюида из пласта); объем свободного пространства вокруг датчика также должен быть маленьким, потому что содержимое пространства должно быть также загерметизировано флюидом, вытекающим из пласта. Точка измерения предпочтительно должна быть удалена от буровой скважины (для минимизации вышеупомянутых изменений) и установлена для относительно долгого периода времени (чтобы обеспечить ее равновесие). Согласно этому варианту осуществления, показанному на фиг. 3, датчик давления сланца представляет собой датчик 160 в буровой микроскважине 152, показанный установленным на дальнем конце боковой микроскважины, изолированным от главной буровой скважины пакером 162, заполняющим остаток боковой микроскважины 152 и заглушкой 164 в обсадной колонне. Датчик предпочтительно имеет наименьшие размеры и находится как можно ближе к концу боковой микроскважины для контактирования с малыми объемами, описанными выше; миниатюрные передатчики, такие как передатчики, изготавливаемые фирмами Еп1гап (\\л\лг.еп1гап.сот) или Метксар (\\л\лг.тетксар.сот). будут подходить для использования вместе с предохранительным кольцом, устанавливаемым для того, чтобы позволить активной поверхности передатчика быть установленной как можно ближе к поверхности горной породы. Другие подходящие датчики были разработаны для таких устройств, которые описаны в патенте США 6234257. Тестер Тйе 8сй1итЬегдег Сакеб Но1е Эупатюк Тек1ег «осуществляет бурение» короткой скважины через обсадной коллектор и имеет датчик давления, устанавливаемый на комплекте буров. Этот инструмент предпочтительно модифицируется таким образом, чтобы датчик давления оставался в буровой микроскважине, после удаления бура, или устанавливался после бурения. Этот вариант осуществления предпочтительно предусматривает полустандартный способ измерения давления пласта в сланцах. Пакер предпочтительно снова заполняет буровую скважину сразу за передатчиком для минимизирования объема, и он должен простираться как можно дальше от главной буровой скважины, чтобы останавливать поток флюида из открытых секций боковой микроскважины через горную породу вокруг пакера в объем измерения. Подходящие маленькие пакеры доступны в геотехнической и гидрологической отраслях промышленности, например, фирмы ΙΡΙ, К8Т, Тат, КосТек! и СеоРго - все предлагают пакеры до 30 мм в диаметре. Нетрудно сделать гибкие пакеры меньшего размера, поскольку дифференциальное давление, которое им необходимо выдерживать, является очень низким. Могут быть использованы существующие маленькие высокоточные датчики давления, такие как обычные датчики или датчики, выполненные по технологии МЕМ8 (например, Еп1гап, Метксар). Другие подходящие датчики были разработаны для устройств, которые описаны в патенте США 6234257. Тестер Тйе 8сй1итЬегдег Сакеб Но1е Эупатюк Тек1ег «осуществляет бурение» короткой скважины через обсадную колонну и имеет датчик давления, устанавливаемый на комплект буров. Этот инструмент предпочтительно модифицируется таким образом, чтобы датчик давления оставался в буровой микроскважине после удаления бура или устанавливался после бурения. Это маленькое давление также позволяет использовать мягкий резиновый пакер, который способствовал бы предотвращению очень малых утечек, которые не будут проблемой для нормального функционирования пакера, но будут проблемой при измерениях давления сланца. Согласно другому варианту осуществления измеряется градиент радиального давления. Два или более датчиков давления устанавливаются вдоль одной боковой микроскважины, с пакерами, заполняющими зазоры так, как показано в буровой микроскважине 154 на фиг. 3. Во время добычи может быть установлен градиент радиального давления, позволяющий оценку верхнего слоя пласта, эффектов не по закону Дарси, конденсатной или водяной залежи, и так далее. Эти измерения предпочтительно способствуют улучшению интерпретации данных испытания скважины. Если проницаемость известна, градиент радиального давления, по закону Дарси, обеспечивает скорость локального притока, поступающего в скважину. Высокоточные измерения давления в радиальных тоннелях в нефонтанирующих скважинах могут способствовать определению градиентов горизонтального давления в нефтяном коллекторе и таким образом наблюдать наклонные межфлюидные контакты. Оборудование, используемое для установки датчиков, и сами датчики подобны тем, которые используются и описаны в связи с предшествующими вариантами осуществления.
Согласно другому варианту осуществления сейсмические датчики, такие как геофоны или гидрофоны устанавливаются в буровой микроскважине для постоянного сейсмического мониторинга. Измерения от геофонов могут быть использованы для различных целей, включая активный и пассивный сейсмический мониторинг поведения нефтяного коллектора, составления карты геометрии гидравлической трещины, и повторных обследований с постоянным расположением датчика. Датчики предпочтительно устанавливаются на расстоянии от буровой скважины, что существенно снижает шум потока, который они будут измерять. Согласно изобретению датчики могут быть установлены в многочисленных боковых скважинах в противоположных направлениях, что обеспечивает достаточную апертуру для использования разницы времени вступления для определения направления источника (чтобы сделать эти измерения точными, необходимы 3 боковые скважины или 2 боковые скважины и геофон в главной буровой скважине). Предпочтительно использовать в боковых скважинах геофоны, а в главной буровой скважине использовать геофонную антенну 2Ό, с последовательным усилением до азимутального разрешения в 3Ό. Подходящие геофонные антенны включают в себя геофонную антенну 0,5 дюйма и антенну акселерометра 0,875 дюйма, которые были разработаны в Ьок А1аток ЬаЬк (Ой апб Сак 1оита1, 1ап.10, 2000),
- 5 008080 включенный в описание в качестве ссылки. Фирма Епбап производит миниатюрные акселерометры с малыми диаметрами в 3,4 мм, которые могут быть использованы в ряде применений, где чувствительность менее критична. Альтернативно, фирма ХЬТЬ предложила использовать разумное бурение в насосно-компрессорной колонне с бухтовым соединением для помещения антенн постоянных геофонов в разработочные буровые скважины. См. те^ет.хШ.сот. Согласно изобретению технология, разработанная для специальных сейсмических буровых скважин, адаптируется для использования в буровых микроскважинах.
Согласно другому варианту осуществления геофоны или другие датчики устанавливаются в буровых микроскважинах, для усовершенствования геометрии для технологий предварительного просмотра. Традиционные способы предварительного просмотра полагаются на источники и датчики на бурильной колонне, которые страдают от шума, присутствия мод буровой скважины и требования, чтобы волны были рассеянны в правильном направлении от образований, располагаемых впереди или вокруг долота. Размещение датчиков в боковых микроскважинах рядом с поверхностью бурения предпочтительно уменьшает бурильный шум или шум от добычи, который они испытывают, исключает или сильно уменьшает моды буровой скважины, и улучшает геометрию. При обеспечении надлежащей подачи энергии такие источники, как пьезоэлектрические передатчики или электрические молотки, могут быть также размещены в боковых микроскважинах.
Согласно другому варианту осуществления изобретения предусматривается отбор проб пластового флюида с уменьшенным загрязнением. Традиционно большинство времени, затрачиваемого при использовании инструментов для отбора проб, таких как ЗсЫитЬетдет'к Моби1ат Όο\νπ1ιο1ο Тоо1 (ΜΌΤ), нацелено на получение пробы углеводорода, свободной от загрязнений фильтратом бурового раствора. Поскольку главная буровая скважина бурится в течение длительного периода времени с динамической фильтрацией в течение большинства времени из этого периода, проникновение фильтрата является глубоким, и большое количество флюида должно быть откачано из пласта до получения чистой пробы. Согласно изобретению боковые микроскважины быстро бурятся и затем подвергаются условиям статической фильтрации. Зонд для отбора проб, вводимый на конце 2-метровой боковой микроскважины, предпочтительно избегает фильтрата, вырабатываемого при бурении главной буровой скважины, и сам производит намного меньше фильтрата. Взятие проб с использованием данного варианта осуществления предусматривается таким образом в более быстром и более чистом виде.
Предпочтительная последовательность операций следующая: бурится боковая скважина и бурильная колонна вынимается. Инструментальная колонна переставляется так, чтобы совместить второй модуль для взятия проб с вновь пробуренной боковой микроскважиной. Этот модуль может быть частью инструментальной буровой колонны или может быть совершенно отдельным, требующим полного вынимания бурового инструмента из скважины. Гибкая трубка для отбора проб, имеющая уплотнение пакера на ее внешнем конце и средства подачи раздувающего флюида в уплотнение пакера, вводится в боковую микроскважину так, чтобы разместить открытый конец трубки для отбора проб и уплотнение пакера на расстоянии, равном нескольким диаметрам конца боковой микроскважины, удаленного от главной буровой скважины. Внутренний конец трубки для отбора проб соединен с системой накачивания, сбора и хранения проб флюида внутри инструмента. Гидравлический флюид затем накачивается в уплотнение пакера так, чтобы накачивать его к стенкам боковой микроскважины, создавая таким образом гидравлическое уплотнение, предотвращающее течение любого флюида вдоль боковой микроскважины между главным телом боковой микроскважины и концевой областью. После того как уплотнение пакера было установлено и уплотнение подтверждено проверкой реакции на малое всасывание относительно буровой скважины и давления нефтяного коллектора, созданного изъятием небольшого количества флюида из концевой области в инструмент, начинается операция отбора главной пробы. Если уплотнение недостаточно, пакер разгерметизируют, слегка продвигают в боковую скважину, переустанавливают и повторяют проверку до тех пор, пока не будет получено удовлетворительное уплотнение. Операция взятия главной пробы включает в себя либо накачку, либо присоединение к системе сбора проб первоначально при давлении ниже, чем давление нефтяного коллектора, чтобы отбирать пластовый флюид из частей пласта, находящихся около дальнего конца боковой микроскважины в систему сбора проб внутри инструмента. Состав взятого потока можно отслеживать для того, чтобы можно было сбрасывать загрязненный флюид, и только относительно чистый пластовый флюид будет сохраняться для транспортировки на поверхность. После того как система сбора проб будет заполнена, пробы флюида запечатываются, уплотнение пакера откачивается и трубка для отбора проб вынимается из боковой микроскважины. Затем инструмент помещается в следующее место для отбора проб или вынимается на поверхность.
Согласно другому варианту осуществления изобретения в горизонтальных скважинах предусматриваются газовые или водные мониторинги. Бурение комплекта боковых микроскважин вниз от горизонтальной скважины позволяет устанавливать водные детекторы (например, датчики проводимости или диэлектрические датчики) на расстоянии 2 или 3 м от главной буровой скважины, предпочтительно дающие ранние и точные предупреждения о вступлении водного конуса или других движениях воды и позволяющие своевременно контролировать профиль выработки в скважине, чтобы максимизировать добычу. Боковые микроскважины, пробуриваемые вверх, с газовыми детекторами (так называемыми, хи
- 6 008080 мическими или акустическими), обеспечивают такие же преимущества в случае поступления газовой шапки. Окружающая среда для датчиков является незагрязненной, не потревоженная цементированием или другими скважинными операциями, и расположение датчиков является оптимальным. Датчики проводимости и диэлектрические датчики для воды являются датчиками традиционной технологии. Обнаружение газа предпочтительно определяется временем затухания или временем прохождения акустического импульса в буровой микроскважине, генерируемого и обнаруживаемого акустическими измерительными преобразователями. Предпочтительно использовать традиционные устройства, такие как те, которые используются фирмой 8сЫ1итЬегдег.
Согласно другому варианту осуществления изобретения предусматривается микрокаротаж в буровых микроскважинах, пробуриваемых из горизонтальных скважин. Инструмент каротажа сопротивления присоединяется к долоту для горной породы во время бурения боковой микроскважины. Используя инструмент каротажа сопротивления, можно предпочтительно получить каротажную диаграмму изменения пласта перпендикулярно главной буровой скважине. В горизонтальной скважине боковые микроскважины, направленные вверх или вниз, будут обеспечивать ценную информацию о геологических условиях скважины, например, где лежит главная буровая скважина относительно высоко проницаемой продуктивной зоны. Согласно варианту этого осуществления изобретения миниатюрный инструмент каротажа помещается в пробуренную боковую микроскважину. Известно, что инструмент «БсЫитЬегдег Сакеб Но1е Эупат1С5 Те81ег» используется для установки датчика давления на комплекте буров. См. вебброшюру, включенную в настоящее описание в качестве ссылки выше. Данный вид размещения предпочтительно используется для осуществления настоящего варианта изобретения с подходящей модификацией для каротажа сопротивления вместо датчика давления.
Согласно другому варианту осуществления изобретения в пласт горной породы в боковых микроскважинах инжектируются индикаторы. Инжекция индикатора в одну главную скважину и детектирование индикатора в отдельной главной скважине часто рассматривается как важное подтверждение для моделей потока. Согласно этому варианту осуществления изобретения индикатор инжектируется в боковую микроскважину в очень точном месте во время последовательности проницаемых интервалов скважины, чтобы позволить выполнить очень точное оконтуривание путей потока. Этот вариант осуществления изобретения особенно полезен в тонкопластовых нефтяных коллекторах или нефтяных коллекторах с тонкими перегородками или обсадными колоннами. Индикаторы предпочтительно инжектируются в группу скважин, чтобы позволить осуществлять инжектирование индикатора из нескольких азимутальных положений вокруг скважины. Инжектирование азимутально контролируемого индикатора может предпочтительно обеспечить при ряде обстоятельств информацию, дополнительную к той, которую получают от стандартного инжектирования по всему азимуту. Предпочтительно инструмент инжектирования обеспечивается таким, чтобы он мог проходить в главной буровой скважине и инжектировать индикаторную жидкость в отдельные боковые микроскважины. Индикаторы обнаруживаются в боковых микроскважинах с использованием химических датчиков, приспособленных к материалу индикатора и с размерами, подходящими для обнаружения индикатора внутри боковой микроскважины.
Согласно другому варианту осуществления изобретения с помощью боковой микроскважины предусматривается описание пласта излома, или индивидуальной трещины. Каротаж определения трещины вводится в боковую микроскважину, пробуренную в среде трещиноватого коллектора. Этот способ предпочтительно используется для того, чтобы снять неопределенность в геометрии и свойствах естественной трещины или сети трещин, обозначенных путем измерений вдоль главной буровой скважины. Например, если бурение вбок от горизонтальной буровой скважины показало наличие главной трещины в пределах 1 или 2 м, то буровая скважина может направляться либо для пересечения с трещиной, либо для ухода от нее, в соответствии с предполагаемыми характеристиками потока флюида, проходящего большое расстояние. Аналогично, так как несколько вертикальных трещин пересекаются вертикальными направляющими скважинами, для определения начального направления для боковой секции используется каротаж определения проходящей трещины в большом количестве азимутально располагаемых боковых микроскважин. Предпочтительно, если технологии получения изображения, традиционно используемые для определения трещин, модифицируются для использования в боковых микроскважинах меньшего диаметра. Одним из примеров технологии получения изображения, который может быть использован с настоящим вариантом осуществления, является устройство просмотра буровой скважины для использования в скважинах с малым диаметром в 50 мм, разработанное фирмой ΤΝΟ в Ие1й. См. 1Шр://\у\у\\71рб.1по.п1/51пааг1511е.1и1п1?|б=251). включенный в настоящее описание в качестве ссылки.
Согласно другому варианту осуществления изобретения предусматривается отслеживание уплотнения пласта в горизонтальной скважине с использованием боковых микроскважин. Уплотнение мягких коллекторов (например, меловых) отслеживается обычным образом с помощью стрельбы радиоактивными снарядами за обсадной колонной, затем с помощью опускания инструмента детектирования для наблюдения за медленным движением пиков на профиле излучения. Этот метод является очень дорогим, относительно неточным и непопулярным, потому что в нем задействованы радиоактивные материалы. Этот метод также не работает в горизонтальных скважинах, потому что направление движения снарядов вертикальное, то есть перпендикулярно буровой скважине и, таким образом, положения пиков излучения
- 7 008080 не изменяются. Согласно настоящему варианту осуществления изобретения боковые микроскважины бурятся вверх и вниз от горизонтальной скважины, и устанавливаются относительно простые тензометры, которые напрямую измеряют перемещения пласта. Высокочувствительные тензометры буровых скважин, такие как те, которые используются в малых скважинах в горной промышленности и при проходке туннелей, предпочтительно используются для настоящего варианта осуществления изобретения. Две или более точки измерения должны быть определены в боковой микроскважине, например, с помощью их механической или химической анкеровки к стенке. Самая близкая к буровой скважине точка измерения включает в себя одно или более устройств для измерения расстояния до другой точки. Например, для точки измерения потенциометр регулируется подъемным тросом, присоединенным к удаленным точкам измерения, или поступательным регулируемым дифференциальным трансформатором (БУОТ). Если весь узел можно было бы поместить внутрь кожуха, устойчивого к давлению, то можно было бы применить оптические или акустические способы интерференции для измерения вытеснения. Для примеров см. ряд тензометров, изготавливаемых фирмой К.8Т 1п51гитсп15. См. 1Шр:1п51гитеп15 (те^те.гЩпйгитепКсот).
Согласно другому варианту осуществления изобретения с использованием боковых микроскважин предусматривается измерение наклона для отслеживания гидравлической трещины или отслеживания дифференциального уплотнения. Такие фирмы, как Р1ппас1е, в настоящее время предлагают отслеживание геометрии гидравлической трещины с помощью измерения наклонов во время накачки и инверсии получающегося наклонного поля. Инклинометры находятся либо на поверхности (где чувствительность уменьшается с глубиной обработки), либо в соседней скважине (что операционно более сложно). Согласно этому варианту осуществления, инклинометр устанавливается в боковой микроскважине буровой скважины, которая подверглась образованию трещины, с достаточно большим смещением от буровой скважины для того, чтобы наблюдать эффекты умеренной по размеру частичной выработки. Таким же образом в областях, где выработка приводит к уплотнению пласта или может привести к скачкообразному тектоническому движению, установка инклинометра обеспечивает дополнительный мониторинг уплотнения с целью предоставления более объемной картины полей деформаций вблизи буровой скважины. Инклинометры, такие как предоставляемые фирмой КБТ (и другими геотехническими фирмами), предпочтительно модифицированы для использования в габаритах боковых микроскважин. См. йΐΐр:/N^^.^8ί^и8ΐ^итеиΐ8.сот/р^оάάе8с/άе8С_INС^_Т^ЙΜеΐе^.йίт.
Согласно ряду вариантов осуществления изобретения, различные другие датчики: электросейсмические, фильтрационного потенциала, температурные, магнитного поля и химические устанавливаются в боковых микроскважинах. Предпочтительно такие датчики устанавливаются постоянно в относительно незагрязненном и с небольшой активностью окружении боковой микроскважины. Размещение таких датчиков в боковой микроскважине также предпочтительно предусматривает исследования в направлениях, отличных от направления исследования главной скважины, например, составление карты азимутальных изменений характеристик вокруг главной скважины. Для химических датчиков в особенности боковые микроскважины предусматривают более чистые условия окружения, где в исследуемый флюид не попадает случайно флюид главной скважины. Предпочтительно пробурить большое количество микроскважин в одном месте, например, подобно спицам в колесе, для того, чтобы добиться широкой базисной и азимутальной чувствительности к сигналам (например, появление индикатора). Обычно используются температурные датчики (например, платиновый датчик сопротивления, термопары), и они могут быть изготовлены чрезвычайно маленькими для использования в боковых микроскважинах, так же как химические датчики. Например, см. патент США 0217249.2, поданный 25 июля 2002 г., включенный в настоящее описание в качестве ссылки.
Согласно другому варианту осуществления изобретения с использованием боковых микроскважин обеспечивается мониторинг за расширяющимися трубами. Расширения труб направлены на то, чтобы приспосабливаться к форме главной скважины, поэтому размещение датчиков за ними требует дополнительного пространства. Боковые микроскважины обеспечивают необходимое пространство. За расширяющимися трубами предпочтительно предусматриваются датчики, которые были описаны в других вариантах осуществления изобретения.
Согласно другому варианту осуществления изобретения с использованием боковых микроскважин предусматриваются одиночные интервальные расходометры. Так как боковые микроскважины являются чистыми и гладкими, измерения потока производятся внутри них с использованием, например, преобразователей МЕМ8. Пробуривание боковых микроскважин, оснащенных таким инструментом в каждой из зон выработки (вместе с перфорациями для массовой выработки), позволяет отслеживать вклады отдельных зон, а также позволяет оценивать влияние обводнения или других удаленных обработок более детально (например, сказать, проявляется ли влияние всех обводнений в одном интервале).
Измерение расхода потока предпочтительно выполняется путем размещения сопла Вентури или диафрагменного расходомера для измерения расхода внутри каждой боковой микроскважины на конце микроскважины, находящемся рядом с главной буровой микроскважиной. В каждом случае измеряется перепад давления между точкой входного потока и, в случае сопла Вентури, самой узкой частью сужения потока, или в случае использования диафрагмы, со стороны выхода потока из диафрагмы.
- 8 008080
Предусматриваются средства передачи данных от датчика потока в главную буровую скважину или на поверхность, это предпочтительно прямая электрическая или оптоволоконная связь, но в качестве альтернативы может быть использована короткая беспроводная телеметрическая система. Информация о виде флюида, поступающего в главную буровую скважину, также является ценной, и она предпочтительно получается в результате выполненных внутри боковой микроскважины измерений плотности и вязкости проходящего флюида, с использованием датчиков МЕМ8. Возможны другие способы измерения потока, отличные от тех, которые включают измерение перепада давления и известные специалистам в данной области техники. Подобно этому известны другие способы для измерения плотности и вязкости, чем способы, обеспечиваемые МЕМ8.
Поскольку изобретение было описано в связи с вышеприведенными примерами вариантов осуществления, многие эквивалентные модификации и варианты изобретения станут после раскрытия очевидны для специалистов в данной области техники. Соответственно, приведенные выше примеры вариантов осуществления изобретения считаются иллюстративными и не ограничивающими. Различные изменения к описанным вариантам осуществления могут быть выполнены без отхода от сущности и объема изобретения.
Claims (36)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для проведения измерений, связанных с пластом горной породы, состоящая из главной буровой скважины;буровой микроскважины, простирающейся от главной буровой скважины в пласт горной породы; измерительного устройства, устанавливаемого и приспосабливаемого для проведения измерения в зоне измерения, располагаемой в буровой микроскважине, по меньшей мере, на расстоянии диаметра главной буровой скважины; и пакера, устанавливаемого в буровой микроскважине, имеющего размеры и приспосабливаемого для гидравлической изоляции зоны измерения от условий, содержащихся в других частях буровой микроскважины и/или в главной буровой скважине.
- 2. Система по п.1, в которой измерительным устройством является датчик давления.
- 3. Система по п.2, в которой измерительным устройством является датчик порового давления.
- 4. Система по п.3, в которой пласт горной породы является пластом сланца.
- 5. Система по п.2 дополнительно состоит из второго измерительного устройства, устанавливаемого и приспосабливаемого для проведения измерения во второй зоне измерения, располагаемой в буровой микроскважине; и второго пакера, устанавливаемого в буровой микроскважине и имеющего размеры и приспосабливаемого для гидравлической изоляции второй зоны измерения от условий, присутствующих в других частях буровой микроскважины.
- 6. Система по п.1, в которой измерительным устройством является датчик воды, приспосабливаемый для обнаружения присутствия воды в зоне измерения.
- 7. Система по п.1, в которой измерительным устройством является датчик газа, приспосабливаемый для обнаружения присутствия газа в зоне измерения.
- 8. Система по п.1, в которой измерительным устройством является электрический датчик, приспосабливаемый для определения электросейсмической активности на основе измерения электромагнитного поля в зоне измерения.
- 9. Система по п.1, в которой измерительным устройством является датчик фильтрационного потенциала.
- 10. Система по п.1, в которой измерительным устройством является датчик температуры, приспосабливаемый для определения температуры в зоне измерения.
- 11. Система по п.1, в которой измерительным устройством является химический датчик.
- 12. Система по п.1, в которой буровая микроскважина имеет по меньшей мере один метр в длину и зона измерения находится на расстоянии по меньшей мере одного метра от главной буровой скважины.
- 13. Система по п.12, в которой буровая микроскважина имеет по меньшей мере два метра в длину и зона измерения находится на расстоянии по меньшей мере двух метров от главной буровой скважины.
- 14. Система для проведения измерений, связанных с пластом горной породы, состоящая из главной буровой скважины;буровой микроскважины, простирающейся от главной буровой скважины в пласт горной породы; измерительного устройства, по меньшей мере, часть которого располагается в буровой микроскважине на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины, причем измерительное устройство выполнено с возможностью перемещения вдоль микроскважины для выполнения многочисленных измерений в различных местах микроскважины.
- 15. Система по п.14, в которой измерительное устройство приспосабливается и устанавливается для обнаружения уплотнения пласта горной породы.
- 16. Система по п.14, в которой измерительным устройством является инклинометр.- 9 008080
- 17. Система по п.14, в которой измерительным устройством является геофон.
- 18. Система по п.14, в которой измерительным устройством является магнитометр, приспосабливаемый для измерения магнитного поля в буровой микроскважине.
- 19. Система по п.14, в которой многочисленные измерения проводятся вдоль буровой микроскважины с использованием, по меньшей мере, измерительного устройства.
- 20. Система по п.19, дополнительно состоящая из второго измерительного устройства, устанавливаемого в буровой микроскважине, в которой многочисленные измерения проводятся с использованием, по меньшей мере, измерительного устройства и второго измерительного устройства.
- 21. Система по п.19, в которой измерительное устройство может передвигаться вдоль буровой микроскважины и многочисленные измерения проводятся с использованием измерительного устройства в большом количестве местоположений внутри буровой микроскважины.
- 22. Система по п.21, в которой измерительным устройством является датчик удельного сопротивления.
- 23. Система по п.21, в которой измерительным устройством является ультразвуковой фотодетектор, приспосабливаемый для описания одной или более трещин в пласте горной породы.
- 24. Система по п.14, в которой измерительным устройством является расходомер.
- 25. Система для проведения измерений, связанных с пластом горной породы, состоящая из главной буровой скважины;буровой микроскважины, простирающейся от главной буровой скважины в пласт горной породы;устройства для взятия проб, устанавливаемого и приспосабливаемого для взятия проб флюида в зоне взятия проб, располагаемой в буровой микроскважине, на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины;и пакера, устанавливаемого в буровой микроскважине, имеющего размеры и приспосабливаемого для гидравлической изоляции зоны измерения от условий, содержащихся в других частях буровой микроскважины.
- 26. Система по п.25, в которой содержится дополнительный пакер для изоляции зоны измерения от условий, содержащихся в главной буровой скважине.
- 27. Система для проведения измерений, связанных с пластом горной породы, состоящая из главной буровой скважины;буровой микроскважины, простирающейся от главной буровой скважины в пласт горной породы;устройства инжектирования, устанавливаемого и приспосабливаемого для инжектирования индикатора в зоне инжекции, располагаемой в буровой микроскважине, на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины;и пакера, устанавливаемого в буровой микроскважине, имеющего размеры и приспосабливаемого для гидравлической изоляции зоны измерения от условий, содержащихся в других частях буровой микроскважины и/или в главной буровой скважине.
- 28. Способ для установки датчика в пласт горной породы, состоящий из следующих этапов: бурение главной буровой скважины;бурение буровой микроскважины, простирающейся от главной буровой скважины в пласт горной породы;установка измерительного устройства в буровой микроскважине для проведения измерения в зоне измерения, располагаемой в буровой микроскважине на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины; и установка пакера в буровой микроскважине для гидравлической изоляции зоны измерения от условий, присутствующих в других частях буровой микроскважины и/или в главной буровой скважине.
- 29. Способ по п.28, в котором измерительным устройством является датчик давления.
- 30. Способ по п.28, дополнительно состоящий из установки второго измерительного устройства в буровой микроскважине, чтобы проводить измерения во второй зоне измерения, располагаемой в буровой микроскважине на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины; и установки второго пакера в буровой микроскважине для гидравлической изоляции второй зоны измерения от условий, присутствующих в других частях буровой микроскважины и/или в главной буровой скважине.
- 31. Способ по п.28, в котором измерительное устройство выбирается из группы, состоящей из датчика газа, датчика воды, электросейсмического датчика, датчика фильтрационного потенциала, датчика температуры и химического датчика.
- 32. Способ для проведения измерений, связанных с пластом горной породы, состоящий из проведения измерений в буровой микроскважине, простирающейся от главной буровой скважины в пласт горной породы, с использованием измерительного устройства, по меньшей мере, часть которого устанавливается в буровой микроскважине на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины, осуществления перемещения указанного измерительного устройства вдоль микроскважины для выполнения многочисленных измерений в различных местах микроскважины.- 10 008080
- 33. Способ по п.32, в котором измерительное устройство выбирается из группы, состоящей из детектора уплотнения пласта, инклинометра, геофона и магнитометра.
- 34. Способ по п.32, дополнительно состоящий из этапа проведения большого количества измерений вдоль буровой микроскважины с использованием, по меньшей мере, измерительного устройства.
- 35. Способ по п.34, в котором этап проведения большого количества измерений состоит из перемещения измерительного устройства вдоль буровой микроскважины и проведения измерений с измерительным устройством в большом количестве местоположений в буровой микроскважине.
- 36. Способ проведения измерений в пласте горной породы, состоящий из проведения измерений в зоне измерения, располагаемой в буровой микроскважине, на расстоянии, по меньшей мере, диаметра главной буровой скважины, осуществления перемещения указанного измерительного устройства вдоль микроскважины для выполнения многочисленных измерений в различных местах микроскважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/267,487 US6896074B2 (en) | 2002-10-09 | 2002-10-09 | System and method for installation and use of devices in microboreholes |
| PCT/GB2003/004266 WO2004033844A2 (en) | 2002-10-09 | 2003-10-02 | System and method for installation and use of devices in microboreholes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200500619A1 EA200500619A1 (ru) | 2005-08-25 |
| EA008080B1 true EA008080B1 (ru) | 2007-02-27 |
Family
ID=32068393
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200500619A EA008080B1 (ru) | 2002-10-09 | 2003-10-02 | Система и способ для установки и использования устройств в буровых микроскважинах |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6896074B2 (ru) |
| AU (1) | AU2003271886A1 (ru) |
| CA (1) | CA2501480C (ru) |
| EA (1) | EA008080B1 (ru) |
| GB (1) | GB2409870B (ru) |
| NO (1) | NO20051659L (ru) |
| WO (1) | WO2004033844A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2504853C1 (ru) * | 2012-08-22 | 2014-01-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт автоматики им. Н.Л. Духова" (ФГУП "ВНИИА") | Скважинный генератор нейтронов |
| RU176710U1 (ru) * | 2017-09-27 | 2018-01-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Зетскан" | Устройство для измерения физических параметров в скважине |
| WO2023146432A1 (ru) * | 2022-01-25 | 2023-08-03 | Зетскан | Устройство для измерения физических параметров в скважине |
Families Citing this family (50)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA009117B1 (ru) * | 2004-02-26 | 2007-10-26 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ проведения геофизических исследований |
| US7347262B2 (en) * | 2004-06-18 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sampling tool and method for using same |
| US7478687B2 (en) * | 2004-07-19 | 2009-01-20 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing conveyed milling |
| US7281577B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement system and method |
| NO321856B1 (no) * | 2004-10-13 | 2006-07-17 | Geocontrast As | Fremgangsmate for overvaking av resistivitet til en hydrokarbonholdig formasjon ved hjelp av et injisert sporingsfluid |
| EP1812811A2 (en) * | 2004-11-18 | 2007-08-01 | ExxonMobil Upstream Research Company | Method for quantification and mitigation for dip-induced azimuthal avo |
| GB2437904B (en) * | 2005-03-04 | 2009-08-05 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for measuring the flow rates of the individual phases of a multiphase fluid mixture |
| US7278480B2 (en) * | 2005-03-31 | 2007-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sensing downhole parameters |
| US7819197B2 (en) * | 2005-07-20 | 2010-10-26 | University Of Southern California | Wellbore collection system |
| US7549477B2 (en) * | 2005-07-20 | 2009-06-23 | University Of Southern California | System and method for unloading water from gas wells |
| US8100184B2 (en) * | 2005-07-20 | 2012-01-24 | University Of Southern California | Collection and lift modules for use in a wellbore |
| US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| US7793718B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US7703533B2 (en) | 2006-05-30 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Shear type circulation valve and swivel with open port reciprocating feature |
| GB2444957B (en) * | 2006-12-22 | 2009-11-11 | Schlumberger Holdings | A system and method for robustly and accurately obtaining a pore pressure measurement of a subsurface formation penetrated by a wellbore |
| US7934559B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-05-03 | Baker Hughes Incorporated | Single cycle dart operated circulation sub |
| US8082990B2 (en) * | 2007-03-19 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for placing sensor arrays and control assemblies in a completion |
| US8230915B2 (en) | 2007-03-28 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system, and method for determining injected fluid vertical placement |
| US7982464B2 (en) * | 2007-05-01 | 2011-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling systems and methods using radial current flow for boundary detection or boundary distance estimation |
| EP2000630A1 (en) * | 2007-06-08 | 2008-12-10 | Services Pétroliers Schlumberger | Downhole 4D pressure measurement apparatus and method for permeability characterization |
| GB2464064B (en) * | 2007-08-10 | 2012-03-28 | Schlumberger Holdings | Methods and systems of installing cable for measurement of a physical parameter |
| GB2454909B (en) * | 2007-11-23 | 2012-07-25 | Schlumberger Holdings | Sensor deployment |
| GB2455895B (en) * | 2007-12-12 | 2012-06-06 | Schlumberger Holdings | Active integrated well completion method and system |
| US20090159286A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean reservoirs |
| US7784539B2 (en) * | 2008-05-01 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrocarbon recovery testing method |
| US8191416B2 (en) * | 2008-11-24 | 2012-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented formation tester for injecting and monitoring of fluids |
| US8471560B2 (en) * | 2009-09-18 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Measurements in non-invaded formations |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| US20110100112A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Piezo-based downhole flow meter |
| US8322414B2 (en) | 2010-05-25 | 2012-12-04 | Saudi Arabian Oil Company | Surface detection of failed open-hole packers using tubing with external tracer coatings |
| US20110297371A1 (en) * | 2010-06-08 | 2011-12-08 | Nathan Church | Downhole markers |
| WO2012005737A1 (en) | 2010-07-09 | 2012-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging and sensing of subterranean reservoirs |
| US8408296B2 (en) | 2010-08-18 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for borehole measurements of fracturing pressures |
| US8397817B2 (en) * | 2010-08-18 | 2013-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for downhole sampling of tight formations |
| WO2012089815A1 (en) | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for controlling water flux through an underground formation |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| 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 |
| US9045970B1 (en) * | 2011-11-22 | 2015-06-02 | Global Microseismic Services, Inc. | Methods, device and components for securing or coupling geophysical sensors to a borehole |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| EP3105405A4 (en) * | 2014-04-07 | 2017-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore logging tool design customization and fabrication using 3d printing and physics modeling |
| WO2016025828A1 (en) * | 2014-08-15 | 2016-02-18 | Baker Hughes Incorporated | Methods and systems for monitoring a subterranean formation and wellbore production |
| CN104267441A (zh) * | 2014-10-10 | 2015-01-07 | 中国矿业大学(北京) | 一种掘进巷道前方水害超前实时预报方法与报警系统 |
| US10584567B1 (en) * | 2014-12-03 | 2020-03-10 | Farris Mitchell, Sr. | Shale gas extraction system |
| CN106368691B (zh) * | 2015-07-24 | 2021-05-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于岩石物理地震信息三维异常孔隙压力预测方法 |
| US11692417B2 (en) * | 2020-11-24 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Advanced lateral accessibility, segmented monitoring, and control of multi-lateral wells |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4167111A (en) * | 1978-05-04 | 1979-09-11 | The United States Of America Is Represented By The Administrator Of The National Aeronautics & Space Administration | Borehole geological assessment |
| US4226288A (en) * | 1978-05-05 | 1980-10-07 | California Institute Of Technology | Side hole drilling in boreholes |
| WO1998050673A1 (en) * | 1997-05-09 | 1998-11-12 | Cidra Corporation | Packer having sensors for downhole inflation monitoring |
| US6234257B1 (en) * | 1997-06-02 | 2001-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Deployable sensor apparatus and method |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5096001A (en) * | 1991-03-18 | 1992-03-17 | Teleco Oilfield Services Inc. | MWD tool for deep, small diameter boreholes |
| US5692565A (en) * | 1996-02-20 | 1997-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling an earth formation through a cased borehole |
| US5926437A (en) * | 1997-04-08 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for seismic exploration |
| FR2764065B1 (fr) * | 1997-05-30 | 1999-07-16 | Schlumberger Services Petrol | Procede et dispositif pour la caracterisation d'effluents de forages petroliers |
| FR2764064B1 (fr) * | 1997-05-30 | 1999-07-16 | Schlumberger Services Petrol | Section d'ecoulement pour les mesures concernant les effluents de puits petrolier et systeme de mesure comprenant une telle section |
| US6167968B1 (en) * | 1998-05-05 | 2001-01-02 | Penetrators Canada, Inc. | Method and apparatus for radially drilling through well casing and formation |
| GB2355477A (en) | 1999-09-28 | 2001-04-25 | Baker Hughes Inc | Controlling coning by sensing a formation fluid interface |
| US6378629B1 (en) * | 2000-08-21 | 2002-04-30 | Saturn Machine & Welding Co., Inc. | Boring apparatus |
-
2002
- 2002-10-09 US US10/267,487 patent/US6896074B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-10-02 CA CA2501480A patent/CA2501480C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-02 GB GB0506445A patent/GB2409870B/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-02 EA EA200500619A patent/EA008080B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-10-02 AU AU2003271886A patent/AU2003271886A1/en not_active Abandoned
- 2003-10-02 WO PCT/GB2003/004266 patent/WO2004033844A2/en not_active Application Discontinuation
-
2005
- 2005-04-04 NO NO20051659A patent/NO20051659L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4167111A (en) * | 1978-05-04 | 1979-09-11 | The United States Of America Is Represented By The Administrator Of The National Aeronautics & Space Administration | Borehole geological assessment |
| US4226288A (en) * | 1978-05-05 | 1980-10-07 | California Institute Of Technology | Side hole drilling in boreholes |
| WO1998050673A1 (en) * | 1997-05-09 | 1998-11-12 | Cidra Corporation | Packer having sensors for downhole inflation monitoring |
| US6234257B1 (en) * | 1997-06-02 | 2001-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Deployable sensor apparatus and method |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2504853C1 (ru) * | 2012-08-22 | 2014-01-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт автоматики им. Н.Л. Духова" (ФГУП "ВНИИА") | Скважинный генератор нейтронов |
| RU176710U1 (ru) * | 2017-09-27 | 2018-01-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Зетскан" | Устройство для измерения физических параметров в скважине |
| WO2023146432A1 (ru) * | 2022-01-25 | 2023-08-03 | Зетскан | Устройство для измерения физических параметров в скважине |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20051659L (no) | 2005-04-27 |
| EA200500619A1 (ru) | 2005-08-25 |
| AU2003271886A8 (en) | 2004-05-04 |
| GB2409870B (en) | 2006-11-22 |
| CA2501480A1 (en) | 2004-04-22 |
| US20040069487A1 (en) | 2004-04-15 |
| AU2003271886A1 (en) | 2004-05-04 |
| WO2004033844A2 (en) | 2004-04-22 |
| GB0506445D0 (en) | 2005-05-04 |
| CA2501480C (en) | 2012-02-14 |
| GB2409870A (en) | 2005-07-13 |
| WO2004033844A3 (en) | 2004-12-02 |
| US6896074B2 (en) | 2005-05-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA008080B1 (ru) | Система и способ для установки и использования устройств в буровых микроскважинах | |
| CN112780256B (zh) | 基于分布式光纤传感的水平井微地震监测系统及监测方法 | |
| AU2006311880B2 (en) | Monitoring formation properties | |
| US5934373A (en) | Apparatus and method for monitoring underground fracturing | |
| US10415378B2 (en) | Borehole logging methods and apparatus | |
| US20140014331A1 (en) | Method and tool for evaluating a geological formation | |
| CN105318824B (zh) | 一种基于分布式电阻应变片测量围岩松动圈的方法 | |
| Freifeld et al. | Recent advances in well-based monitoring of CO2 sequestration | |
| CN106062312A (zh) | 用于储层测试和监控的方法和设备 | |
| Wassermann et al. | Characterization and monitoring of the excavation damaged zone in fractured gneisses of the Roselend tunnel, French Alps | |
| US5372038A (en) | Probe to specifically determine the injectivity or productivity of a petroleum well and measuring method implementing said probe | |
| Delay et al. | Characterization of a clay-rich rock through development and installation of specific hydrogeological and diffusion test equipment in deep boreholes | |
| Almén et al. | Aespoe hard rock laboratory. Field investigation methodology and instruments used in the preinvestigation phase, 1986-1990 | |
| Lee et al. | Characterisation of hydraulically-active fractures in a fractured granite aquifer | |
| Haimson | 17. Measurement of in situ Stress | |
| Amer et al. | Field Applications of Distributed Fiber Optic Strain and Temperature Sensing for Caprock-Well Integrity and CO2 Leakage Monitoring | |
| Yearsley et al. | Monitoring well completion evaluation with borehole geophysical density logging | |
| Hill et al. | Techniques for determining subsurface stress direction and assessing hydraulic fracture azimuth | |
| EP0587405A2 (en) | Acoustic well logging method | |
| Ofwona | Introduction to geophysical well logging and flow testing | |
| Elvebakk et al. | Borehole logging in Smøla and Bømlo | |
| Lukeš | Methods of well logging used for borehole correlation in the granite stock, Podlesí granite, Bohemian Massif | |
| Brown et al. | The Measurement of Hanford's Geohydrologic Features Affecting Waste Disposal | |
| TUNBRIDGE | CM COOLING | |
| Kiho et al. | Directional Drilling Technology for HLW Disposal-Outline of System and its Application-16078 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ RU |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |