EA012821B1 - Система для заканчивания скважины, имеющая устройство для контроля поступления песка, индуктивный соединитель и датчик, расположенный вблизи устройства для контроля поступления песка - Google Patents
Система для заканчивания скважины, имеющая устройство для контроля поступления песка, индуктивный соединитель и датчик, расположенный вблизи устройства для контроля поступления песка Download PDFInfo
- Publication number
- EA012821B1 EA012821B1 EA200700517A EA200700517A EA012821B1 EA 012821 B1 EA012821 B1 EA 012821B1 EA 200700517 A EA200700517 A EA 200700517A EA 200700517 A EA200700517 A EA 200700517A EA 012821 B1 EA012821 B1 EA 012821B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- cable
- section
- completion
- sensors
- inductive coupler
- Prior art date
Links
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 title claims abstract description 178
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 25
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 6
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 48
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 48
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 22
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 19
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 17
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 10
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 9
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 8
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 3
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 2
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 2
- 230000036039 immunity Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 229910001285 shape-memory alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/028—Electrical or electro-magnetic connections
- E21B17/0283—Electrical or electro-magnetic connections characterised by the coupling being contactless, e.g. inductive
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/023—Arrangements for connecting cables or wirelines to downhole devices
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Air Bags (AREA)
- Push-Button Switches (AREA)
- Finish Polishing, Edge Sharpening, And Grinding By Specific Grinding Devices (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Control Of Position, Course, Altitude, Or Attitude Of Moving Bodies (AREA)
- Train Traffic Observation, Control, And Security (AREA)
- Communication Control (AREA)
Abstract
Система для заканчивания скважины включает в себя первую и вторую секции. Первая секция для заканчивания имеет устройство для контроля поступления песка, предназначенное для предотвращения прохода частиц, первую часть индуктивного соединителя и датчик, который расположен вблизи устройства для контроля поступления песка и электрически соединен с первой частью индуктивного соединителя. Вторая секция выполнена с возможностью размещения ее после установки первой секции для заканчивания. Она включает в себя вторую часть индуктивного соединителя, соединенную с первой частью индуктивного соединителя для обеспечения связи между датчиком первой секции и другим компонентом, присоединенным ко второй секции.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в общем к системе для заканчивания скважины, имеющей секцию для заканчивания, включающей устройство для борьбы с поступлением песка, предназначенное для предотвращения прохода материала в виде частиц, индуктивный соединитель и датчик, расположенный вблизи указанного устройства песка и электрически соединенный с частью индуктивного соединителя.
Предпосылки создания изобретения
Систему для заканчивания устанавливают в скважине, предназначенной для добычи углеводородов или других типов текучих сред из продуктивного пласта или пластов, примыкающих к скважине, или для нагнетания текучих сред в скважину. Датчики, как правило, устанавливают в системах для заканчивания для измерения различных параметров, включая температуру, давление и другие параметры скважины.
Однако размещение датчиков связано с различными сложными проблемами, в особенности в скважинах, в которых желательна борьба с поступлением песка.
Сущность изобретения
В целом, система для заканчивания, предназначенная для использования в скважине, включает в себя первую секцию для заканчивания, имеющую устройство для контроля поступления песка для предотвращения прохода материала в виде частиц, первую часть индуктивного соединителя и датчик, расположенный вблизи устройства для контроля поступления песка и электрически соединенный с первой частью индуктивного соединителя. Вторая секция выполнена с возможностью размещения ее после установки первой секции и включает в себя вторую часть индуктивного соединителя, соединенную с первой частью индуктивного соединителя для обеспечения связи между датчиком и другим компонентом, присоединенным ко второй секции.
Другие или альтернативные признаки станут очевидными из нижеприведенного описания, из чертежей и из формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1А иллюстрирует двухступенчатую систему для заканчивания, имеющую механизм индуктивно соединенного смачиваемого соединения, предназначенную для размещения в скважине, в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 1В представляет другой вид системы для заканчивания, показанной на фиг. 1А.
Фиг. 1С представляет собой принципиальную схему электрической цепи в системе по фиг. 1А.
Фиг. 1Ό, 1Е иллюстрируют другие варианты осуществления двухступенчатой системы для заканчивания.
Фиг. 2 иллюстрирует нижнюю секцию для заканчивания системы по фиг. 1А в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 3 иллюстрирует верхнюю секцию для заканчивания системы по фиг. 1А в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 4-6 иллюстрируют разные варианты осуществления двухступенчатых систем для заканчивания, имеющих механизмы индуктивно соединенного смачиваемого соединения.
Фиг. 7, 8А, 12 иллюстрируют разные варианты осуществления двухступенчатых систем для заканчивания, в которых не используются индуктивные соединители, а используются хвостовики для размещения датчиков.
Фиг. 8В иллюстрирует модификацию варианта осуществления по фиг. 8А, которая включает в себя индуктивный соединитель.
Фиг. 9 представляет собой сечение части хвостовика и кабеля с датчиками в системе заканчивания по фиг. 8А в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 10 и 11 показывают систему заканчивания, в которой датчики и часть индуктивного соединителя расположены снаружи обсадной колонны, в соответствии с другими вариантами осуществления.
Фиг. 13 и 14 иллюстрируют различные варианты осуществления частей кабелей с датчиками, пригодных для использования в разных системах для заканчивания.
Фиг. 15 иллюстрирует намоточный барабан, на который намотан кабель с датчиками, в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 16-18 иллюстрируют другие типы кабелей с датчиками в соответствии с дополнительными вариантами осуществления.
Фиг. 19 представляет собой продольное сечение системы для заканчивания, которая включает в себя параллельную трубу с присоединенным к ней кабелем с датчиками.
Фиг. 20 представляет собой сечение параллельной трубы и кабеля с датчиками по фиг. 19.
Фиг. 21 иллюстрирует систему для заканчивания, предназначенную для использования в разветвленной скважине, в соответствии с другим вариантом осуществления.
Фиг. 22 иллюстрирует двухступенчатую систему для заканчивания, которая представляет собой модификацию системы для заканчивания по фиг. 1А, в соответствии с дополнительным вариантом осуществления.
Фиг. 23-25 и 27, 28 иллюстрируют другие варианты осуществления систем для заканчивания, в которых используются индуктивные соединители.
- 1 012821
Фиг. 26 иллюстрирует другой вариант осуществления системы для заканчивания, в которой индуктивный соединитель не используется.
Фиг. 29 иллюстрирует конструкцию, включающую в себя нижнюю секцию для заканчивания и инструмент для внутрискважинных работ, выполненный с возможностью связки с нижней секцией для заканчивания посредством использования индуктивного соединителя, в соответствии с другим вариантом осуществления.
Подробное описание
В нижеследующем описании приведены многочисленные детали для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники будет понятно, что настоящее изобретение может быть реализовано на практике без данных деталей и что возможны многочисленные варианты или модификации описанных вариантов осуществления.
В используемом здесь смысле термины «выше» и «ниже», «вверх» и «вниз», «верхний» и «нижний», «вверху» и «внизу» и другие аналогичные термины, указывающие на относительные положения выше или ниже заданного места или элемента, используются в данном описании для более четкого описания некоторых вариантов осуществления изобретения. Однако при использовании данных терминов применительно к оборудованию и способам, предназначенным для использования в скважинах, которые являются наклонными или горизонтальными, подобные термины могут относиться к соответствующему взаимному расположению слева направо, справа налево или расположению по диагонали.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления система для заканчивания предназначена для установки в скважине и создает возможность мониторинга в реальном времени скважинных параметров, таких как температура, давление, скорость потока, плотность флюида, электрическое удельное сопротивление пласта, соотношение нефти, газа и воды, вязкость, соотношение углерода и кислорода, акустические характеристики, данные химического обнаружения (например, для обнаружения неочищенного парафина, воска, асфальтенов, осаждения, определения водородного показателя рН, обнаружения минерализации) и т.д. Скважина может представлять собой морскую скважину или наземную скважину. Система для заканчивания включает в себя узел датчиков (например, в виде матрицы датчиков из множества датчиков), который может быть размещен во множестве мест на вскрытой поверхности забоя и стенок скважины в песчаном пласте в некоторых вариантах осуществления. Термин «вскрытая поверхность забоя и стенок скважины в песчаном пласте» относится к зоне скважины, которая не закреплена обсадной колонной или хвостовиком. В других вариантах осуществления узел датчиков может быть размещен в закрепленной или обсаженной секции скважины. «Мониторинг в реальном времени» относится к способности следить за скважинными параметрами во время некоторой операции, выполняемой в скважине, например во время добычи или нагнетания флюидов, или во время операции, связанной с выполнением внутрискважинных работ. Датчики из устройства с датчиками размещают в отдельных местах в различных точках, представляющих интерес. Кроме того, узел датчиков может быть размещен снаружи или внутри устройства для контроля поступления песка, которое может включать в себя песочный фильтр, хвостовик с щелевидными продольными отверстиями или перфорированный хвостовик либо трубу с щелевидными продольными отверстиями или перфорированную трубу.
Датчики могут быть размещены вблизи устройства для контроля поступления песка. Датчик находится «вблизи» устройства для контроля поступления песка, если он находится в зоне, в которой устройство для контроля поступления песка предотвращает поступление материала в виде частиц.
В некоторых вариантах осуществления используется система для заканчивания, имеющая по меньшей мере две ступени (верхнюю секцию для заканчивания и нижнюю секцию для заканчивания). Нижнюю секцию для заканчивания спускают в скважину на первой спускоподъемной операции, при этом нижняя секция для заканчивания включает в себя узел датчиков. Верхнюю секцию для заканчивания спускают затем на второй спускоподъемной операции, при этом верхняя секция для заканчивания выполнена с возможностью ее индуктивного соединения с первой секцией для заканчивания для обеспечения связи и передачи энергии между узлом датчиков и другим компонентом, который расположен выше по стволу скважины относительно узла датчиков. Индуктивное соединение между верхней и нижней секциями для заканчивания понимается как механизм индуктивно соединенного смачиваемого соединения между секциями. Понятие «смачиваемое соединение» относится к электрическому соединению между различными ступенями (спущенными в скважину в разные моменты времени) системы для заканчивания в присутствии скважинных текучих сред. Механизм индуктивно соединенного смачиваемого соединения между верхней и нижней секциями для заканчивания обеспечивает возможность передачи как энергии, так и сигналов между узлом датчиков и расположенными выше по стволу скважины компонентами, такими как компонент, расположенный в другом месте в стволе скважины у поверхности земли.
Термин «двухступенчатая система заканчивания» также следует понимать как включающий те операции по заканчиванию, в которых дополнительные компоненты для заканчивания спускают в скважину после первого верхнего оборудования для заканчивания, такие как часто используемые в некоторых применениях гидроразрыва гравийной набивки в обсаженной скважине. В подобных скважинах индуктивное соединение может быть использовано между самым нижним компонентом для заканчивания и компонентом для заканчивания, расположенным выше, или может быть использовано в других местах
- 2 012821 стыковки между компонентами для заканчивания. Множество индуктивных соединителей также может быть использовано в том случае, когда существует множество мест стыковки между компонентами для заканчивания.
Индукция используется для обозначения такой передачи изменяющегося во времени электромагнитного сигнала или энергии, которая не основана для использования замкнутой электрической цепи, а вместо этого предусматривает использование компонента, который является беспроводным. Например, если изменяющийся во времени ток проходит через катушку, то следствием изменения во времени будет то, что электромагнитное поле будет создаваться в среде, окружающей катушку. Если поместить вторую катушку в данное электромагнитное поле, то на данной второй катушке будет создаваться напряжение, которое авторы изобретения называют «наведенным напряжением». Эффективность данного индуктивного соединения повышается, когда катушки размещены ближе друг к другу, но это не является обязательным ограничением. Например, если изменяющийся во времени ток проходит по катушке, намотанной вокруг металлического сердечника, то напряжение будет наведено на катушке, намотанной вокруг того же сердечника на некотором расстоянии от первой катушки. Таким образом, один передатчик может быть использован для обеспечения питания или связи с множеством датчиков вдоль ствола скважины. При условии наличия достаточной энергии расстояние, на котором осуществляется передача, может быть очень большим. Например, соленоиды на поверхности земли могут быть использованы для обеспечения индуктивной связи с подземными катушками, расположенными глубоко в стволе скважины. Кроме того, следует отметить, что катушки необязательно должны быть намотаны, как соленоиды. Другой пример индуктивного соединения имеет место, когда катушка намотана как тороид вокруг металлического сердечника и напряжение наводится на втором тороиде, удаленном на некоторое расстояние от первого.
В альтернативных вариантах осуществления устройство с датчиками может быть предусмотрено вместе с верхней секцией для заканчивания, а не с нижней секцией для заканчивания. В других вариантах осуществления может быть использована одноступенчатая система для заканчивания.
Несмотря на то что здесь упоминаются верхние секции для заканчивания, выполненные с возможностью передачи энергии для нижних секций для заканчивания посредством индуктивных соединителей, следует отметить, что нижние секции могут получать питание от других источников, таких как аккумуляторные батареи, или от источников питания, которые вырабатывают энергию из вибраций (например, вибраций в системе для заканчивания). Примеры подобных систем были описаны в публикации США № 2006/0086498. Источники питания, которые вырабатывают энергию из вибраций, могут включать в себя генератор мощности, который преобразует вибрации в энергию, которая затем накапливается в устройстве для накопления заряда, таком как аккумуляторная батарея. В том случае, когда нижняя секция для заканчивания получает питание из других источников, индуктивное соединение по-прежнему будет использоваться для связи между компонентами для заканчивания.
Далее двухступенчатая система для заканчивания в соответствии с одним вариантом осуществления описана со ссылками на фиг. 1А, 2 и 3.
Фиг. 1А показывает двухступенчатую систему для заканчивания с верхней секцией 100 (фиг. 3) для заканчивания, соединенной с нижней секцией 102 (фиг. 2) для заканчивания.
Двухступенчатая система для заканчивания представляет собой систему для заканчивания при вскрытой поверхности забоя и стенок скважины в песчаном пласте, которая предназначена для установки в скважине, имеющей зону 104, которая является незакрепленной или необсаженной. Как показано на фиг. 1А, необсаженная зона 104 расположена ниже закрепленной или обсаженной зоны, которая имеет хвостовик или обсадную трубу 106. В необсаженной зоне часть нижней секции 102 для заканчивания находится вблизи вскрытой поверхности 108 забоя и стенок скважины в песчаном пласте.
Для предотвращения прохода материала в виде частиц, такого как песок, в нижней секции 102 для заканчивания расположен песочный фильтр 110. Альтернативно, могут быть использованы другие типы устройств для контроля поступления песка, включая трубы с щелевидными продольными отверстиями или перфорированные трубы либо хвостовики с щелевидными продольными отверстиями или перфорированные хвостовики. Устройство контроля поступления песка предназначено для отфильтровывания частиц, таких как песок, для предотвращения поступления подобных частиц из окружающего пластаколлектора в скважину.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления нижняя секция 102 для заканчивания имеет узел 112 датчиков, включающий множество датчиков 114, расположенных в разных отдельных местах на вскрытой поверхности 108 забоя и стенок скважины в песчаном пласте. В некоторых вариантах осуществления узел 112 выполнен в виде кабеля с датчиками (также называемым «приспособлением для подвески датчиков»). Кабель 112 с датчиками, по существу, представляет собой непрерывную линию передачи сигналов управления, имеющую участки, на которых расположены датчики 114. Кабель 112 является «непрерывным» в том смысле, что обеспечивает непрерывное уплотнение относительно текучих сред, таких как скважинные текучие среды, вдоль его длины. Следует отметить, что в некоторых вариантах осуществления непрерывный кабель с датчиками фактически может иметь отдельные секции для размещения, которые прикреплены друг к другу с возможностью обеспечения герметичности. В других вариантах осуществления кабель с датчиками может быть выполнен с образующей одно целое, не
- 3 012821 прерывной оболочкой без разрывов.
В нижней секции 102 для заканчивания кабель 112 также присоединен к электронному блоку 116 управления, выполненному с возможностью соединения с датчиками 114. Электронный блок 116 управления выполнен с возможностью приема команд из другого места (такого как место на поверхности земли или из другого места в скважине, например от станции 146 управления в верхней секции 100 для заканчивания). Эти команды могут обеспечить выдачу команды для электронного блока 116 управления, чтобы он выдал команду датчикам 114 на выполнение измерений или передачу данных измерений. Кроме того, электронный блок 116 управления выполнен с возможностью накопления и передачи данных измерений от датчиков 114. Таким образом, электронный блок 116 управления выполнен с возможностью с периодическими интервалами или в ответ на команды передавать данные измерений другому компоненту (например, станции 146 управления), который расположен где-либо в другом месте в стволе скважины или на поверхности земли. Как правило, электронный блок 116 управления включает в себя процессор и память. Связь между датчиками 114 и электронными блоком 116 управления может быть двунаправленной или для нее может быть использована схема «главный-подчиненный».
Электронный блок 116 управления электрически соединен с первой частью 118 индуктивного соединителя (например, охватывающей частью индуктивного соединителя), которая представляет собой часть нижней секции 102 для заканчивания. Как дополнительно рассмотрено ниже, первая часть 118 индуктивного соединителя создает возможность обеспечения электрической связи между нижней секцией 102 для заканчивания и верхней секцией 100, так что команды могут быть выданы электронному блоку 116 управления, и электронный блок 116 управления выполнен с возможностью передачи данных измерений в верхнюю секцию 100 для заканчивания.
В тех вариантах осуществления, в которых энергия вырабатывается или накапливается локально в нижней секции для заканчивания, электронный блок 116 управления может включать в себя аккумуляторную батарею или источник питания.
Как дополнительно показано на фиг. 1А и 2, нижняя секция 102 включает в себя пакер 120 (например, пакер забойного фильтра), который, будучи установленным на место, плотно прилегает к обсадной трубе 102. Пакер 120 изолирует зону 124 кольцевого пространства, находящуюся под пакером 120 и образованную между наружной стороной нижней секции 102 и внутренней стенкой обсадной трубы 106 и вскрытой поверхностью 108 забоя и стенок скважины в песчаном пласте.
Уплотнительное устройство 126 проходит под пакером 120 и предназначено для размещения верхней секции 100 с возможностью уплотнения. Уплотнительное устройство 126 дополнительно соединено с устройством 128 с отверстиями для циркуляции, которое имеет подвижную гильзу 130, выполненную с возможностью плавного смещения для закрытия или открытия отверстий для циркуляции устройства 128. Во время операции образования гравийного фильтра гильза 130 может быть перемещена в открытое положение для обеспечения возможности прохода суспензии с гравием из внутреннего канала 132 нижней секции 102 в зону 124 кольцевого пространства для осуществления заполнения скважинного фильтра гравием в зоне 124 кольцевого пространства. Гравийный фильтр, образованный в зоне 124 кольцевого пространства, представляет собой часть устройства для контроля поступления песка, предназначенного для отфильтровывания частиц.
В приведенном в качестве примера варианте осуществления по фиг. 1А и 2 нижняя секция 102 дополнительно включает в себя механическое устройство для борьбы с водопоглощением, например клапан 134 для изоляции от пласта, который может быть выполнен в виде шарового клапана. В закрытом состоянии шаровой клапан изолирует нижнюю часть 136 внутреннего канала 132 от его части, находящейся над клапаном 134, для изоляции от пласта. В открытом состоянии клапан 134 обеспечивает проход потока текучих сред, а также проход инструментов для внутрискважинных работ. Несмотря на то что нижняя секция 102, показанная в примере по фиг. 1А и 2, включает в себя различные компоненты, следует отметить, что в других вариантах осуществления некоторые из данных компонентов могут быть исключены или заменены другими компонентами.
Как показано на фиг. 1А и 2, кабель 112 с датчиками предусмотрен в зоне 124 кольцевого пространства снаружи песочного фильтра 110. Посредством размещения датчиков 114 кабеля 112 снаружи песочного фильтра 110 можно избежать проблем, связанных с управлением скважиной и водопоглощением, за счет использования клапана 134 для изоляции от пласта. Следует отметить, что клапан 134 может быть закрыт в целях борьбы с водопоглощением во время установки двухступенчатой системы для заканчивания.
Как показано на фиг. 1А и 3, верхняя секция 100 для заканчивания имеет уплотнительное устройство 140, предназначенное для уплотнения зоны контакта внутри уплотнительного устройства 126 (фиг. 2) нижней секции 102 для заканчивания. Как показано на фиг. 1А, наружный диаметр уплотнительного устройства 140 верхней секции 100 немного меньше внутреннего диаметра уплотнительного устройства 126 нижней секции 102 для заканчивания. Это позволяет уплотнительному устройству 140 плавно входить с обеспечением герметичности в уплотнительное устройство 126 (что показано на фиг. 1А). В альтернативном варианте осуществления уплотнительное устройство 140 может быть заменено хвостовиком, который не должен обеспечивать уплотнение.
- 4 012821
Как показано на фиг. 3, на наружной стороне уплотнительного устройства 140 расположен фиксатор 142 с защелками, который обеспечивает возможность взаимодействия с пакером 120 нижней секции 102. Когда фиксатор 142 вставлен в пакер 120, как показано на фиг. 1А, верхняя секция 130 будет прочно и надежно сцеплена с нижней секцией 102. В других вариантах осуществления вместо фиксатора 142 с защелками могут быть использованы другие механизмы сцепления.
Вблизи нижней части верхней секции 100 для заканчивания (и более точно - вблизи нижней части уплотнительного устройства 140) находится вторая часть 144 индуктивного соединителя (например, охватываемая часть индуктивного соединителя). Когда вторая часть 144 индуктивного соединителя и первая часть 118 индуктивного соединителя расположены рядом друг с другом (как показано на фиг. 1А), данные части индуктивного соединителя образуют индуктивный соединитель, который обеспечивает возможность передачи данных и энергии за счет индуктивной связи между верхней и нижней секциями для заканчивания.
Электрический провод 147 (или провода) проходит от второй части 144 индуктивного соединителя до станции 146 управления, которая включает в себя процессор и блок питания и телеметрии (для подачи питания и для обеспечения связи с электронным блоком 116 управления в нижней секции 102 для передачи сигналов через посредство индуктивного соединителя). Если требуется, станция 146 управления также может включать в себя датчики, такие как датчики температуры и/или давления.
Станция 146 управления присоединена к электрическому кабелю 148 (например, к электрическому кабелю с витыми парами), который проходит вверх до усадочного соединения 150 (или обеспечивающего компенсацию длины соединения). У усадочного соединения 150 электрический кабель 148 может быть намотан спиралеобразно (для образования спирально намотанного кабеля) до тех пор, пока электрический кабель 148 не достигнет верхнего пакера 152 в верхней секции 100 для заканчивания. Верхний пакер 152 имеет каналы для пропускания электрического кабеля 148 в зону над пакером 152. Электрический кабель 148 может проходить от верхнего пакера 152 до конца до поверхности земли (или до другого места в скважине).
В другом варианте осуществления станцию 146 управления можно исключить, и электрический кабель 148 может проходить от второй части 144 индуктивного соединителя (верхней секции 100 для заканчивания) до станции управления, находящейся где-либо в другом месте в скважине или на поверхности земли.
Усадочное соединение 150 является возможным, и его можно исключить в других вариантах осуществления. Верхняя секция 100 для заканчивания также включает в себя насосно-компрессорную колонну 154, которая может проходить до конца до поверхности земли. Верхнюю секцию 100 для заканчивания перемещают в скважину на насосно-компрессорной колонне 154.
В процессе работы нижнюю секцию 102 спускают на первой спускоподъемной операции в скважину и устанавливают вблизи необсаженного интервала скважины. Затем устанавливают пакер 120 (фиг. 2), после чего может быть выполнена операция образования гравийного фильтра. Для выполнения операции образования гравийного фильтра устройство 128 приводят в действие для перевода его в открытое положение с целью открытия его отверстия (отверстий). Затем суспензию с гравием подают в скважину и через открытое им отверстие устройства 128 в зону 124 кольцевого пространства. Затем зону 124 кольцевого пространства заполняют суспензией до образования в ней гравийного фильтра.
Далее, на второй спускоподъемной операции верхнюю секцию 100 для заканчивания спускают в скважину и прикрепляют к нижней секции 102 для заканчивания. Как только верхняя и нижняя секции для заканчивания будут соединены, связь между электронным блоком 116 управления и станцией 146 управления может осуществляться через индуктивный соединитель, который включает в себя части 118 и 144 индуктивного соединителя. Станция 146 управления может передавать команды электронному блоку 116 управления в нижней секции 102 для заканчивания или станция 146 управления может принимать данные измерений, собранные датчиками 114, от электронного блока 116 управления.
Фиг. 1В показывает вид модифицированной двухступенчатой системы для заканчивания, показанной на фиг. 1А. На фиг. 1В кабель 112, электронный блок 116 управления и станция 146 управления являются отличными от показанных на фиг. 1А. Функционально система для заканчивания по фиг. 1В аналогична системе для заканчивания по фиг. 1А.
Фиг. 1С представляет собой принципиальную схему приведенной в качестве примера, электрической цепи между датчиками 114, которые представляют собой части нижней секции 102, и находящимся на поверхности устройством 170 управления (предусмотренным на поверхности земли). Датчики 114 связаны посредством шины 172, которая представляет собой часть кабеля 112, с электронным блоком 116 управления. Связь между электронным блоком 116 управления и интерфейсом 174 станции управления (частью станции 146 управления) происходит посредством частей 118 и 144 индуктивного соединителя (как рассмотрено выше). В электронном блоке 116 управления может быть предусмотрен переключатель 176 для управления тем, будет или нет обеспечена возможность связи через части 118 и 144 индуктивного соединителя. Переключатель 176 выполнен с возможностью управления им посредством станции 146 управления или в ответ на команды, направляемые из находящегося на поверхности устройства 170 управления через станцию 146 управления. Следует отметить, что, как рассмотрено выше, в не
- 5 012821 которых вариантах осуществления станция 146 управления может быть исключена, при этом находящееся на поверхности устройство 170 управления будет выполнено с возможностью обеспечения связи с электронным блоком 116 управления без станции 146 управления. Станция 146 управления обеспечивает передачу энергии и сигналов по электрическому кабелю 148 к интерфейсу 177 коммуникационной шины. В одном варианте осуществления интерфейс 177 коммуникационной шины может представлять собой интерфейс МойВик, который выполнен с возможностью коммуникации по каналу 178 связи МойВик с находящимся на поверхности устройством 170 управления. Канал 178 связи МойВик может представлять собой последовательный канал, реализованный с К.8-422, К8-485 и/или К8-232 (К8 - рекомендуемый стандарт), или, альтернативно, канал 178 связи МойВик может представлять собой протокол ТСР/1Р (протокол управления передачей/межсетевой протокол). Протокол МойВик представляет собой стандартный протокол связи (протокол передачи данных) в нефтедобывающей промышленности, и описания широко доступны, например, на сайте те^ет.шойЬик.огд. В альтернативных вариантах осуществления могут быть использованы другие типы каналов связи.
В одном варианте осуществления датчики 114 могут быть выполнены в виде управляемых приборов, которые срабатывают в ответ на запросы от станции 146 управления. Альтернативно, датчики 114 могут быть выполнены с возможностью инициирования связи со станцией 146 управления или с находящимся на поверхности устройством 170 управления.
В одном варианте осуществления связь через части 118 и 144 индуктивного соединителя осуществляется посредством использования частотной модуляции информационных сигналов (сигналов данных) относительно определенной несущей частоты. Несущая частота имеет достаточную энергию для подачи питания к электронному блоку 116 управления и датчикам 114. Альтернативно, питание электронного блока 116 управления и датчиков 114 может осуществляться посредством аккумуляторной батареи.
Сканирование датчиков 114 может осуществляться периодически, например один раз через каждый заранее заданный интервал времени. Альтернативно, датчики 114 опрашиваются в ответ на определенный запрос (например, от станции 146 управления или от находящегося на поверхности устройства 170 управления) для извлечения данных измерений.
На фиг. 1Ό проиллюстрирован еще один вариант двухступенчатой системы для заканчивания. В варианте осуществления по фиг. 1А один индуктивный соединитель используется как для обеспечения передачи энергии, так и для передачи сигналов (данных). Однако в соответствии с фиг. 1Ό используются два индуктивных соединителя, а именно индуктивный соединитель 180 для передачи энергии и индуктивный соединитель 182 для передачи данных.
На фиг. 1Е показан еще один вариант осуществления, в котором используются два индуктивных соединителя 184 и 186, при этом первый индуктивный соединитель 184 используется для передачи энергии и данных посредством первого кабеля 188 с датчиками и второй индуктивный соединитель 186 используется для обеспечения передачи энергии и данных посредством второго кабеля 190 с датчиками. Использование двух индуктивных соединителей и двух соответствующих кабелей с датчиками в варианте осуществления по фиг. 1Е обеспечивает резервирование в случае отказа одного из кабелей с датчиками или одного из индуктивных соединителей. Кабели 188 и 190 с датчиками, по существу, параллельны друг другу. Однако датчики 192 кабеля 188 с датчиками смещены вдоль продольного направления ствола скважины относительно датчиков 194 кабеля 190 с датчиками. Другими словами, в продольном направлении каждый датчик 192 расположен между двумя последовательно расположенными датчиками 194 (см. пунктирную линию 196 на фиг. 1Е). Аналогичным образом, каждый датчик 194 расположен между двумя последовательно расположенными датчиками 192 (см. пунктирную линию 198 на фиг. 1Е). Посредством того, что датчики 192 и 194 смещены в продольном направлении, датчики 192 и 194 обеспечивают возможность сбора данных измерений на разных глубинах в стволе скважины. Таким образом, эффективная плотность расположения датчиков в представляющей интерес зоне увеличивается, если оба кабеля 188 и 190 с датчиками находятся в рабочем состоянии.
В еще одном варианте осуществления кабели 188 и 190 с датчиками могут приводиться в действие последовательно, а не параллельно, как показано на фиг. 1Е. В еще одном варианте осуществления вместо обоих кабелей 188 и 190 с датчиками один из кабелей может представлять собой кабель, используемый для обеспечения управления, например для управления регулятором потока (или, альтернативно, один из кабелей может представлять собой комбинацию кабеля с датчиками и кабеля управления).
В вариантах осуществления, рассмотренных выше, в кабеле с датчиками предусмотрены электрические провода, которые обеспечивают соединение множества датчиков друг с другом в совокупности или матрице датчиков. В альтернативном варианте осуществления провода между датчиками могут быть исключены. В данном случае множество частей индуктивных соединителей могут быть предусмотрены для соответствующих датчиков, при этом в верхней секции для заканчивания предусмотрены соответствующие части индуктивных соединителей, предназначенные для взаимодействия с частями индуктивных соединителей, связанными с соответствующими датчиками для передачи энергии и данных посредством датчиков.
Кроме того, даже несмотря на то, что была сделана ссылка на передачу данных между датчиками и другим компонентом в скважине, следует отметить, что в альтернативных вариантах осуществления, и в
- 6 012821 частности в вариантах осуществления, в которых датчики предусмотрены с их собственными источниками питания в скважине, датчики могут быть предусмотрены с источниками питания, маломощными, но обладающими достаточной мощностью для того, чтобы датчики могли выполнять измерения и хранить данные в течение сравнительно продолжительного периода времени (например, месяцев). Позднее инструмент для внутрискважинных работ может быть спущен для обеспечения связи с датчиками с целью извлечения собранных данных измерений. В одном варианте осуществления связь между инструментом для внутрискважинных работ и датчиками будет осуществляться посредством использования индуктивного соединения, при этом одна часть индуктивного соединителя постоянно установлена в оборудовании для заканчивания и сопрягаемая часть индуктивного соединителя находится на инструменте для внутрискважинных работ. Инструмент для внутрискважинных работ может также обеспечить «пополнение» (например, зарядку) скважинных источников питания.
На фиг. 4 проиллюстрирован другой вариант осуществления двухступенчатой системы для заканчивания, в котором положения частей индуктивного соединителя и станции управления были изменены. Система для заканчивания включает в себя верхнюю секцию 100 А для заканчивания и нижнюю секцию 102 А для заканчивания. В варианте осуществления по фиг. 4 первая часть 118 индуктивного соединителя предусмотрена над пакером 204 (пакером с каналами) нижней секции 102 А. Первая часть 118 индуктивного соединителя, в свою очередь, может быть электрически соединена с электронным блоком 116 управления, расположенным под пакером 204, который соединен с кабелем 112А с датчиками. Кабель 112А с датчиками имеет часть, которая проходит через канал пакера 204 для обеспечения связи между датчиками 114 и электронным блоком 116 управления.
Верхняя секция 100А имеет нижнюю секцию 208, в которой предусмотрена вторая часть 144 индуктивного соединителя, предназначенная для связи с первой частью 118 индуктивного соединителя, когда верхняя секция 100А сцеплена с нижней секцией 102А.
В варианте осуществления по фиг. 4 станция 146 управления предусмотрена над пакером 152 с каналами (если сравнить с положением станции 146 управления под пакером 152 на фиг. 1А и 3).
Остальные компоненты, показанные на фиг. 4, такие же, как соответствующие компоненты на фиг. 1А, 2 и 3, или аналогичны соответствующим компонентам на фиг. 1А, 2 и 3 и поэтому дополнительно не описаны.
На фиг. 5 показан еще один вариант двухступенчатой системы для заканчивания, которая включает в себя верхнюю секцию 100В для заканчивания и нижнюю секцию 102В для заканчивания. В данном варианте осуществления кабель 112В с датчиками, аналогичный кабелю 112 с датчиками на фиг. 1А, проходит вверх в нижней секции 102В до электронного блока 116 управления, который, в свою очередь, соединен с первой частью 118 индуктивного соединителя. Первая часть 118 индуктивного соединителя расположена дальше вверху в нижней секции 102В для заканчивания (если сравнить с нижней секцией 102 по фиг. 1А), так что не требуется, чтобы уплотнительное устройство 140В верхней секции 100В проходило глубоко в нижнюю секцию 102В для заканчивания. В результате, будучи вставленным в нижнюю секцию 102В для заканчивания, уплотнительное устройство 140В верхней секции 100В не проходит мимо устройства с отверстиями для циркуляции, так что отверстие для циркуляции не блокируется, когда верхняя секция 100В сцеплена с нижней секцией 102В. В варианте осуществления по фиг. 5 части 118 и 144 индуктивного соединителя расположены над устройством 128.
В конструкции по фиг. 5 станция 146 управления также предусмотрена над пакером 152, как и в варианте осуществления по фиг. 4.
На фиг. 6 показана многоступенчатая система для заканчивания в соответствии с еще одним вариантом осуществления, которая включает в себя верхнюю секцию 100С для заканчивания и нижнюю секцию 102С для заканчивания, которая имеет множество частей для множества зон в скважине. Как показано на фиг. 6, изображены три продуктивные зоны (или зоны нагнетания) 302, 304, 306. Нижняя секция 102С имеет три комплекта кабелей 308, 310, 312, которые аналогичны по конструкции кабелю 112 с датчиками по фиг. 1. Каждый кабель 308, 310, 312 имеет множество датчиков, предусмотренных в отдельных местах в соответствующих зонах 302, 304, 306. Все зоны 302, 304 и 306 обсажены посредством обсадной колонны 314, в отличие необсаженной секции, показанной на фиг. 1. Обсадная колонна 314 перфорирована в каждой из зон 302, 304, 306 для обеспечения возможности сообщения между скважиной и пластами-коллекторами, примыкающими к скважине.
Нижняя секция 102С включает в себя первый нижний пакер 316, который обеспечивает изоляцию между зонами 304 и 306, и второй нижний пакер 317, который обеспечивает изоляцию между зонами 304 и 302. Самый нижний кабель 312 с датчиками электрически соединен с первым комплектом частей 318 и 320 индуктивного соединителя. Часть 318 индуктивного соединителя прикреплена к отрезку 322 трубы или фильтру, который прикреплен к первому нижнему пакеру 316. С другой стороны, часть 320 индуктивного соединителя прикреплена к другому отрезку 324 трубы или фильтру, который проходит вверх для крепления с еще одним отрезком 326 трубы.
Во второй зоне 304 предусмотрен второй комплект частей 328 и 330 индуктивного соединителя, при этом часть 328 прикреплена к отрезку 326 трубы. С другой стороны, часть 330 прикреплена к отрезку 332 трубы, который проходит вверх до клапана 134 для изоляции от пласта, предусмотренного в ниж
- 7 012821 ней секции 102С. Остальные части нижней секции 102С аналогичны соответствующим частям или являются такими же, как соответствующие части нижней секции 102В по фиг. 5. Верхняя секция 100С, которая сцеплена с нижней секцией 102С, также аналогична верхней секции 100В или такая же, как верхняя секция 100В по фиг. 5.
В процессе эксплуатации нижнюю секцию 102С устанавливают на разных спускоподъемных операциях, при этом сначала устанавливают самую нижнюю часть нижней секции 102С (которая соответствует самой нижней зоне 306), после чего устанавливают вторую часть нижней секции, которая находится рядом со второй зоной 304, после чего устанавливают часть нижней секции 102С для заканчивания, находящуюся рядом с зоной 302.
Передача энергии и данных между электронными блоком 116 управления и датчиками 310 и 312 осуществляется посредством индуктивных соединителей, соответствующих частям 328, 330 и 318, 320.
На фиг. 7 показана двухступенчатая система для заканчивания в соответствии с еще одним вариантом осуществления, которая включает в себя нижнюю секцию 402 для заканчивания и верхнюю секцию 400 для заканчивания. Обсадная колонна 425 обеспечивает крепление части скважины. В варианте осуществления по фиг. 7, в отличие от вариантов осуществления по фиг. 1А-6, не используется механизм индуктивно соединенного смачиваемого соединения. На фиг. 7 нижняя секция 402 включает в себя пакер 404 гравийного фильтра, который прикреплен к устройству 406 с отверстиями для циркуляции. Нижняя секция 402 для заканчивания также включает в себя клапан 408 для изоляции от пласта, расположенный под устройством 408. Песочный фильтр 410 присоединен под клапаном 408 для изоляции от пласта для контроля поступления песка или борьбы с поступлением других частиц. Нижняя секция 402 расположена вблизи необсаженной зоны 412, в которой выполняется добыча (или нагнетание).
Следует отметить, что в варианте осуществления по фиг. 7 нижняя секция 402 не включает в себя часть индуктивного соединителя. В варианте осуществления по фиг. 7 верхняя секция 400 имеет хвостовик 414, который образован из трубы с щелевидными отверстиями, имеющей множество щелевидных отверстий для обеспечения возможности сообщения между внутренним каналом хвостовика 414 и наружной стороной хвостовика 414. Хвостовик 414 проходит в нижнюю секцию 402 для заканчивания вблизи необсаженной зоны 412.
В хвостовике 414 расположен кабель 416, имеющий множество датчиков 418 в отдельных местах на всей протяженности зоны 412. Кабель 416 проходит вверх в хвостовике 414 до его выхода из верхнего конца хвостовика 414. Кабель 416 проходит в радиальном направлении через укороченную трубу 419 с щелевидными отверстиями до пакера 420 с каналами, предусмотренного в верхней секции 400 для заканчивания. Укороченная труба 419 с щелевидными отверстиями имеет щелевидные отверстия 422 для обеспечения возможности сообщения между внутренним каналом 424 насосно-компрессорной колонны 426 и зоной 428, которая находится снаружи верхней секции 400 для заканчивания и под пакером 420.
В верхней секции 400 расположена станция 430 управления над пакером 420. Кабель 416 проходит через пакер 420 к станции 430 управления. Станция 430 управления, в свою очередь, связана посредством электрического кабеля 432 с местом на поверхности земли или каким-либо другим местом в скважине.
В отличие от вариантов осуществления, показанных на фиг. 1А-6, датчики 418 в варианте осуществления по фиг. 7 расположены в устройстве для контроля поступления песка (а не снаружи данного устройства). Тем не менее, использование хвостовика 414 обеспечивает возможность соответствующего «удобного» размещения датчиков 418 от края до края вскрытой поверхности забоя и стенок скважины в песчаном пласте рядом с песочным фильтром 410.
В процессе эксплуатации нижнюю секцию 402 для заканчивания по фиг. 7 сначала устанавливают в скважине рядом с зоной 412. После образования гравийного фильтра верхнюю секцию 400 для заканчивания спускают в скважину, при этом хвостовик 414 вставляют в нижнюю секцию 402 таким образом, чтобы датчики 418 кабеля 416 были расположены вблизи зоны 412 в различных отдельных местах. В некоторых вариантах осуществления для нижней секции для заканчивания может не потребоваться образование гравийного фильтра; вместо этого нижняя секция для заканчивания может включать в себя расширяемый фильтр, обсаженный и перфорированный ствол скважины, хвостовик со щелевидными отверстиями или необсаженный ствол скважины.
На фиг. 8А показана еще одна конструкция двухступенчатой системы для заканчивания, имеющей верхнюю секцию 400А для заканчивания и нижнюю секцию 402А для заканчивания, в которой механизм индуктивно соединенного смачиваемого соединения не используется. Поддающийся извлечению хвостовик 414А, который представляет собой часть верхней секции 400А, вставлен в нижнюю секцию 402А. Нижняя секция 402А аналогична или идентична нижней секции 402 по фиг. 7. Однако хвостовик 414А на фиг. 8А имеет продольную канавку на его наружной поверхности, в которой расположен кабель 416А с датчиками. Поперечное сечение части хвостовика 414А с кабелем 416А показано на фиг. 9. Как показано на фиг. 9, продольная канавка (или углубление) 440 выполнена на наружной поверхности хвостовика 414А так, что кабель 416А может быть расположен в канавке 440.
Как показано на фиг. 8А, кабель 416А проходит вверх до подвески 442 для хвостовика, которая располагается в предназначенном для хвостовика гнезде 444 укороченной трубы 419А с щелевидными отверстиями. Кабель 416А проходит в радиальном направлении через подвеску 442 для хвостовика и
- 8 012821 укороченную трубу 419А с щелевидными отверстиями в зону, находящуюся снаружи наружной поверхности верхней секции 400А. Кабель 416 А проходит через пакер 420 с каналами до станции 430 управления.
По существу, различие между вариантом осуществления по фиг. 8А и вариантом осуществления по фиг. 7 заключается в том, что кабель 416А расположен снаружи хвостовика 414 А (а не внутри хвостовика). Кроме того, хвостовик 414А выполнен с возможностью его извлечения, поскольку он опирается внутри гнезда 444 на подвеску 442 для хвостовика. (На фиг. 7 показан зафиксированный хвостовик, который представляет собой часть верхней секции 400 для заканчивания.) Инструмент для внутрискважинных работ может быть спущен в скважину для сцепления с подвеской 442 для хвостовика по фиг. 8А с целью извлечения подвески 442 вместе с хвостовиком 414 А из скважины. Как показано на фиг. 8 А, предусмотрено фиксирующее устройство 446 для фиксации подвески 442 относительно гнезда 444. В одном приведенном в качестве примера варианте осуществления фиксирующее устройство 446 может представлять собой фиксирующее устройство с защелкой.
Другое различие между верхней секцией 400А для заканчивания по фиг. 8А и верхней секцией 400 по фиг. 7 заключается в том, что верхняя секция 400А имеет отрезок 448 трубы с щелевидными отверстиями, проходящий ниже гнезда 444. Отрезок 448 трубы с щелевидными отверстиями проходит в нижнюю секцию 402А для заканчивания, как показано на фиг. 8А.
На фиг. 8В проиллюстрирован другой вариант двухступенчатой системы для заканчивания, в которой также используется поддающийся извлечению хвостовик 414В. Хвостовик 414В проходит от подвески 442В для хвостовика, которая находится в гнезде 444В. Различие между вариантом осуществления по фиг. 8В и вариантом осуществления по фиг. 8А заключается в том, что подвеска 442В имеет первую часть 450 индуктивного соединителя (охватываемую часть индуктивного соединителя), которая выполнена с возможностью индуктивного соединения со второй частью 452 индуктивного соединителя (охватывающей частью индуктивного соединителя) внутри гнезда 444В. Кабель 416В с датчиками (который также проходит снаружи хвостовика 414В, но в продольной канавке) проходит вверх и соединен с первой частью 450 индуктивного соединителя в подвеске 442В. Когда подвеска 442В установлена внутри гнезда 444В, первая и вторая части 450 и 452 индуктивного соединителя располагаются рядом друг с другом, так что может быть обеспечена передача электрических сигналов и энергии между частями 450 и 452 индуктивного соединителя посредством индуктивного соединения.
Вторая часть 452 индуктивного соединителя соединена с электрическим кабелем 454, который проходит через пакер 420 с каналами до станции 430 управления, расположенной над пакером 420.
В процессе эксплуатации нижнюю секцию 402В спускают сначала в скважину, после чего спускают верхнюю секцию 400В на отдельной спускоподъемной операции. Затем хвостовик 414В спускают в скважину и устанавливают в гнезде 444В, выполненном в верхней секции 400В.
На фиг. 10 проиллюстрирован еще один вариант осуществления другой системы для заканчивания, которая обеспечивает наличие датчиков в продуктивной зоне (или зоне нагнетания). В данном варианте датчики 502 предусмотрены снаружи обсадной колонны 504, которая обеспечивает крепление скважины. Датчики 502 представляют собой часть кабеля 506. Датчики 502 предусмотрены в различных отдельных местах снаружи обсадной колонны 504. Кабель 506 проходит вверх до первой части 508 индуктивного соединителя (охватывающей части индуктивного соединителя) через электронный блок 507 управления. Первая часть 508 взаимодействует со второй частью 510 (охватываемой частью индуктивного соединителя) для передачи энергии и данных. Первая часть 508 расположена снаружи обсадной колонны 504, в то время как вторая часть 510 расположена внутри обсадной колонны 504.
Внутри обсадной колонны 504 установлен пакер 512, предназначенный для изоляции зоны 514 кольцевого пространства, которая находится над пакером 512 и между насосно-компрессорной колонной 516 и обсадной колонной 504. Вторая часть 510 индуктивного соединителя электрически соединена со станцией 518 управления посредством секции 520 электрического кабеля. В свою очередь, станция 518 управления соединена с другим электрическим кабелем 522, который может проходить до поверхности земли или до какого-либо другого места в скважине.
В процессе эксплуатации обсадную колонну 504 устанавливают в скважину вместе с кабелем 506 и первой частью 508 индуктивного соединителя, предусмотренными вместе с обсадной колонной 504 во время установки. Впоследствии после установки обсадной колонны 504 может быть установлено оборудование для заканчивания, находящееся внутри обсадной колонны, включая то оборудование, которое показано на фиг. 10. Перед установкой или после установки компонентов, показанных на фиг. 10, скважинный стреляющий перфоратор (непоказанный) может быть спущен в скважину к продуктивной зоне 500 (или зоне нагнетания). Затем скважинный стреляющий перфоратор может быть приведен в действие для образования перфорационных каналов 526, проходящих сквозь обсадную колонну 504 и в окружающий пласт. Может быть выполнено направленное перфорирование, чтобы избежать повреждений кабеля 506, который расположен снаружи обсадной колонны 504.
На фиг. 11 проиллюстрирована еще одна конструкция системы для заканчивания, которая аналогична системе для заканчивания по фиг. 10 за исключением того, что система для заканчивания по фиг. 11 имеет множество ступеней для обеспечения соответствия нескольким различным зонам 602, 604
- 9 012821 и 606. В варианте осуществления по фиг. 11 кабель 506А предусмотрен снаружи обсадной колонны 504 и имеет датчики 502, расположенные в различных зонах 602, 604, 606. Кабель 506А проходит до первой части 508 индуктивного соединителя через электронный блок 507 управления.
Система для заканчивания по фиг. 11 также включает в себя пакер 512, вторую часть 510 индуктивного соединителя, расположенную внутри обсадной колонны 504, станцию 518 управления и секции 520 и 522 электрического кабеля, как в варианте осуществления по фиг. 10. Вариант осуществления по фиг. 11 отличается от варианта осуществления по фиг. 10 тем, что дополнительное оборудование для заканчивания предусмотрено под пакером 512. В варианте осуществления по фиг. 11 предусмотрен пакер 608 гравийного фильтра, при этом устройство 610 с отверстиями для циркуляции предусмотрено ниже пакера 608. Клапан 612 для изоляции от пласта также предусмотрен ниже устройства 610 с отверстиями для циркуляции.
К дополнительному оборудованию, расположенному под клапаном 612 для изоляции от пласта, относятся песочные фильтры 614 и изолирующие пакеры 616 и 618, предназначенные для изоляции зон 602, 604, 606.
На фиг. 12 проиллюстрирован другой вариант осуществления системы для заканчивания, в которой используется конструкция с хвостовиком и в которой не используется механизм индуктивно соединенного смачиваемого соединения. Система для заканчивания включает в себя верхнюю секцию 700 для заканчивания и нижнюю секцию 702 для заканчивания. В варианте осуществления по фиг. 12 пакер 704 гравийного фильтра установлен в продуктивной зоне (или зоне нагнетания), при этом песочный фильтр 706 прикреплен под пакером 704. Пакер 704 и фильтр 706 представляют собой часть нижней секции 702 для заканчивания.
Верхняя секция 700 для заканчивания включает в себя хвостовик 708 (который включает в себя перфорированную трубу). Во внутреннем канале хвостовика 708 расположены различные датчики 710 и 712. Датчики 710 и 712 соединены посредством соединений звездой с электрическим кабелем 714. Электрический кабель 714 проходит через переходники (распределительные блоки) 716 и 720 для обеспечения соединения звездой и выходит из верхнего конца хвостовика 708. Электрический кабель 714 проходит в радиальном направлении через переходник 722 с каналами и затем проходит через пакер 724 с каналами, предусмотренный в верхней секции 700 для заканчивания, до станции 726 управления. Станция 726 управления, в свою очередь, соединена посредством электрического кабеля 728 с поверхностью земли или с другим местом в скважине.
На фиг. 13 показана часть кабеля 800 с датчиками в соответствии с одним вариантом осуществления, который может представлять собой любой из кабелей с датчиками, упомянутых выше. Кабель 800 включает в себя наружные оболочки 802, 804, которые соединены с обеспечением герметичности с оболочкой 806 для размещения датчика, в котором размещены опора 810 для датчика и датчик 808. Датчик 808 установлен в заданном положении в камере 809 опоры 810 для датчика. Конструктивный элемент 806 для размещения опоры для датчика и оболочки 802, 804 кабеля 800 могут быть выполнены из металла. Оболочки 802, 804 могут быть приварены к оболочке 806 для размещения опоры для датчика для обеспечения герметичного соединения (чтобы предотвратить проход скважинных флюидов в кабель 800). Опора 810 для датчика также может быть образована из металла, чтобы она служила в качестве несущего элемента. В качестве примера металл, используемый для образования опоры 810 для датчика, может представлять собой алюминий. Аналогичным образом, металл, используемый для образования оболочек 802, 804, 806, также может представлять собой алюминий. Если датчик 808 представляет собой датчик температуры, то алюминий представляет собой довольно хороший тепловой «соединитель», обеспечивающий возможность точного измерения температуры. Однако в других вариантах осуществления могут быть использованы металлы других типов. Кроме того, неметаллические материалы также могут быть использованы для выполнения элементов 802, 804, 806, 810.
Как дополнительно показано на фиг. 13, датчик 808 включает в себя микросхему 812 датчика (например, микросхему датчика, предназначенную для измерения температуры) и коммуникационный интерфейс (интерфейс связи) 814 (электрически соединенный с микросхемой 812 датчика) для обеспечения возможности связи с электрическими проводами 816 и 818, которые проходят в кабеле 800. В одном приведенном в качестве примера варианте осуществления коммуникационный интерфейс 814 представляет собой интерфейс 12С. Альтернативно, другие типы коммуникационных интерфейсов могут быть использованы в датчике 808. Микросхема 812 датчика и интерфейс 814 могут быть смонтированы на печатной (схемной, монтажной) плате 811 в одном варианте осуществления.
Часть, показанная на фиг. 13, повторяется вдоль длины кабеля 800 для обеспечения наличия множества датчиков 808 вдоль кабеля 800 в различных отдельных местах. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления кабель 800 выполнен с проводами с двунаправленными витыми парами, которые имеют относительно высокую помехоустойчивость (помехозащищенность). Сигналы на проводах с витыми парами представляют собой разность напряжений между двумя проводами. Последовательно расположенные оболочки 802, 804, 806 вместе названы «наружной оболочкой» кабеля 800.
- 10 012821
Преимущество использования сварки в кабеле с датчиками заключается в том, что можно избежать использования кольцевых уплотнений или отдельных металлических уплотнений. Тем не менее, в других вариантах осуществления могут быть использованы уплотнительные кольца или металлические уплотнения. В альтернативном варианте осуществления вместо использования сварки для приваривания оболочек 802, 804 к оболочке 806 могут быть предусмотрены другие формы герметичного соединения или крепления между оболочками 802, 804, 806.
На фиг. 14 проиллюстрирован кабель 800А с датчиками в соответствии с другим вариантом осуществления. В данном варианте осуществления оболочки 802, 804 кабеля 800А герметично присоединены к оболочке 806А для размещения опоры датчика, при этом оболочка 806А имеет наружный диаметр, который больше наружного диаметра оболочек 802, 804. Другими словами, оболочка 806А опоры для датчика выступает в радиальном направлении наружу относительно оболочек 802, 804. Как и в случае кабеля с датчиками по фиг. 13, оболочки 802, 804 могут быть приварены к оболочке 806А для обеспечения герметичного соединения. Альтернативно, могут быть использованы другие виды герметичного соединения или прикрепления. Увеличенный диаметр или ширина оболочки 806А создает возможность образования полости 824 в оболочке 806А. Полость 824 можно использовать для приема чувствительного элемента 826 для определения давления и температуры, который может быть использован для определения как давления, так и температуры (или только одного параметра из параметров, представляющих собой давление и температуру), или для приема датчиков любого другого типа. Наружная поверхность 828 чувствительного элемента 826 открыта для воздействия внешней среды, имеющейся снаружи кабеля 800А. Чувствительный элемент 826 прикреплен с обеспечением герметичности к оболочке 806А посредством соединений 830, которые могут представлять собой сварные соединения или герметичные соединения других типов.
Провода 832 обеспечивают соединение чувствительного элемента 826 с датчиком 808А, содержащимся в опоре 810 для датчика внутри оболочки 806А. Провода 832 соединяют чувствительный элемент 826 с микросхемой 812 датчика, предусмотренной в датчике 808А, при этом микросхема 812 датчика выполнена с возможностью определения давления и температуры на основе сигналов от чувствительного элемента 826.
На фиг. 15 показан кабель 800 с датчиками, который размещен на намоточном барабане 840. Как показано на фиг. 15, кабель 800 включает в себя электронный блок 116 управления и датчик 114. Дополнительные датчики 114, которые представляют собой часть кабеля с датчиками 800, «намотаны» на намоточный барабан 840. Кабель 800 разматывают до тех пор, пока не будет отмотана заданная длина (и число датчиков 114), и кабель 800 может быть отрезан и прикреплен к системе для заканчивания.
На фиг. 16 показан альтернативный вариант осуществления кабеля 900 с датчиками, который образован из линии 902 управления (которая может быть выполнена из металла, например, такого как сталь). Следует отметить, что линия 902 управления представляет собой непрерывную линию управления, которая включает в себя множество датчиков. Линия 902 управления имеет внутренний канал 904, в котором расположены датчики 906, соединенные друг с другом электрическими проводами 908. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления внутренний канал 904 линии 902 управления заполнен имеющей неэлектрическую проводимость жидкостью для обеспечения эффективной теплопередачи между средой снаружи линии управления 902 и датчиками 906. Указанная жидкость (или другая текучая среда) во внутреннем канале 904 является теплопроводящей для обеспечения теплопередачи. Кроме того, текучая среда в линии 902 управления обеспечивает возможность усреднения температуры на определенной длине линии 902 управления вследствие характеристик теплопроводности, которыми обладает текучая среда.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления датчики 906 могут быть резистивными датчиками температуры (термометрами сопротивления). Резистивные датчики температуры представляют собой тонкопленочные устройства, которые измеряют температуру на основе корреляции между электрическим сопротивлением электропроводящих материалов и изменяющейся температурой. Во многих случаях резистивные датчики температуры выполняют с использованием платины вследствие характерной для платины линейной зависимости между сопротивлением и температурой. Тем не менее, резистивные датчики температуры, выполненные из других материалов, также могут быть использованы. Прецизионные резистивные датчики температуры доступны в широких масштабах в данной отрасли, например, они поставляются компанией Негаеик Зепког Тесйпо1о§у, Кшпйагд-Негаеик-Кшд 23, Ό-63801 1<1сто5111снп. Германия.
Использование индуктивного соединения в соответствии с некоторыми вариантами осуществления обеспечивает возможность использования значительного количества разных технических средств и способов зондирования, а не только измерения температуры. Может быть обеспечена передача энергии и/или данных при определении таких параметров, как давление, скорость потока, плотность флюида, электрическое удельное сопротивление пласта, соотношение нефти, газа и воды, вязкость, соотношение углерода и кислорода, акустические параметры, химический состав (например, определение наличия неочищенного парафина, воска, асфальтенов, осаждения, водородного показателя рН, минерализации (солености)) и т.д., посредством индуктивного соединения. Желательно, чтобы датчики имели малый
- 11 012821 размер и имели сравнительно малую потребляемую мощность. Такие датчики в последнее время стали доступными в данной отрасли, при этом в качестве примера можно привести датчики, описанные в документе \νϋ 02/077613. Следует отметить, что датчики могут представлять собой датчики, непосредственно измеряющие характеристику пласта или пластового флюида, или они могут представлять собой датчики, измеряющие подобные характеристики посредством механизма косвенных измерений. Например, в том случае, когда сейсмоприемники (геофоны) или акустические датчики расположены вдоль вскрытой поверхности забоя и стенок скважины в песчаном пласте, и в том случае, когда подобные датчики измеряют акустическую (звуковую) энергию, вырабатываемую в пласте, данная энергия может вырабатываться в результате снятия напряжения, вызванного растрескиванием породы пласта при гидравлическом разрыве соседней скважины. Эта информация, в свою очередь, используется для определения механических свойств пласта, таких как главные направления напряжений, как было описано, например, в публикации США № 2003/0205376.
Самый верхний датчик 806, показанный на фиг. 16, соединен проводами 910 с соединительным элементом 912, который обеспечивает соединение проводов 910 с проводами 914 внутри линии 915 управления, которая ведет к электронному блоку управления (не показанному на фиг. 16). Следует отметить, что элемент 912 предусмотрен для изоляции текучих сред в канале 904 линии управления от полости 916 в линии 915 управления.
На фиг. 17 проиллюстрирована другая конструкция кабеля 900А с датчиками. Кабель 900А также включает в себя линию 902 управления, в которой образован внутренний канал 904, содержащий имеющую неэлектрическую проводимость текучую среду. Тем не менее, различие между кабелем 900А по фиг. 17 и кабелем 900 по фиг. 16 заключается в использовании модифицированных датчиков 906А в конструкции по фиг. 17. Датчики 906А включают в себя нить 920 накала резистивного датчика температуры (которая имеет сопротивление, меняющееся при изменении температуры). Нить 920 накала присоединена к микросхеме 922 для определения сопротивления нити 920 накала резистивного датчика температуры для обеспечения возможности определения температуры.
На фиг. 18 проиллюстрирована еще одна конструкция кабеля 900В с датчиками. В данном варианте осуществления линия 902 управления не содержит жидкости (вместо этого внутренний канал 904 линии 902 управления содержит воздух или какой-либо другой газ). Кабель 900В включает в себя датчики 906В, имеющие оболочки 930, предназначенные для содержания в них имеющей неэлектрическую проводимость жидкости 932, в которой предусмотрены нить 920 накала резистивного датчика температуры и микросхема 922.
На фиг. 19 показано продольное сечение еще одного варианта осуществления системы для заканчивания, который включает в себя параллельную трубу 1002 для перемещения суспензии с гравием для образования гравийного фильтра. Параллельная труба 1002 проходит от поверхности земли до зоны, представляющей интерес. На фиг. 19 показаны две зоны 1004 и 1006, при этом пакеры 1008 и 1010 используются для изоляции зон.
В первой зоне 1004 фильтрующее устройство 1112 предусмотрено вокруг перфорированной базовой трубы 1114. Как показано, обеспечивается возможность прохода текучих сред из пласта в зоне 1004 через фильтрующее устройство 1112 и через перфорационные отверстия перфорированной трубы 1114 во внутренний канал 1116 системы для заканчивания, показанной на фиг. 19. Как только текучая среда поступит во внутренний канал 1116, она будет проходить в направлении, показанном стрелками 1118.
Нижний конец перфорированной базовой трубы 1114 присоединен к трубе 1120 без боковых отверстий. Нижний конец трубы 1120 без боковых отверстий присоединен к другой перфорированной базовой трубе 1112, которая расположена во второй зоне 1006. Фильтрующее устройство 1124 расположено вокруг перфорированной базовой трубы 1122 для обеспечения возможности прохода текучей среды из примыкающей к пласту зоны 1006, при этом она проходит во внутренний канал 1116 системы для заканчивания через фильтрующее устройство 1124 и перфорированную базовую трубу 1122.
Перфорированные базовые трубы 1114, 1122 и труба 1120 без боковых отверстий образуют трубопровод для добычи, который имеет внутренний канал 1116. Параллельная труба 1002 предусмотрена в кольцевой зоне между наружной стороной данного трубопровода для добычи и стенкой 1126 ствола скважины. На фиг. 19 стенка 1126 представляет собой вскрытую поверхность в песчаном пласте. Альтернативно, стенка 1126 может представлять собой обсадную трубу или хвостовик.
Как дополнительно показано на фиг. 19, датчики 1128, 1130, 1132 прикреплены к параллельной трубе 1002. Датчик 1128 предусмотрен в зоне 1004 и датчик 1132 предусмотрен в зоне 1006. Датчики 1128 и 1132 размещены на траекториях радиального потока в соответствующих зонах 1004 и 1006. С другой стороны, датчик 1130 установлен в заданном положении между пакерами 1008 и 1110, при этом он находится в той зоне ствола скважины, в которой не проходит поток (никакая текучая среда не проходит в радиальном направлении или продольном направлении в пространстве 1134, которое образовано между двумя пакерами 1008 и 1110 и между трубой 1120 без боковых отверстий и внутренней стенкой 1126 ствола скважины).
- 12 012821
Датчики 1128, 1130, 1132 расположены на кабеле 1136. Поперечное сечение параллельной трубы 1002 и кабеля 1136 показано на фиг. 20. Параллельная труба 1002 имеет внутренний канал 1138, в котором проходит суспензия с гравием при выполнении операций заполнения гравием (образования гравийного фильтра). На операции образования гравийного фильтра суспензию с гравием закачивают вниз по внутреннему каналу 1138 параллельной трубы 1002 в кольцевые зона в стволе скважины, в которых должен быть образован гравийный фильтр. К параллельной трубе 1002 прикреплен зажим 1140 для удерживания кабеля с датчиками (который имеет, по существу, С-образную форму в приведенном в качестве примера варианте осуществления). Кабель 1136 удерживается на месте посредством зажима 1140. Зажим 1140 прикреплен к параллельной трубе 1002 посредством любого из различных средств, например посредством сварки или соединения какого-либо другого типа. В альтернативном варианте осуществления параллельные трубы могут быть исключены и используется фильтр без параллельной трубы. Гравий подают посредством нагнетания в кольцевую полость между наружной поверхностью фильтра и стенкой ствола скважины. Защитный элемент для кабеля прикреплен к базовой трубе фильтра между последовательными секциями фильтра (или трубы с щелевидными отверстиями или перфорированной трубы) для защиты датчиков и кабеля. В другом варианте осуществления кабель и датчики закреплены так, чтобы обеспечить их контакт с базовой трубой так, что базовая труба обеспечивает заземление для кабеля с датчиками и датчиков и служит в качестве теплоотвода для обеспечения возможности отвода теплоты от кабеля и датчиков к базовой трубе.
На фиг. 21 показана приведенная в качестве примера система для заканчивания, предназначенная для использования в разветвленной скважине, которая включает в себя участок 1502 основного ствола скважины, боковое ответвление 1504 и участок 1505 основного ствола скважины, который проходит ниже места соединения бокового ответвления 1504 с основным стволом 1502 скважины.
Как показано на фиг. 21, основной ствол 1502 скважины закреплен обсадной колонной 1506, в которой образовано окно 1508 для обеспечения возможности перемещения оборудования 1510 для заканчивания бокового ответвления в боковое ответвление 1504.
Верхняя секция 1512 для заканчивания предусмотрена выше места соединения с боковым ответвлением. Верхняя секция 1512 включает в себя эксплуатационный пакер 1514. Над эксплуатационным пакером 1514 закреплена насосно-компрессорная колонна 1516, к которой прикреплена станция 1518 управления. Станция 1518 управления посредством электрического кабеля 1520, который проходит через эксплуатационный пакер 1514, соединена с индуктивным соединителем 1522 ниже эксплуатационного пакера 1514.
Оборудование для заканчивания в основном стволе скважины и в ответвлении очень похоже на вариант осуществления по фиг. 1А. В разновидности варианта осуществления по фиг. 1А предусмотрены регуляторы потока, которые выполнены с дистанционным управлением. Передача энергии и данных от основного ствола к ответвлению осуществляется посредством индуктивного соединителя 1522.
В свою очередь, электрический кабель 1520 (который представляет собой часть нижней секции 1526 для заканчивания) дополнительно проходит через нижний пакер 1532. Электрический кабель 1520 соединяет индуктивный соединитель 1522 с устройствами 1528 управления (например, с клапанамирегуляторами потока) и датчиками 1530. Нижняя секция 1526 для заканчивания также включает в себя фильтрующее устройство 1538 для контроля поступления песка. Датчики 1530 предусмотрены вблизи устройства 1538. Нижняя секция для заканчивания в некоторых вариантах осуществления может не включать в себя фильтр.
В зависимости от конструкции и типа места соединения с ответвлениями индуктивный соединитель предусмотрен в месте соединения. Кабель проходит от индуктивного соединителя в месте соединения к клапанам-регуляторам потока и датчикам в таком оборудовании для заканчивания в месте соединения, которое аналогично варианту осуществления по фиг. 1А. Кабель 1534 от индуктивного соединителя 1522 соединен с клапаном-регулятором потока и датчиком 1536 в оборудовании для заканчивания в боковой секции 1504.
Другой индуктивный соединитель 1531, как часть нижней секции 1526 для заканчивания, предусмотрен для обеспечения возможности связи между электрическим кабелем 1520 и электрическим кабелем оборудования для заканчивания в основном стволе, проходящим в участок 1505 основного ствола к регуляторам потока и/или датчикам 1528 и 1530 на участке 1505 основного ствола.
На фиг. 22 показан еще один вариант осуществления двухступенчатой системы для заканчивания, который представляет собой разновидность варианта осуществления по фиг. 1А. В варианте осуществления по фиг. 22 регуляторы 1202 потока (или другие типы устройств управления, которые выполнены с возможностью дистанционного управления ими) предусмотрены вместе с устройством 110 для контроля поступления песка. Регуляторы потока (или другие устройства, выполненные с возможностью дистанционного управления ими) соединены посредством соответствующих электрических соединений 1204 (например, в виде электрических проводов) с кабелем 112 с датчиками.
В данном варианте осуществления кабель 112 не только выполнен с возможностью обеспечения связи с датчиками 114, но также способен обеспечить возможность для оператора скважины управлять регуляторами потока (или другими устройствами, выполненными с возможностью дистанционного
- 13 012821 управления ими), расположенными вблизи устройства для борьбы с поступлением песка, из удаленного места, такого как место на поверхности земли.
К типам регуляторов 1202 потока, которые могут быть использованы, относятся гидравлические клапаны для регулирования потока (которые приводятся в действие посредством использования камеры гидравлического насоса или атмосферной камеры, управление которой осуществляют посредством передачи энергии и сигнала с поверхности земли с помощью станции 146 управления), выполненные с электромагнитным управлением клапаны для регулирования потока (которые приводятся в действие посредством передачи энергии и сигналов с поверхности земли с помощью станции 146 управления); электрогидравлические клапаны (которые приводятся в действие посредством передачи энергии и сигналов с поверхности земли с помощью станции 146 управления и индуктивного соединителя) и клапаны из сплава с памятью формы (которые приводятся в действие посредством передачи энергии и сигналов с поверхности земли с помощью станции управления и индуктивного соединителя).
В случае клапанов для регулирования потока, предусмотренных с электромагнитным управлением, диффузионная емкость (в виде конденсатора) или любое другое устройство для накопления мощности может быть использовано для накопления заряда, который может быть использован для удовлетворения требований к высокой мощности для приведения в действие клапанов-регуляторов потока с электромагнитным управлением. Конденсатор может находиться в режиме непрерывного подзаряда, когда он не используется.
Для электрогидравлических клапанов, в которых используются поршни для регулирования величины потока, проходящего через электрогидравлические клапаны, схемы сигнализации и соленоиды могут обеспечить регулирование степени распределения текучей среды в поршнях клапанов для обеспечения возможности наличия большего числа положений дросселя для регулирования потока флюида.
Работа клапана из сплава с памятью формы базируется на изменении формы элемента клапана с тем, чтобы вызвать изменение положения клапана. Сигналы используются для изменения формы подобного элемента.
На фиг. 23 показана еще одна конструкция двухступенчатой системы для заканчивания, имеющей верхнюю секцию 1306 для заканчивания и нижнюю секцию 1322 для заканчивания. Верхняя секция 1306 включает в себя клапаны-регуляторы 1302 и 1304 потока, которые предусмотрены для регулирования потока в радиальном направлении между соответствующими зонами 1308 (верхней зоной) и 1310 (нижней зоной) и внутренним каналом 1312 системы для заканчивания. Клапан-регулятор 1302 потока представляет собой «верхний» клапан-регулятор потока, и клапан-регулятор 1304 потока представляет собой «нижний» клапан-регулятор потока. Кабель 1338, проходящий от поверхности, электрически соединен с клапанами-регуляторами 1302 и 1304 потока посредством электрических проводов (непоказанных).
Верхняя секция 1306 дополнительно включает в себя эксплуатационный пакер 1314. Отрезок 1316 трубы проходит ниже эксплуатационного пакера 1314. Охватываемая часть 1318 индуктивного соединителя предусмотрена на нижнем конце отрезка 1316 трубы. Охватываемая часть 1318 индуктивного соединителя взаимодействует с охватывающей частью 1320 индуктивного соединителя или выровнена в аксиальном направлении относительно охватывающей части 1320 индуктивного соединителя, которая представляет собой часть нижней секции 1322 для заканчивания. Части 1318 и 1320 индуктивного соединителя вместе образуют индуктивный соединитель, который обеспечивает механизм индуктивно соединенного смачиваемого соединения.
Верхняя секция 1306 дополнительно включает в себя секцию 1324 для размещения, к которой присоединен клапан-регулятор 1302 потока. Секция 1324 для размещения соединена с обеспечением герметичности с гравийным пакером 1326, который представляет собой часть нижней секции 1322 для заканчивания. На нижнем конце секции 1324 для размещения имеется другая охватываемая часть 1328 индуктивного соединителя, которая взаимодействует с другой охватывающей частью 1330 индуктивного соединителя, которая представляет собой часть нижней секции 1322 для заканчивания. Части 1328 и 1330 индуктивного соединителя вместе образуют индуктивный соединитель.
Ниже части 1328 находится нижний клапан-регулятор 1304 потока, который прикреплен к секции 1332 для размещения, предусмотренной в верхней секции 1306 вблизи нижней зоны 1310.
Верхняя секция 1306 для заканчивания дополнительно включает в себя насосно-компрессорную колонну 1334 над эксплуатационным пакером 1314. К насосно-компрессорной колонне 1334 также присоединена станция 1336 управления, которая соединена с электрическим кабелем 1338. Электрический кабель 1338 проходит вниз через эксплуатационный пакер 1314 для обеспечения электрического соединения электрических проводов, проходящих через отрезок 1316 трубы, с частью 1318 индуктивного соединителя и для обеспечения электрического соединения электрических проводов, проходящих через секцию 1324, с нижней частью 1328 индуктивного соединителя. Клапаны-регуляторы 1302 и 1304 потока в одном варианте осуществления могут быть приведены в действие гидравлически. Линия гидравлического управления проходит от поверхности до клапана для приведения в действие клапана. В еще одном варианте осуществления клапан-регулятор потока может быть выполнен с электрическим управлением, с электрогидравлическим управлением и с управлением от других средств.
- 14 012821
В нижней секции 1322 для заканчивания верхняя часть 1320 индуктивного соединителя посредством электронного блока управления (непоказанного) соединена с верхним кабелем 1340, имеющим датчики 1342 для измерения характеристик, верхней зоны 1308. Аналогичным образом, нижняя часть 1330 индуктивного соединителя посредством электронного блока управления (непоказанного) соединена с нижним кабелем 1344 с датчиками, который имеет датчики 1346 для измерения характеристик, нижней зоны 1310.
На своем нижнем конце нижняя секция 1322 для заканчивания имеет пакер 1348. Нижняя секция 1322 также имеет пакер 1350 гравийного фильтра на своем верхнем конце.
В варианте осуществления по фиг. 23 два индуктивных соединителя используются для матриц (совокупностей) датчиков, обозначенных, соответственно, 1342 и 1316. Кабель 1338 проходит до индуктивного соединителя 1318, а также до клапана-регулятора 1302 и 1304 потока. Как показано на фиг. 24, в альтернативном варианте осуществления используется один индуктивный соединитель, который включает в себя части 1318 и 1320 индуктивного соединителя. В варианте осуществления по фиг. 24 один кабель 1352 с датчиками предусмотрен в зоне кольцевого пространства между обсадной колонной 1301 и устройствами 1343, 1345 для контроля поступления песка. Кабель 1352 проходит через изолирующий пакер 1326 для обеспечения наличия датчиков 1342 в верхней зоне 1308 и датчиков 1344 в нижней зоне 1310.
В вариантах осуществления по фиг. 23 и 24 клапаны-регуляторы потока предусмотрены в качестве части верхней секции для заканчивания. С другой стороны, на фиг. 25 клапаны-регуляторы 1302 и 1304 потока предусмотрены в качестве части нижней секции 1360 для заканчивания. В варианте осуществления по фиг. 25 верхняя секция 1362 для заканчивания имеет охватываемую часть 1364 индуктивного соединителя, которая выполнена с возможностью обеспечения связи с охватывающей частью 1366 индуктивного соединителя, которая предусмотрена в качестве части нижней секции 1360 для заканчивания. Нижняя секция 1360 прикреплена посредством пакера 1368 с подвеской для фильтра к обсадной колонне 1301.
Части 1364 и 1366 индуктивного соединителя образуют индуктивный соединитель. Часть 1366, предусмотренная в нижней секции 1360, присоединена посредством электронного блока управления (непоказанного), к кабелю 1369 с датчиками, который проходит через изолирующий пакер 1370, который также представляет собой часть нижней секции 1362. Изолирующий пакер 1370 изолирует верхнюю зону 1308 от нижней зоны 1310.
Кабель 1369 присоединен посредством участков 1372 и 1374 кабеля к соответствующим клапанамрегуляторам 1302 и 1304 потока.
На фиг. 26 проиллюстрирован еще один вариант осуществления системы для заканчивания, в котором индуктивный соединитель не используется. Система для заканчивания по фиг. 26 включает в себя верхнюю секцию 1381 для заканчивания и нижнюю секцию 1380 для заканчивания. В данном варианте осуществления датчики 1382 (для верхней зоны 1308) и датчики 1384 (для нижней зоны 1310) представляют собой часть верхней секции 1381. Нижняя секция 1380 не включает в себя датчики или индуктивные соединители. Нижняя секция 1380 включает в себя пакер 1386 гравийного фильтра, соединенный с устройством 1388 для контроля поступления песка, которое, в свою очередь, соединено с изолирующим пакером 1390. Изолирующий пакер 1390, в свою очередь, соединен с другим устройством 1392 для контроля поступления песка, предназначенным для нижней зоны 1310.
Датчики 1382, 1384 и клапаны-регуляторы 1302, 1304 потока, которые представляют собой часть верхней секции 1381 для заканчивания, соединены электрическими проводами (не показанными), которые проходят до электрического кабеля 1394. Электрический кабель 1394 проходит через эксплуатационный пакер 1396 верхней секции 1381 до станции 1398 управления. Станция 1398 управления прикреплена к насосно-компрессорной колонне 1399.
На фиг. 27 показан еще один вариант осуществления системы для заканчивания, имеющей верхнюю секцию 1400А для заканчивания, промежуточную секцию 1400В для заканчивания и нижнюю секцию 1402 для заканчивания. Скважина по фиг. 27 закреплена посредством обсадной колонны 1401. В некотором варианте осуществления часть пласта может быть не закреплена обсадной колонной, а может представлять собой необсаженную часть ствола скважины, необсаженную часть ствола скважины с расширяющимся фильтром, необсаженную часть ствола скважины с автономным фильтром, необсаженную часть ствола скважины с хвостовиком с щелевидными отверстиями, необсаженную часть ствола скважины с гравийным фильтром или необсаженную часть ствола скважины с гидроразрывом с гравийной набивкой или с креплением смолой. Система для заканчивания по фиг. 27 включает в себя клапаны для изоляции от пласта, включая клапаны 1404 и 1406 для изоляции от пласта, которые представляют собой часть нижней секции 1402 для заканчивания. Нижняя секция может представлять собой однорейсовое многозонное оборудование для заканчивания или многозонное оборудование для заканчивания, спускаемое и устанавливаемое за несколько спускоподъемных операций. Другой клапан для изоляции от пласта представляет собой кольцевой клапан 1408 для изоляции от пласта, предназначенный для контроля водопоглощения в кольцевом пространстве, кольцевой клапан 1408 представляет собой часть промежуточной секции 1400В для заканчивания, предназначенной для обеспечения изоляции верхней зоны 1416
- 15 012821 от пласта после открытия верхнего клапана 1404 с целью размещения внутренней эксплуатационной колонны 1409 в нижней секции 1402 для заканчивания. В некоторых вариантах осуществления клапан для изоляции от пласта, аналогичный клапану 1404, может быть спущен в зону, находящуюся ниже кольцевого клапана 1408 для изоляции от пласта, как часть промежуточной секции 1400В для заканчивания, чтобы изолировать нижнюю зону после открытия нижнего клапана 1406 для изоляции от пласта с целью введения внутренней эксплуатационной колонны 1409 в нижнюю зону 1420.
Кабель 1410 с датчиками выполнен как часть промежуточной секции 1400В для заканчивания и проходит до охватываемой части 1452 индуктивного соединителя, которая также представляет собой часть верхней секции 1400А для заканчивания. Обеспечивающее компенсацию длины соединение 1411 предусмотрено между эксплуатационным пакером и охватываемой частью 1452 индуктивного соединителя. Обеспечивающее компенсацию длины соединение 1411 создает возможность установки верхней секции для заканчивания в профиле у охватывающей части 1412 индуктивного соединителя, и при этом насосно-компрессорная колонна или верхняя секция для заканчивания будет прикреплена к подвеске для установки насосно-компрессорной колонны в устье скважины (в верхней части скважины). Обеспечивающее компенсацию длины соединение 1411 включает в себя спирально намотанный кабель для обеспечения возможности изменения длины кабеля при изменении длины компенсационного соединения. Кабель 1438 присоединен к спирально намотанному кабелю и нижний конец спирально намотанного кабеля присоединен к охватываемой части 1452 индуктивного соединителя. Кабель 1410 с датчиками электрически соединен с охватывающей частью 1412 индуктивного соединителя и проходит снаружи внутренней эксплуатационной колонны 1409. Кабель 1410 обеспечивает наличие датчиков 1414 и 1418. Кабель 1410 между двумя зонами 1416 и 1420 подан через уплотнительное устройство 1429. Уплотнительное устройство 1429 обеспечивает уплотнение внутри канала пакера или другого полированного канала пакера 1428.
Промежуточная секция 1400В для заканчивания включает в себя охватывающую часть 1412 индуктивного соединителя, кольцевой клапан 1408 для изоляции от пласта, внутреннюю эксплуатационную колонну 1409, кабель 1410, и уплотнительное устройство 1429 со сквозным проходом спускают посредством отдельной спускоподъемной операции. Внутреннюю эксплуатационную колонну 1409, кабель 1410 и уплотнительное устройство 1429 спускают внутрь (во внутреннем канале) нижней секции 1402 для заканчивания. Кабель 1410 обеспечивает наличие датчиков 1414 для верхней зоны 1416 и датчиков 1418 для нижней зоны 1420.
К другим компонентам, которые представляют собой часть нижней секции 1402 для заканчивания, относятся пакер 1422 гравийного фильтра, устройство 1424 с отверстиями для циркуляции, устройство 1426 для контроля поступления песка и изолирующий пакер 1428. Устройство 1424, клапан 1404 для изоляции от пласта и устройство 1426 расположены вблизи верхней зоны 1416.
Нижняя секция 1402 для заканчивания также включает в себя устройство 1430 с отверстиями для циркуляции и устройство 1432 для контроля поступления песка, при этом устройство 1430, клапан 1406 и устройство 1432 расположены вблизи нижней зоны 1420.
Верхняя секция 1400А для заканчивания дополнительно включает в себя насосно-компрессорную колонну 1434, которая прикреплена к пакеру 1436, который, в свою очередь, соединен с устройством 1438 для регулирования потока, которое имеет верхний клапан-регулятор 1440 потока и нижний клапанрегулятор 1442 потока. Нижний клапан-регулятор 1442 потока обеспечивает регулирование потока флюида, который проходит по первому каналу 1444 для прохода потока текучей среды, в то время как верхний клапан-регулятор 1440 потока обеспечивает регулирование потока, который проходит по другому каналу 1446 для прохода потока. Канал 1446 представляет собой кольцевой проточный канал вокруг первого канала 1444. В канал 1444 (который может включать в себя внутренний канал трубы) поступает поток из нижней зоны 1420, в то время как в канал 1446 для прохода потока поступает поток флюида из верхней зоны 1416.
Верхняя секция 1400А для заканчивания также включает в себя станцию 1448 управления, которая соединена посредством электрического кабеля 1450 с поверхностью земли. Кроме того, станция 1448 управления соединена электрическими проводами (не показаны) с охватываемой частью 1452 индуктивного соединителя, при этом охватываемая часть 1452 и охватывающая часть 1412 образуют индуктивный соединитель.
На фиг. 28 показан еще один вариант осуществления системы для заканчивания, который представляет собой разновидность варианта осуществления по фиг. 27, в которой не требуется промежуточная секция для заканчивания (1400В на фиг. 27), чтобы разместить кольцевой клапан для изоляции от пласта. Система для заканчивания по фиг. 28 включает в себя верхнюю секцию 1460 для заканчивания и нижнюю секцию 1462 для заканчивания. Кольцевой клапан 1408А для изоляции от пласта встроен в устройство 1464 для контроля поступления песка, которое представляет собой часть нижней секции 1462 для заканчивания.
Кабель 1466 с датчиками проходит от охватывающей части 1468 индуктивного соединителя. Охватывающая часть 1468 индуктивного соединителя (которая представляет собой часть нижней секции 1462 для заканчивания) взаимодействует с охватываемой частью 1470 индуктивного соединителя для образо
- 16 012821 вания индуктивного соединителя. Охватываемая часть 1470 представляет собой часть внутренней эксплуатационной колонны 1409, которая проходит от верхней секции 1460 для заканчивания в нижнюю секцию 1462 для заканчивания. Электрический кабель 1474 проходит от охватываемой части 1470 до станции 1476 управления.
Верхняя секция 1460 также включает в себя устройство 1438 для регулирования потока, аналогичное устройству для регулирования потока, показанному на фиг. 27.
В различных вариантах осуществления, рассмотренных выше, были рассмотрены различные многоступенчатые системы для заканчивания, которые включают в себя верхнюю секцию для заканчивания и нижнюю секцию для заканчивания и/или промежуточную секцию для заканчивания. При некоторых планах действий может оказаться неуместной установка верхней секции для заканчивания после установки нижней секции для заканчивания. Это может быть обусловлено временным прекращением бурения скважины после выполнения заканчивания нижней части. В некоторых случаях на месторождении осуществляют одновременное бурение нескольких скважин одним буровым станком, осуществляют одновременное заканчивание нижней части нескольких скважин, затем временно прекращают работу с данной группой скважин и затем, позднее, осуществляют одновременное заканчивание верхней части нескольких скважин. Кроме того, в некоторых случаях может оказаться желательным обеспечить температурный градиент от края до края пласта с целью сравнения с изменяющейся температурой или другими параметрами пласта перед возмущением пласта, что может помочь при анализе. В таких случаях может оказаться желательным воспользоваться датчиками, которые уже были размещены вместе с нижней секцией для заканчивания, предусмотренной в двухступенчатой системе для заканчивания. Для обеспечения возможности связи с датчиками, которые представляют собой часть нижней секции для заканчивания, инструмент для внутрискважинных работ, имеющий охватываемую часть индуктивного соединителя, может быть спущен в скважину так, что охватываемая часть индуктивного соединителя может быть размещена вблизи соответствующей охватывающей части индуктивного соединителя, которая представляет собой часть нижней секции для заканчивания. Часть индуктивного соединителя, предусмотренная на инструменте для внутрискважинных работ, взаимодействует с частью индуктивного соединителя, предусмотренной в нижней секции для заканчивания, для образования индуктивного соединителя, который обеспечивает возможность приема данных измерений от датчиков, которые представляют собой часть нижней секции для заканчивания.
Прием данных измерений может осуществляться в режиме реального времени посредством использования системы связи инструмента для внутрискважинных работ с поверхностью или данные могут накапливаться в памяти в инструменте для внутрискважинных работ и скачиваться в более позднее время. В том случае, когда используется передача в реальном времени, это может быть осуществлено посредством кабеля с направляющим канатом, телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, волоконнооптической телеметрии, беспроводной электромагнитной телеметрии или посредством других способов телеметрии, известных в данной отрасли. Инструмент для внутрискважинных работ может быть спущен на тросе посредством соединенных труб или гибких труб. Данные измерений могут быть переданы во время процесса выполнения внутрискважинных работ с тем, чтобы способствовать мониторингу состояния данного процесса.
На фиг. 29 показан пример подобной конструкции. Нижняя секция для заканчивания, показанная на фиг. 29, представляет собой такую же нижнюю секцию для заканчивания, показанную на фиг. 2 и рассмотренную выше. В конструкции по фиг. 29 верхняя секция для заканчивания еще не размещена. Вместо этого инструмент 1500 для внутрискважинных работ спущен на несущем талевом канате 1502 в скважину. Инструмент 1500 для внутрискважинных работ имеет часть 1504 индуктивного соединителя, которая выполнена с возможностью взаимодействия с частью 118 индуктивного соединителя в нижней секции 102 для заканчивания.
Несущий талевый канат 1502 может включать в себя электрический кабель или волоконнооптический кабель для обеспечения возможности передачи данных, полученных посредством частей 118, 1504 индуктивного соединителя, в место на поверхности земли.
Альтернативно, инструмент 1500 для внутрискважинных работ может включать в себя запоминающее устройство для хранения данных измерений, собранных от датчиков 114 в нижней секции 102 для заканчивания. Когда позднее инструмент 1500 для внутрискважинных работ извлекают на поверхность земли, данные, сохраненные в запоминающем устройстве, могут быть скачаны. В случае данной последней конфигурации инструмент 1500 для внутрискважинных работ может быть спущен на тросе, предназначенном для работы в скважине, при этом инструмент для внутрискважинных работ включает в себя аккумуляторную батарею или другой источник питания для обеспечения энергии для обеспечения возможности связи с датчиками 114 через посредство частей 118, 1504 индуктивного соединителя.
Аналогичная система на основе средств для внутрискважинных работ также может быть использована для работы с гибкими колоннами. Во время работы с гибкими колоннами может оказаться предпочтительным собрать данные о вскрытой поверхности забоя и стенок скважины в песчаном пласте, чтобы способствовать принятию решения о том, какие текучие среды нагнетать в ствол скважины по гибкой колонне и с какой скоростью. Данные измерений, собранные датчиками, могут быть переданы в реаль
- 17 012821 ном времени обратно на поверхность посредством инструмента 1500.
В другом варианте осуществления инструмент 1500 может быть спущен на бурильной трубе. Однако при использовании бурильной трубы трудно обеспечить наличие электрического кабеля вдоль бурильной трубы вследствие наличия соединений трубы. Для решения данной проблемы электрические провода могут быть заделаны в бурильную трубу с соединительными устройствами в каждом соединении (стыке), выполненном для того, чтобы получить бурильную трубу с проводами. Подобная бурильная труба с проводами выполнена с возможностью передачи данных, а также обеспечивает возможность пропускания флюида по трубе.
Система на основе средств для внутрискважинных работ также может быть использования для выполнения испытаний пласта опробователем пластов, спускаемым на колонне бурильных труб, при этом данные измерений, собранные датчиками 114, передаются на поверхность земли во время испытания, чтобы дать возможность оператору скважины проанализировать результаты испытаний пласта опробователем пластов, спускаемым на колонне бурильных труб.
Нижняя секция 102 для заканчивания также может включать в себя компоненты, которыми можно манипулировать посредством инструмента 1500, такие как скользящие муфты, которые могут быть открыты или закрыты, пакеры, которые могут быть посажены (установлены) или демонтированы, и т.д. Посредством мониторинга данных измерений, собранных датчиками 114, оператор скважины будет обеспечен данными в реальном времени, указывающими на успех выполнения внутрискважинной операции (например, скользящая муфта закрыта или открыта, пакер установлен или демонтирован (возвращен в исходное состояние) и т.д.).
В альтернативном варианте осуществления нижняя секция 102 для заканчивания может включать в себя несколько охватывающих частей индуктивного соединителя. В этом случае одна охватываемая часть индуктивного соединителя (например, 1504 на фиг. 29) может быть спущена в скважину для обеспечения возможности связи с какой бы ни было охватывающей частью индуктивного соединителя, при этом охватываемая часть индуктивного соединителя будет расположена вблизи нее.
Следует отметить, что инструмент 1500, показанный на фиг. 29, также может быть использован в разветвленной скважине, которая имеет множество боковых ответвлений. Например, если одно из боковых ответвлений обеспечивает водоприток, инструмент 1500 может быть использован для ввода гибкой колонны в боковое ответвление с тем, чтобы обеспечить возможность нагнетания ингибитора для потока в боковое ответвление, чтобы прекратить поступление воды. Следует отметить, что измерения на поверхности не обеспечили бы возможности индикации того, из какого бокового ответвления поступала вода; только скважинные измерения могут обеспечить определение этого.
Каждое из боковых ответвлений разветвленной скважины может быть оснащено совокупностью датчиков для измерений и частью индуктивного соединителя. В такой конструкции отсутствует необходимость в постоянном источнике питания в каждом боковом ответвлении. Во время выполнения внутрискважинных работ инструмент для внутрискважинных работ может «иметь доступ» к конкретному боковому ответвлению для сбора данных для данного бокового ответвления, что позволит получить информацию о свойствах потока в боковом ответвлении. В некоторых вариантах осуществления датчики или электронный блок управления, связанный с датчиками в каждом боковом ответвлении, могут быть предусмотрены со знаком идентификации или другим идентификатором, так что инструмент для внутрискважинных работ «сможет» определить, в какое боковое ответвление инструмент для внутрискважинных работ вошел.
Следует отметить, что знаки идентификации в измерительной системе могут менять свойства на основе результатов, полученных измерительной системой (например, изменять сигнал, если измерительная система обнаружит значительное поступление воды (водоприток)). Инструмент для внутрискважинных работ может быть запрограммирован для обнаружения определенного знака идентификации и для входа в боковое ответвление, которому соответствует подобный знак идентификации. Это упрощает задачу распознавания того, в какое боковое ответвление должен входить инструмент для решения определенной проблемы.
Несмотря на то что изобретение было раскрыто по отношению к ограниченному числу вариантов осуществления, для специалистов в данной области техники после изучения данного описания станут очевидны многочисленные модификации и варианты, вытекающие из него. Предусмотрено, что приложенная формула изобретения охватывает подобные модификации и варианты, которые находятся в пределах истинной сущности и объема изобретения.
Claims (54)
1. Система для заканчивания скважины, содержащая первую секцию для заканчивания, имеющую устройство для контроля поступления песка, предназначенное для предотвращения прохода материала в виде частиц, первую часть индуктивного соединителя, датчик, расположенный вблизи устройства для контроля поступления песка и электрически соединенный с первой частью индуктивного соединителя, и вторую секцию для заканчивания, выполненную с возможностью размещения ее после установки первой секции для заканчивания и содержащую вторую часть индуктивного соединителя, соединенную с первой частью индуктивного соединителя, для обеспечения связи между датчиком и другим компонентом, присоединенным ко второй секции.
2. Система по п.1, в которой вторая секция представляет собой верхнюю секцию для заканчивания, которая дополнительно включает в себя пакер и эксплуатационную насосно-компрессорную колонну.
3. Система по п.1, в которой вторая секция содержит инструмент для внутрискважинных работ.
4. Система по п.1, в которой первая секция для заканчивания дополнительно содержит кабель, включающий в себя указанный датчик и, по меньшей мере, другой датчик.
5. Система по п.4, в которой первая секция для заканчивания дополнительно включает в себя электронный блок управления, подсоединенный между кабелем с датчиками и первой частью индуктивного соединителя.
6. Система по п.4, в которой датчики расположены в отдельных местах вдоль длины кабеля.
7. Система по п.4, в которой каждый датчик включает в себя опорный конструктивный элемент, содержащий микросхему датчика.
8. Система по п.7, в которой каждый датчик дополнительно включает в себя печатную плату для монтажа микросхемы датчика.
9. Система по п.7, в которой опорный конструктивный элемент дополнительно содержит коммуникационный интерфейс, соединенный с микросхемой датчика, и кабель дополнительно включает в себя электрические провода, соединенные с коммуникационным интерфейсом и предназначенные для соединения датчиков друг с другом.
10. Система по п.7, в которой каждый датчик дополнительно включает в себя чувствительный элемент для зондирования окружающей среды снаружи кабеля, электрически соединенный с соответствующей микросхемой датчика.
11. Система по п.4, в которой датчики предназначены измерять по меньшей мере один из следующих параметров: температуру, давление, скорость потока, плотность текучей среды, электрическое удельное сопротивление текучей среды, соотношение нефти, газа и воды, вязкость, соотношение углерода и кислорода, акустический параметр и химическое свойство.
12. Система для заканчивания по п.4, в которой датчики содержат резистивные датчики температуры.
13. Система по п.12, в которой кабель содержит линию управления, имеющую внутреннюю камеру, заполненную электрически непроводящей жидкостью, при этом резистивные датчики температуры расположены в жидкости.
14. Система по п.4, дополнительно содержащая параллельную трубу для перемещения суспензии с гравием для гравийной набивки, при этом кабель с датчиками прикреплен к параллельной трубе.
15. Система по п.4, в которой устройство для контроля поступления песка дополнительно содержит фильтр либо трубу с щелевидными отверстиями или перфорированную трубу и защитный элемент для кабеля между секциями фильтра или указанной трубы, при этом кабель проходит снаружи фильтра или указанной трубы и снабжен защитным элементом.
16. Система по п.4, в которой устройство для контроля поступления песка включает в себя базовую трубу и фильтр, а кабель и датчики прикреплены с обеспечением контакта с базовой трубой, с обеспечением контакта для заземления и для отвода теплоты от кабеля и датчиков в базовую трубу.
17. Система по п.1, в которой вторая секция дополнительно включает в себя станцию управления, имеющую скважинный процессор для обеспечения связи с датчиком посредством первой и второй частей индуктивного соединителя.
18. Система по п.17, дополнительно содержащая электрический кабель, соединенный со станцией управления для обеспечения связи между станцией управления и находящимся на поверхности земли устройством управления.
19. Система по п.1, в которой первая секция для заканчивания дополнительно содержит третью часть индуктивного соединителя и вторая секция дополнительно включает в себя четвертую часть индуктивного соединителя, при этом первая и вторая части индуктивного соединителя взаимодействуют для обмена данными с датчиком, и третья и четвертая части индуктивного соединителя взаимодействуют для передачи энергии датчику.
20. Система по п.1, в которой первая секция для заканчивания дополнительно содержит третью часть индуктивного соединителя, вторая секция дополнительно включает в себя четвертую часть индук- 19 012821 тивного соединителя, а первая секция для заканчивания содержит, по меньшей мере, дополнительный датчик, при этом первая и вторая части индуктивного соединителя способны взаимодействовать для обеспечения связи с одним из датчиков и третья и вторая части индуктивного соединителя способны взаимодействовать для обеспечения связи с другим из датчиков.
21. Система по п.20, в которой первая секция для заканчивания дополнительно содержит первый кабель, включающий в себя по меньшей мере один из датчиков, и второй кабель, включающий в себя по меньшей мере другой из датчиков, при этом первый кабель электрически соединен с первой частью индуктивного соединителя и второй кабель электрически соединен со второй частью индуктивного соединителя.
22. Система по п.1, в которой первая секция для заканчивания дополнительно содержит герметизированный канал и вторая секция дополнительно содержит второе удлиненное уплотнительное устройство, предназначенное для уплотненного подсоединения в герметизированном канале.
23. Система по п.1, в которой вторая секция дополнительно содержит обеспечивающее компенсацию длины соединение.
24. Система по п.23, в которой обеспечивающее компенсацию длины соединение содержит спирально намотанный кабель.
25. Система по п.1, в которой первая секция выполнена многоступенчатой, где каждая ступень соответствует одной продуктивной зоне и содержит по меньшей мере один датчик.
26. Система по п.25, в которой первая секция для заканчивания дополнительно содержит изолирующие пакеры для изоляции зон.
27. Система по п.26, дополнительно содержащая дополнительные части индуктивного соединителя для обеспечения связи по меньшей мере с одним датчиком другой ступени.
28. Система по п.27, в которой каждая ступень первой секции для заканчивания содержит кабель, включающий в себя датчик.
29. Система по п.1, в которой первая и вторая части индуктивного соединителя образуют первый индуктивный соединитель, причем первая секция для заканчивания расположена в многоствольном ответвлении скважины, при этом первая секция для заканчивания включает в себя электрическое устройство, расположенное в многоствольном ответвлении, а вторая секция находится в основном стволе скважины, при этом первый индуктивный соединитель или второй индуктивный соединитель способен обеспечивать связь между основным стволом и электрическим устройством в многоствольном ответвлении.
30. Система для заканчивания по п.1, в которой первая секция для заканчивания дополнительно содержит по меньшей мере одно устройство для регулирования потока, электрически соединенное с первой частью индуктивного соединителя.
31. Система для заканчивания по п.30, в которой первая секция для заканчивания включает в себя, по меньшей мере, дополнительный датчик, размещенный в кабеле, электрически соединенный с первой частью индуктивного соединителя, и при этом устройство для регулирования потока соединено посредством участка кабеля с кабелем с датчиками.
32. Система по п.31, в которой устройство для регулирования потока представляет собой часть устройства для контроля поступления песка.
33. Система по п.1, в которой вторая секция дополнительно включает в себя клапаны-регуляторы потока, выполненные с возможностью установки их в заданном положении в первой секции для заканчивания, когда вторая секция соединена с первой секцией.
34. Система по п.33, в которой первая секция для заканчивания включает в себя по меньшей мере один дополнительный датчик, размещенный в кабеле, и изолирующий пакер, при этом кабель проходит через канал изолирующего пакера и электрически соединен с первой частью индуктивного соединителя.
35. Кабель, предназначенный для размещения в скважине, содержащий наружную оболочку, множество датчиков, расположенных на расстоянии друг от друга внутри наружной оболочки, и провода, расположенные внутри наружной оболочки и предназначенные для соединения множества датчиков друг с другом.
36. Кабель по п.35, в котором наружная оболочка включает в себя непрерывную линию управления.
37. Кабель по п.35, в котором наружная оболочка образована из секций оболочки и конструктивных элементов для размещения датчиков, которые присоединены с обеспечением герметичности к секциям оболочки, при этом датчики содержатся в соответствующих конструктивных элементах для размещения датчиков.
38. Кабель по п.37, в котором секции оболочки приварены к конструктивным элементам для размещения датчиков.
39. Кабель по п.35, в котором каждый датчик включает в себя микросхему датчика и коммуникационный интерфейс, соединенный по меньшей мере с одним из проводов.
40. Кабель по п.39, в котором каждый датчик дополнительно включает в себя чувствительный элемент для зондирования окружающей среды снаружи кабеля, электрически соединенный с микросхемой датчика.
41. Кабель по п.35, дополнительно содержащий электронный блок управления, представляющий
- 20 012821 собой часть оболочки и имеющий процессор.
42. Кабель, предназначенный для размещения в скважине, содержащий линию управления, в которой образована внутренняя камера, содержащая электрически непроводящую жидкость и множество датчиков, расположенных в жидкости.
43. Кабель по п.42, в котором датчики включают в себя резистивные датчики температуры.
44. Кабель по п.43, в котором жидкость является теплопроводящей.
45. Кабель по п.42, в котором каждый резистивный датчик температуры включает в себя микросхему и нить накала, электрически соединенную с микросхемой.
46. Кабель по п.42, дополнительно содержащий отдельные герметизирующие оболочки во внутренней камере, в которых расположены датчики, при этом указанные оболочки содержат жидкость, а внутренняя камера снаружи герметизирующих оболочек заполнена газом.
47. Устройство для размещения кабеля в скважине, содержащее намоточный барабан и кабель с датчиками, намотанный на намоточный барабан и сматываемый с намоточного барабана при его вращении, при этом кабель с датчиками включает в себя множество датчиков, расположенных в отдельных местах вдоль кабеля, и электрические провода, обеспечивающие соединение датчиков друг с другом.
48. Система заканчивания скважины, содержащая первую секцию для заканчивания, предназначенную для размещения в скважине в заданном положении и имеющую пакер и устройство с отверстиями для циркуляции, и вторую секцию для заканчивания, имеющую хвостовик, выполненный с возможностью вставки во внутренний канал первой секции для заканчивания, при этом вторая секция для заканчивания дополнительно содержит кабель, проходящий вдоль длины хвостовика, имеющий множество отдельных датчиков, расположенных вдоль длины кабеля, и электрические провода, соединяющие датчики друг с другом.
49. Система по п.48, в которой хвостовик выполнен с возможностью извлечения и установлен в заданном положении в гнезде для хвостовика во второй секции для заканчивания.
50. Система по п.48, в которой хвостовик имеет продольную канавку для размещения кабеля с датчиками.
51. Система по п.48, в которой вторая секция для заканчивания дополнительно включает в себя индуктивный соединитель и станцию управления, имеющую процессор, при этом индуктивный соединитель предназначен для обеспечения электрической связи между станцией управления и кабелем.
52. Система для заканчивания скважины, содержащая обсадную колонну для крепления скважины, кабель, расположенный вдоль наружной поверхности обсадной колонны, содержащий множество отдельных датчиков, соединенных друг с другом электрическими проводами внутри кабеля, и первую часть индуктивного соединителя, электрически соединенную с кабелем и расположенную снаружи обсадной колонны.
53. Система по п.52, дополнительно содержащая вторую часть индуктивного соединителя, расположенную в обсадной колонне и соединенную с первой частью индуктивного соединителя.
54. Способ установки оборудования для заканчивания скважины, заключающийся в следующем: устанавливают нижнюю секцию для заканчивания, имеющую устройство для контроля поступления песка;
устанавливают верхнюю секцию для заканчивания, включающую в себя по меньшей мере один клапан-регулятор потока и внутреннюю эксплуатационную колонну, проходящую в нижнюю секцию для заканчивания;
размещают кабель с датчиками в нижней секции для заканчивания вблизи входа устройства для контроля поступления песка;
размещают индуктивный соединитель, имеющий первую часть индуктивного соединителя, которая является частью верхней секции для заканчивания и прикреплена к внутренней эксплуатационной колонне, и вторую часть индуктивного соединителя, которая прикреплена к датчику и представляет собой часть нижней секции для заканчивания.
Applications Claiming Priority (9)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US78759206P | 2006-03-30 | 2006-03-30 | |
| US74546906P | 2006-04-24 | 2006-04-24 | |
| US74798606P | 2006-05-23 | 2006-05-23 | |
| US80569106P | 2006-06-23 | 2006-06-23 | |
| US86508406P | 2006-11-09 | 2006-11-09 | |
| US86662206P | 2006-11-21 | 2006-11-21 | |
| US86727606P | 2006-11-27 | 2006-11-27 | |
| US89063007P | 2007-02-20 | 2007-02-20 | |
| US11/688,089 US7735555B2 (en) | 2006-03-30 | 2007-03-19 | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200700517A1 EA200700517A1 (ru) | 2007-12-28 |
| EA012821B1 true EA012821B1 (ru) | 2009-12-30 |
Family
ID=38024910
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200700517A EA012821B1 (ru) | 2006-03-30 | 2007-03-29 | Система для заканчивания скважины, имеющая устройство для контроля поступления песка, индуктивный соединитель и датчик, расположенный вблизи устройства для контроля поступления песка |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (6) | US7735555B2 (ru) |
| CA (1) | CA2582541C (ru) |
| EA (1) | EA012821B1 (ru) |
| GB (1) | GB2436579B (ru) |
| MY (1) | MY147744A (ru) |
| NO (2) | NO343853B1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509875C2 (ru) * | 2011-10-04 | 2014-03-20 | Александр Викторович КЕЙБАЛ | Способ заканчивания строительства скважины |
| RU2646287C1 (ru) * | 2017-05-15 | 2018-03-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Телеметрическая система мониторинга ствола скважины |
| RU2671879C2 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-11-07 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Участок обсадной трубы, имеющий по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных |
| US10358909B2 (en) | 2014-05-01 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interwell tomography methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
| US10436023B2 (en) | 2014-05-01 | 2019-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral production control methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
| RU2726096C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола |
| RU2770229C1 (ru) * | 2018-07-19 | 2022-04-14 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Интеллектуальная система заканчивания многоствольного ствола скважины с проводной высокотехнологичной скважиной в основном стволе скважины и с беспроводным электронным узлом управления потоком в боковом стволе скважины |
Families Citing this family (160)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7896070B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Providing an expandable sealing element having a slot to receive a sensor array |
| US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| 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 |
| US7735555B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| US7775275B2 (en) * | 2006-06-23 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a string having an electric pump and an inductive coupler |
| US7900705B2 (en) * | 2007-03-13 | 2011-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control assembly having a fixed flow control device and an adjustable flow control device |
| US20080223585A1 (en) * | 2007-03-13 | 2008-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a removable electrical pump in a completion system |
| US8082990B2 (en) * | 2007-03-19 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for placing sensor arrays and control assemblies in a completion |
| US7921916B2 (en) * | 2007-03-30 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating measurement data from a well |
| US8186428B2 (en) * | 2007-04-03 | 2012-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Fiber support arrangement for a downhole tool and method |
| US7828056B2 (en) * | 2007-07-06 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting shunt tubes to sand screen assemblies |
| US20090033516A1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented wellbore tools and methods |
| US20090045974A1 (en) * | 2007-08-14 | 2009-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Short Hop Wireless Telemetry for Completion Systems |
| US8511380B2 (en) * | 2007-10-10 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-zone gravel pack system with pipe coupling and integrated valve |
| US7866414B2 (en) * | 2007-12-12 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated well completion method and system |
| US20090151935A1 (en) * | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for detecting movement in well equipment |
| US8127845B2 (en) * | 2007-12-19 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for completing multi-zone openhole formations |
| WO2009097483A1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-06 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for communication in well environment |
| GB2469601B (en) * | 2008-02-15 | 2012-01-18 | Shell Int Research | Bonding of cables to wellbore tubulars |
| GB2457663B (en) * | 2008-02-19 | 2012-04-18 | Teledyne Ltd | Monitoring downhole production flow in an oil or gas well |
| US7896079B2 (en) * | 2008-02-27 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for injection into a well zone |
| US8051910B2 (en) * | 2008-04-22 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Methods of inferring flow in a wellbore |
| US9482233B2 (en) * | 2008-05-07 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Electric submersible pumping sensor device and method |
| US20100047089A1 (en) * | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature monitoring system for esp |
| US8408064B2 (en) * | 2008-11-06 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed acoustic wave detection |
| US9546548B2 (en) | 2008-11-06 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for locating a cement sheath in a cased wellbore |
| US8347968B2 (en) * | 2009-01-14 | 2013-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip well completion system |
| US8330617B2 (en) * | 2009-01-16 | 2012-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless power and telemetry transmission between connections of well completions |
| WO2010088542A1 (en) * | 2009-01-30 | 2010-08-05 | Schlumberger Canada Limited | Downhole pressure barrier and method for communication lines |
| US8548743B2 (en) * | 2009-07-10 | 2013-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus to monitor reformation and replacement of CO2/CH4 gas hydrates |
| AU2010271279A1 (en) * | 2009-07-10 | 2012-03-01 | Schlumberger Technology B.V. | Identifying types of sensors based on sensor measurement data |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| US8550175B2 (en) * | 2009-12-10 | 2013-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Well completion with hydraulic and electrical wet connect system |
| US8464799B2 (en) * | 2010-01-29 | 2013-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control system for a surface controlled subsurface safety valve |
| US8783355B2 (en) | 2010-02-22 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Virtual flowmeter for a well |
| US8925631B2 (en) * | 2010-03-04 | 2015-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Large bore completions systems and method |
| CA2704896C (en) | 2010-05-25 | 2013-04-16 | Imperial Oil Resources Limited | Well completion for viscous oil recovery |
| EP2561178B1 (en) * | 2010-05-26 | 2019-08-28 | Services Petroliers Schlumberger | Intelligent completion system for extended reach drilling wells |
| WO2012004000A2 (en) | 2010-07-05 | 2012-01-12 | Services Petroliers Schlumberger (Sps) | Downhole inductive coupler assemblies |
| US8924158B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic acquisition system including a distributed sensor having an optical fiber |
| EP2598713A4 (en) * | 2010-08-23 | 2017-10-18 | Services Pétroliers Schlumberger | Sand control well completion method and apparutus |
| US8511389B2 (en) * | 2010-10-20 | 2013-08-20 | Vetco Gray Inc. | System and method for inductive signal and power transfer from ROV to in riser tools |
| US10082007B2 (en) | 2010-10-28 | 2018-09-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Assembly for toe-to-heel gravel packing and reverse circulating excess slurry |
| US9027651B2 (en) | 2010-12-07 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Barrier valve system and method of closing same by withdrawing upper completion |
| US8739884B2 (en) | 2010-12-07 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Stackable multi-barrier system and method |
| US8813855B2 (en) | 2010-12-07 | 2014-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Stackable multi-barrier system and method |
| US9051811B2 (en) | 2010-12-16 | 2015-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Barrier valve system and method of controlling same with tubing pressure |
| BR112013008056B1 (pt) * | 2010-12-16 | 2020-04-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | módulo de comunicações para alternar empacotamento de cascalho de trajeto alternativo e método para completar um poço |
| US9181796B2 (en) | 2011-01-21 | 2015-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sand control apparatus and method with tool position sensor |
| US9062530B2 (en) * | 2011-02-09 | 2015-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Completion assembly |
| US8955600B2 (en) * | 2011-04-05 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Multi-barrier system and method |
| US9309745B2 (en) | 2011-04-22 | 2016-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Interventionless operation of downhole tool |
| EP2732127A4 (en) * | 2011-07-12 | 2016-07-13 | Weatherford Lamb | MULTICONE SHIELDED FRAC SYSTEM |
| US8833445B2 (en) | 2011-08-25 | 2014-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for gravel packing wells |
| US20130048623A1 (en) * | 2011-08-31 | 2013-02-28 | Dale E. Jamison | Modular Roller Oven and Associated Methods |
| EP3106604A1 (en) | 2011-08-31 | 2016-12-21 | Welltec A/S | Downhole system and method for fastening upper and lower casings via expandable metal sleeve |
| EP2573316A1 (en) * | 2011-09-26 | 2013-03-27 | Sercel | Method and Device for Well Communication |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| US9739113B2 (en) * | 2012-01-16 | 2017-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Completions fluid loss control system |
| US9598929B2 (en) | 2012-01-16 | 2017-03-21 | Schlumberger Technology Corporation | Completions assembly with extendable shifting tool |
| US20130180709A1 (en) * | 2012-01-17 | 2013-07-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Well Completion Apparatus, System and Method |
| GB2498581A (en) * | 2012-01-23 | 2013-07-24 | Rolls Royce Plc | Pipe inspection probing cable having an external helical track |
| 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 |
| US9010417B2 (en) | 2012-02-09 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Downhole screen with exterior bypass tubes and fluid interconnections at tubular joints therefore |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| US9016372B2 (en) | 2012-03-29 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for single trip fluid isolation |
| US9016389B2 (en) | 2012-03-29 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Retrofit barrier valve system |
| US9828829B2 (en) | 2012-03-29 | 2017-11-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Intermediate completion assembly for isolating lower completion |
| AU2013271387A1 (en) * | 2012-06-07 | 2015-01-15 | California Institute Of Technology | Communication in pipes using acoustic modems that provide minimal obstruction to fluid flow |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| US10030513B2 (en) | 2012-09-19 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip multi-zone drill stem test system |
| US9431813B2 (en) | 2012-09-21 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Redundant wired pipe-in-pipe telemetry system |
| US8720553B2 (en) * | 2012-09-26 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion assembly and methods for use thereof |
| US8857518B1 (en) | 2012-09-26 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| SG11201501839VA (en) | 2012-09-26 | 2015-04-29 | Halliburton Energy Services Inc | In-line sand screen gauge carrier |
| GB201217229D0 (en) * | 2012-09-26 | 2012-11-07 | Petrowell Ltd | Well isolation |
| MX359317B (es) | 2012-09-26 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services Inc | Metodo de colocacion de manometros distribuidos a traves de filtros. |
| US9598952B2 (en) | 2012-09-26 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
| MX355814B (es) * | 2012-09-26 | 2018-05-02 | Halliburton Energy Services Inc | Montaje de completación y métodos para uso del mismo. |
| BR112015006496B1 (pt) | 2012-09-26 | 2020-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc | Barreira de resíuos para a utilização em um furo de poço |
| US9163488B2 (en) | 2012-09-26 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zone integrated intelligent well completion |
| US8893783B2 (en) | 2012-09-26 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion |
| AU2012391057B2 (en) | 2012-09-26 | 2016-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| WO2014051564A1 (en) | 2012-09-26 | 2014-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| US9146333B2 (en) * | 2012-10-23 | 2015-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for collecting measurements and/or samples from within a borehole formed in a subsurface reservoir using a wireless interface |
| US10030473B2 (en) * | 2012-11-13 | 2018-07-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
| RU2513796C1 (ru) * | 2012-12-06 | 2014-04-20 | Марат Давлетович Валеев | Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом |
| RU2512228C1 (ru) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой |
| US9920765B2 (en) * | 2013-01-25 | 2018-03-20 | Charles Wayne Zimmerman | System and method for fluid level sensing and control |
| US9945203B2 (en) * | 2013-01-28 | 2018-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip completion system and method |
| GB201303614D0 (en) | 2013-02-28 | 2013-04-17 | Petrowell Ltd | Downhole detection |
| RU2018119150A (ru) | 2013-02-28 | 2018-11-08 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинная связь |
| US9425619B2 (en) * | 2013-03-15 | 2016-08-23 | Merlin Technology, Inc. | Advanced inground device power control and associated methods |
| US10240456B2 (en) | 2013-03-15 | 2019-03-26 | Merlin Technology, Inc. | Inground device with advanced transmit power control and associated methods |
| NO20130595A1 (no) * | 2013-04-30 | 2014-10-31 | Sensor Developments As | Et konnektivitetssystem for et permanent borehullsystem |
| US9683416B2 (en) * | 2013-05-31 | 2017-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for recovering hydrocarbons |
| US9804002B2 (en) * | 2013-09-04 | 2017-10-31 | Cameron International Corporation | Integral sensor |
| WO2015051222A1 (en) * | 2013-10-03 | 2015-04-09 | Schlumberger Canada Limited | System and methodology for monitoring in a borehole |
| RU2555686C1 (ru) * | 2014-02-19 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Способ устранения проблемных участков в скважине |
| US9915145B2 (en) | 2014-03-06 | 2018-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole power and data transfer using resonators |
| US9593574B2 (en) | 2014-03-14 | 2017-03-14 | Saudi Arabian Oil Company | Well completion sliding sleeve valve based sampling system and method |
| US10323468B2 (en) | 2014-06-05 | 2019-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Well integrity monitoring system with wireless coupler |
| CA2951021C (en) * | 2014-07-10 | 2019-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction fitting for intelligent completion of well |
| US10344570B2 (en) | 2014-09-17 | 2019-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion deflector for intelligent completion of well |
| US10132156B2 (en) | 2014-11-03 | 2018-11-20 | Quartzdyne, Inc. | Downhole distributed pressure sensor arrays, downhole pressure sensors, downhole distributed pressure sensor arrays including quartz resonator sensors, and related methods |
| US10018033B2 (en) * | 2014-11-03 | 2018-07-10 | Quartzdyne, Inc. | Downhole distributed sensor arrays for measuring at least one of pressure and temperature, downhole distributed sensor arrays including at least one weld joint, and methods of forming sensors arrays for downhole use including welding |
| US9964459B2 (en) | 2014-11-03 | 2018-05-08 | Quartzdyne, Inc. | Pass-throughs for use with sensor assemblies, sensor assemblies including at least one pass-through and related methods |
| US9957793B2 (en) * | 2014-11-20 | 2018-05-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Wellbore completion assembly with real-time data communication apparatus |
| EP3034561B1 (en) * | 2014-12-19 | 2019-02-06 | NKT HV Cables GmbH | A method of manufacturing a high-voltage DC cable joint, and a high-voltage DC cable joint. |
| WO2016171667A1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-10-27 | Schlumberger Canada Limited | System and methodology for providing stab-in indication |
| GB2553226B (en) * | 2015-04-30 | 2021-03-31 | Halliburton Energy Services Inc | Remotely-powered casing-based intelligent completion assembly |
| US10718181B2 (en) | 2015-04-30 | 2020-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing-based intelligent completion assembly |
| US10007023B2 (en) | 2015-05-14 | 2018-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole switching of wellbore logging tools |
| EP3098613A1 (en) | 2015-05-28 | 2016-11-30 | Services Pétroliers Schlumberger | System and method for monitoring the performances of a cable carrying a downhole assembly |
| AU2015397106B2 (en) * | 2015-06-02 | 2020-09-17 | Nkt Hv Cables Ab | A rigid joint assembly |
| US10408039B2 (en) | 2016-01-04 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Connecting a transducer to a cable without physically severing the cable |
| WO2017160305A1 (en) | 2016-03-18 | 2017-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Along tool string deployed sensors |
| BR112018071400B1 (pt) | 2016-04-28 | 2023-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema de sensores de fundo de poço distribuídos para um poço, e, métodos para implantar um sistema de sensores distribuídos furo abaixo em um poço e para operar um sistema de sensores distribuídos |
| US10738589B2 (en) * | 2016-05-23 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for monitoring the performances of a cable carrying a downhole assembly |
| GB2550865B (en) | 2016-05-26 | 2019-03-06 | Metrol Tech Ltd | Method of monitoring a reservoir |
| GB2550868B (en) | 2016-05-26 | 2019-02-06 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules comprising a crystal oscillator |
| GB2550864B (en) | 2016-05-26 | 2020-02-19 | Metrol Tech Ltd | Well |
| GB201609285D0 (en) | 2016-05-26 | 2016-07-13 | Metrol Tech Ltd | Method to manipulate a well |
| GB2550863A (en) | 2016-05-26 | 2017-12-06 | Metrol Tech Ltd | Apparatus and method to expel fluid |
| GB2550866B (en) | 2016-05-26 | 2019-04-17 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using semiconductor elements |
| GB201609289D0 (en) | 2016-05-26 | 2016-07-13 | Metrol Tech Ltd | Method of pressure testing |
| GB2550862B (en) | 2016-05-26 | 2020-02-05 | Metrol Tech Ltd | Method to manipulate a well |
| GB2550867B (en) * | 2016-05-26 | 2019-04-03 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules connected by a matrix |
| GB2550869B (en) | 2016-05-26 | 2019-08-14 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements |
| US11473945B2 (en) * | 2016-08-12 | 2022-10-18 | Brightsentinel Holding Ltd | Modular wireless sensing device |
| CN107795304B (zh) * | 2016-08-31 | 2019-09-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多层同采管柱及其使用方法 |
| CN109964002A (zh) | 2016-12-20 | 2019-07-02 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于井下电感耦合的方法和系统 |
| CA3141840C (en) * | 2017-03-03 | 2023-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining downhole properties with sensor array |
| US11261708B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
| RU2744466C1 (ru) | 2017-06-01 | 2021-03-09 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Механизм передачи энергии для соединительного узла ствола скважины |
| US11313206B2 (en) | 2017-06-28 | 2022-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Redundant power source for increased reliability in a permanent completion |
| US20190040715A1 (en) * | 2017-08-04 | 2019-02-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Multi-stage Treatment System with Work String Mounted Operated Valves Electrically Supplied from a Wellhead |
| US11015435B2 (en) | 2017-12-18 | 2021-05-25 | Quartzdyne, Inc. | Distributed sensor arrays for measuring one or more of pressure and temperature and related methods and assemblies |
| WO2020018200A1 (en) | 2018-07-19 | 2020-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless electronic flow control node used in a screen joint with shunts |
| US20200152354A1 (en) * | 2018-11-14 | 2020-05-14 | Minnesota Wire | Integrated circuits in cable |
| BR112021007891A2 (pt) * | 2018-12-20 | 2021-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | método, e, sistema |
| WO2020153864A1 (en) * | 2019-01-23 | 2020-07-30 | Schlumberger Canada Limited | Single trip completion systems and methods |
| US11118443B2 (en) | 2019-08-26 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Well completion system for dual wellbore producer and observation well |
| US11441363B2 (en) * | 2019-11-07 | 2022-09-13 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | ESP tubing wet connect tool |
| US12110768B2 (en) | 2019-11-21 | 2024-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc | Multilateral completion systems and methods to deploy multilateral completion systems |
| US12065909B2 (en) | 2019-12-10 | 2024-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Unitary lateral leg with three or more openings |
| WO2021207304A1 (en) * | 2020-04-08 | 2021-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip wellbore completion system |
| US11767729B2 (en) | 2020-07-08 | 2023-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Swellable packer for guiding an untethered device in a subterranean well |
| AU2020476135A1 (en) * | 2020-11-05 | 2023-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole electrical conductor movement arrestor |
| US20220136337A1 (en) * | 2020-11-05 | 2022-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole electrical conductor movement arrestor |
| GB2603587B (en) | 2020-11-19 | 2023-03-08 | Schlumberger Technology Bv | Multi-zone sand screen with alternate path functionality |
| US11976520B2 (en) | 2020-11-27 | 2024-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrical transmission in a well using wire mesh |
| GB2613521B (en) * | 2020-11-27 | 2024-09-11 | Halliburton Energy Services Inc | Travel joint for tubular well components |
| WO2022159103A1 (en) | 2021-01-22 | 2022-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack sand out detection/stationary gravel pack monitoring |
| US11994023B2 (en) | 2021-06-22 | 2024-05-28 | Merlin Technology, Inc. | Sonde with advanced battery power conservation and associated methods |
| US20230194325A1 (en) * | 2021-12-16 | 2023-06-22 | Cnh Industrial America Llc | Systems and methods for detecting fill-levels in crop transport receptacles using switch-based sensors |
| CN113931598B (zh) * | 2021-12-16 | 2022-02-25 | 纬达石油装备有限公司 | 一种防砂充填装置及其使用方法 |
| WO2023183375A1 (en) * | 2022-03-23 | 2023-09-28 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed sensor array for well completions |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136856C1 (ru) * | 1996-01-26 | 1999-09-10 | Анадрилл Интернэшнл, С.А. | Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной (варианты) и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин |
| RU2146759C1 (ru) * | 1999-04-21 | 2000-03-20 | Уренгойское производственное объединение им. С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Способ создания скважинного гравийного фильтра |
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| RU2171363C1 (ru) * | 2000-12-18 | 2001-07-27 | ООО НПФ "ГИСприбор" | Устройство для нагрева скважины |
| RU2239041C2 (ru) * | 1998-11-19 | 2004-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обеспечения связи ствола или стволов бокового ответвления с обсаженным основным стволом скважины и устройство для его осуществления, система заканчивания скважины, имеющей боковое ответвление, способ связи между оборудованием основного ствола скважины и оборудованием бокового ответвления и устройство для его осуществления |
Family Cites Families (148)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2214064A (en) * | 1939-09-08 | 1940-09-10 | Stanolind Oil & Gas Co | Oil production |
| US2379800A (en) * | 1941-09-11 | 1945-07-03 | Texas Co | Signal transmission system |
| US2470303A (en) * | 1944-03-30 | 1949-05-17 | Rca Corp | Computer |
| US2452920A (en) * | 1945-07-02 | 1948-11-02 | Shell Dev | Method and apparatus for drilling and producing wells |
| US2782365A (en) * | 1950-04-27 | 1957-02-19 | Perforating Guns Atlas Corp | Electrical logging apparatus |
| US2797893A (en) * | 1954-09-13 | 1957-07-02 | Oilwell Drain Hole Drilling Co | Drilling and lining of drain holes |
| US2889880A (en) * | 1955-08-29 | 1959-06-09 | Gulf Oil Corp | Method of producing hydrocarbons |
| US2923915A (en) * | 1957-01-22 | 1960-02-02 | vogel | |
| US3011342A (en) * | 1957-06-21 | 1961-12-05 | California Research Corp | Methods for detecting fluid flow in a well bore |
| US3206537A (en) * | 1960-12-29 | 1965-09-14 | Schlumberger Well Surv Corp | Electrically conductive conduit |
| US3199592A (en) * | 1963-09-20 | 1965-08-10 | Charles E Jacob | Method and apparatus for producing fresh water or petroleum from underground reservoir formations and to prevent coning |
| US3363692A (en) * | 1964-10-14 | 1968-01-16 | Phillips Petroleum Co | Method for production of fluids from a well |
| US3344860A (en) * | 1965-05-17 | 1967-10-03 | Schlumberger Well Surv Corp | Sidewall sealing pad for borehole apparatus |
| US3659259A (en) * | 1968-01-23 | 1972-04-25 | Halliburton Co | Method and apparatus for telemetering information through well bores |
| US3595257A (en) * | 1969-07-22 | 1971-07-27 | Schlumberger Technology Corp | Vacuum filling process and system for liquid-filled marine seismic cables |
| US3696329A (en) * | 1970-11-12 | 1972-10-03 | Mark Products | Marine streamer cable |
| US3913398A (en) * | 1973-10-09 | 1975-10-21 | Schlumberger Technology Corp | Apparatus and method for determining fluid flow rates from temperature log data |
| US4027286A (en) * | 1976-04-23 | 1977-05-31 | Trw Inc. | Multiplexed data monitoring system |
| US4133384A (en) * | 1977-08-22 | 1979-01-09 | Texaco Inc. | Steam flooding hydrocarbon recovery process |
| US4241787A (en) * | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
| US4415205A (en) * | 1981-07-10 | 1983-11-15 | Rehm William A | Triple branch completion with separate drilling and completion templates |
| US4484628A (en) * | 1983-01-24 | 1984-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for conducting wireline operations in a borehole |
| FR2544790B1 (fr) * | 1983-04-22 | 1985-08-23 | Flopetrol | Methode de determination des caracteristiques d'une formation souterraine produisant un fluide |
| FR2551491B1 (fr) * | 1983-08-31 | 1986-02-28 | Elf Aquitaine | Dispositif de forage et de mise en production petroliere multidrains |
| US4559818A (en) * | 1984-02-24 | 1985-12-24 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Thermal well-test method |
| US4733729A (en) * | 1986-09-08 | 1988-03-29 | Dowell Schlumberger Incorporated | Matched particle/liquid density well packing technique |
| US4850430A (en) * | 1987-02-04 | 1989-07-25 | Dowell Schlumberger Incorporated | Matched particle/liquid density well packing technique |
| GB8714754D0 (en) * | 1987-06-24 | 1987-07-29 | Framo Dev Ltd | Electrical conductor arrangements |
| US4806928A (en) * | 1987-07-16 | 1989-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface |
| US4901069A (en) * | 1987-07-16 | 1990-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between a first unit and a second unit and in particular between well bore apparatus and the surface |
| DE68928332T2 (de) * | 1988-01-29 | 1998-01-29 | Inst Francais Du Petrol | Verfahren und Vorrichtung zum hydraulischen und wahlweisen steuern von mindestens zwei Werkzeugen oder Instrumenten eines Gerätes, Ventil zur Durchführung dieses Verfahrens oder Benutzung dieses Geräts |
| US4969523A (en) * | 1989-06-12 | 1990-11-13 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for gravel packing a well |
| US5119089A (en) * | 1991-02-20 | 1992-06-02 | Hanna Khalil | Downhole seismic sensor cable |
| US5183110A (en) * | 1991-10-08 | 1993-02-02 | Bastin-Logan Water Services, Inc. | Gravel well assembly |
| US5278550A (en) * | 1992-01-14 | 1994-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for retrieving and/or communicating with downhole equipment |
| FR2692315B1 (fr) * | 1992-06-12 | 1994-09-02 | Inst Francais Du Petrole | Système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier. |
| US5477923A (en) * | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
| US5318122A (en) * | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
| US5311936A (en) * | 1992-08-07 | 1994-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for isolating one horizontal production zone in a multilateral well |
| US5318121A (en) * | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using whipstock with sealable bores |
| US5454430A (en) * | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
| US5353876A (en) * | 1992-08-07 | 1994-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a verticle well and one or more horizontal wells using mandrel means |
| US5322127C1 (en) * | 1992-08-07 | 2001-02-06 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells |
| US5474131A (en) * | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
| US5325924A (en) * | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
| US5655602A (en) * | 1992-08-28 | 1997-08-12 | Marathon Oil Company | Apparatus and process for drilling and completing multiple wells |
| US5458199A (en) * | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| US5330007A (en) * | 1992-08-28 | 1994-07-19 | Marathon Oil Company | Template and process for drilling and completing multiple wells |
| US5301760C1 (en) * | 1992-09-10 | 2002-06-11 | Natural Reserve Group Inc | Completing horizontal drain holes from a vertical well |
| US5337808A (en) * | 1992-11-20 | 1994-08-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Technique and apparatus for selective multi-zone vertical and/or horizontal completions |
| US5269377A (en) * | 1992-11-25 | 1993-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Coil tubing supported electrical submersible pump |
| US5462120A (en) * | 1993-01-04 | 1995-10-31 | S-Cal Research Corp. | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes |
| US5427177A (en) * | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
| FR2708310B1 (fr) * | 1993-07-27 | 1995-10-20 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour transmettre des informations relatives au fonctionnement d'un appareil électrique au fond d'un puits. |
| US5388648A (en) * | 1993-10-08 | 1995-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
| US5542472A (en) * | 1993-10-25 | 1996-08-06 | Camco International, Inc. | Metal coiled tubing with signal transmitting passageway |
| US5457988A (en) * | 1993-10-28 | 1995-10-17 | Panex Corporation | Side pocket mandrel pressure measuring system |
| US5398754A (en) * | 1994-01-25 | 1995-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock anchor assembly |
| US5439051A (en) * | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
| US5411082A (en) * | 1994-01-26 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead running tool |
| US5435392A (en) * | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
| US5472048A (en) * | 1994-01-26 | 1995-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Parallel seal assembly |
| GB9413141D0 (en) * | 1994-06-30 | 1994-08-24 | Exploration And Production Nor | Downhole data transmission |
| US5564503A (en) * | 1994-08-26 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion |
| US5477925A (en) * | 1994-12-06 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
| EP0807201B1 (en) * | 1995-02-03 | 1999-08-18 | Integrated Drilling Services Limited | Multiple drain drilling and production apparatus |
| US5597042A (en) * | 1995-02-09 | 1997-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| US5730219A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| US5959547A (en) * | 1995-02-09 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Well control systems employing downhole network |
| US6006832A (en) * | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
| US5706896A (en) * | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
| US6003606A (en) * | 1995-08-22 | 1999-12-21 | Western Well Tool, Inc. | Puller-thruster downhole tool |
| US5697445A (en) * | 1995-09-27 | 1997-12-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Method and apparatus for selective horizontal well re-entry using retrievable diverter oriented by logging means |
| FR2739893B1 (fr) * | 1995-10-17 | 1997-12-12 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'exploration d'une formation souterraine traversee par un puits horizontal comportant plusieurs capteurs couples en permanence avec la paroi |
| US5680901A (en) * | 1995-12-14 | 1997-10-28 | Gardes; Robert | Radial tie back assembly for directional drilling |
| US5941308A (en) * | 1996-01-26 | 1999-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Flow segregator for multi-drain well completion |
| US5944107A (en) * | 1996-03-11 | 1999-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well |
| US5918669A (en) * | 1996-04-26 | 1999-07-06 | Camco International, Inc. | Method and apparatus for remote control of multilateral wells |
| FR2750450B1 (fr) * | 1996-07-01 | 1998-08-07 | Geoservices | Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique |
| GB2315504B (en) * | 1996-07-22 | 1998-09-16 | Baker Hughes Inc | Sealing lateral wellbores |
| US5871047A (en) * | 1996-08-14 | 1999-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining well productivity using automatic downtime data |
| US5944108A (en) * | 1996-08-29 | 1999-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
| US6046685A (en) * | 1996-09-23 | 2000-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Redundant downhole production well control system and method |
| US6108267A (en) * | 1996-11-07 | 2000-08-22 | Innovative Transducers, Inc. | Non-liquid filled streamer cable with a novel hydrophone |
| US5845707A (en) * | 1997-02-13 | 1998-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing a subterranean well |
| US5871052A (en) * | 1997-02-19 | 1999-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole tool deployment with mud pumping techniques |
| US5967816A (en) * | 1997-02-19 | 1999-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Female wet connector |
| US5831156A (en) * | 1997-03-12 | 1998-11-03 | Mullins; Albert Augustus | Downhole system for well control and operation |
| US5925879A (en) * | 1997-05-09 | 1999-07-20 | Cidra Corporation | Oil and gas well packer having fiber optic Bragg Grating sensors for downhole insitu inflation monitoring |
| US6065209A (en) * | 1997-05-23 | 2000-05-23 | S-Cal Research Corp. | Method of fabrication, tooling and installation of downhole sealed casing connectors for drilling and completion of multi-lateral wells |
| US5979559A (en) * | 1997-07-01 | 1999-11-09 | Camco International Inc. | Apparatus and method for producing a gravity separated well |
| US6079494A (en) * | 1997-09-03 | 2000-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing and producing a subterranean well and associated apparatus |
| US5960873A (en) * | 1997-09-16 | 1999-10-05 | Mobil Oil Corporation | Producing fluids from subterranean formations through lateral wells |
| US5971072A (en) * | 1997-09-22 | 1999-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Inductive coupler activated completion system |
| US5992519A (en) * | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
| US6009216A (en) * | 1997-11-05 | 1999-12-28 | Cidra Corporation | Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors |
| US6035937A (en) * | 1998-01-27 | 2000-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
| GB9828253D0 (en) | 1998-12-23 | 1999-02-17 | Schlumberger Ltd | Method of well production control |
| US6684952B2 (en) * | 1998-11-19 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corp. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
| US6853921B2 (en) * | 1999-07-20 | 2005-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for real time reservoir management |
| US6513599B1 (en) * | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
| AU782553B2 (en) * | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
| US6801135B2 (en) * | 2000-05-26 | 2004-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Webserver-based well instrumentation, logging, monitoring and control |
| US6360820B1 (en) * | 2000-06-16 | 2002-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore |
| US6554064B1 (en) | 2000-07-13 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a sand screen with integrated sensors |
| US6727828B1 (en) * | 2000-09-13 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Pressurized system for protecting signal transfer capability at a subsurface location |
| US7222676B2 (en) | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
| US6561278B2 (en) * | 2001-02-20 | 2003-05-13 | Henry L. Restarick | Methods and apparatus for interconnecting well tool assemblies in continuous tubing strings |
| US6768700B2 (en) * | 2001-02-22 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communications in a wellbore |
| AU2002324484B2 (en) * | 2001-07-12 | 2007-09-20 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus to monitor, control and log subsea oil and gas wells |
| BR0212358A (pt) | 2001-09-07 | 2004-07-27 | Shell Int Research | Conjunto de tela de poço ajustável, e, poço de produção de fluido de hidrocarboneto |
| NO315068B1 (no) * | 2001-11-12 | 2003-06-30 | Abb Research Ltd | En innretning for elektrisk kobling |
| US6695052B2 (en) * | 2002-01-08 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for sensing flow related parameters when using an electric submersible pumping system to produce a desired fluid |
| US6856255B2 (en) * | 2002-01-18 | 2005-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems |
| US6807324B2 (en) * | 2002-05-21 | 2004-10-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for calibrating a distributed temperature sensing system |
| US8612193B2 (en) * | 2002-05-21 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Center | Processing and interpretation of real-time data from downhole and surface sensors |
| GB2409719B (en) * | 2002-08-15 | 2006-03-29 | Schlumberger Holdings | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
| US6888972B2 (en) * | 2002-10-06 | 2005-05-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Multiple component sensor mechanism |
| US7158049B2 (en) * | 2003-03-24 | 2007-01-02 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communication circuit |
| US7168487B2 (en) * | 2003-06-02 | 2007-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
| US6978833B2 (en) * | 2003-06-02 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
| US20050028983A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Lehman Lyle V. | Vibrating system and method for use in scale removal and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
| US7165892B2 (en) * | 2003-10-07 | 2007-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fiber optic wet connect and gravel pack completion |
| US7191832B2 (en) * | 2003-10-07 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack completion with fiber optic monitoring |
| US7213650B2 (en) * | 2003-11-06 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for scale removal in oil and gas recovery operations |
| GB0329402D0 (en) * | 2003-12-19 | 2004-01-21 | Geolink Uk Ltd | A telescopic data coupler for hostile and fluid-immersed environments |
| US7210856B2 (en) * | 2004-03-02 | 2007-05-01 | Welldynamics, Inc. | Distributed temperature sensing in deep water subsea tree completions |
| WO2005084376A2 (en) * | 2004-03-03 | 2005-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotating systems associated with drill pipe |
| US7228912B2 (en) * | 2004-06-18 | 2007-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system to deploy control lines |
| US7303029B2 (en) * | 2004-09-28 | 2007-12-04 | Intelliserv, Inc. | Filter for a drill string |
| US7532129B2 (en) | 2004-09-29 | 2009-05-12 | Weatherford Canada Partnership | Apparatus and methods for conveying and operating analytical instrumentation within a well borehole |
| US20060086498A1 (en) * | 2004-10-21 | 2006-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Harvesting Vibration for Downhole Power Generation |
| JP2009503306A (ja) | 2005-08-04 | 2009-01-29 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法 |
| US7777644B2 (en) * | 2005-12-12 | 2010-08-17 | InatelliServ, LLC | Method and conduit for transmitting signals |
| US7793718B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US7896070B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Providing an expandable sealing element having a slot to receive a sensor array |
| US7735555B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| US7712524B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| US8056619B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US7336199B2 (en) * | 2006-04-28 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc | Inductive coupling system |
| US8737774B2 (en) * | 2006-08-30 | 2014-05-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Array temperature sensing method and system |
| US8082990B2 (en) * | 2007-03-19 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for placing sensor arrays and control assemblies in a completion |
| US7896079B2 (en) * | 2008-02-27 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for injection into a well zone |
| US8096354B2 (en) * | 2008-05-15 | 2012-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Sensing and monitoring of elongated structures |
| WO2011123748A2 (en) * | 2010-04-01 | 2011-10-06 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for real time data transmission during well completions |
| WO2012004000A2 (en) * | 2010-07-05 | 2012-01-12 | Services Petroliers Schlumberger (Sps) | Downhole inductive coupler assemblies |
| US9383477B2 (en) * | 2013-03-08 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Feedthrough assembly for electrically conductive winding |
-
2007
- 2007-03-19 US US11/688,089 patent/US7735555B2/en active Active
- 2007-03-23 CA CA2582541A patent/CA2582541C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-27 GB GB0705833A patent/GB2436579B/en active Active
- 2007-03-28 MY MYPI20070488A patent/MY147744A/en unknown
- 2007-03-29 EA EA200700517A patent/EA012821B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-03-29 NO NO20071662A patent/NO343853B1/no unknown
-
2010
- 2010-04-26 US US12/767,290 patent/US20100200291A1/en not_active Abandoned
- 2010-06-04 US US12/793,762 patent/US8082983B2/en active Active
- 2010-10-14 US US12/904,401 patent/US8146658B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2014
- 2014-02-27 US US14/192,457 patent/US20140174714A1/en not_active Abandoned
- 2014-12-30 US US14/586,375 patent/US9840908B2/en active Active
-
2019
- 2019-05-09 NO NO20190583A patent/NO345495B1/no unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136856C1 (ru) * | 1996-01-26 | 1999-09-10 | Анадрилл Интернэшнл, С.А. | Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной (варианты) и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин |
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| RU2239041C2 (ru) * | 1998-11-19 | 2004-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обеспечения связи ствола или стволов бокового ответвления с обсаженным основным стволом скважины и устройство для его осуществления, система заканчивания скважины, имеющей боковое ответвление, способ связи между оборудованием основного ствола скважины и оборудованием бокового ответвления и устройство для его осуществления |
| RU2146759C1 (ru) * | 1999-04-21 | 2000-03-20 | Уренгойское производственное объединение им. С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Способ создания скважинного гравийного фильтра |
| RU2171363C1 (ru) * | 2000-12-18 | 2001-07-27 | ООО НПФ "ГИСприбор" | Устройство для нагрева скважины |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509875C2 (ru) * | 2011-10-04 | 2014-03-20 | Александр Викторович КЕЙБАЛ | Способ заканчивания строительства скважины |
| RU2671879C2 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-11-07 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Участок обсадной трубы, имеющий по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных |
| US10309215B2 (en) | 2014-05-01 | 2019-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing segment having at least one transmission crossover arrangement |
| US10358909B2 (en) | 2014-05-01 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interwell tomography methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
| US10436023B2 (en) | 2014-05-01 | 2019-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral production control methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
| RU2646287C1 (ru) * | 2017-05-15 | 2018-03-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Телеметрическая система мониторинга ствола скважины |
| RU2770229C1 (ru) * | 2018-07-19 | 2022-04-14 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Интеллектуальная система заканчивания многоствольного ствола скважины с проводной высокотехнологичной скважиной в основном стволе скважины и с беспроводным электронным узлом управления потоком в боковом стволе скважины |
| RU2726096C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8146658B2 (en) | 2012-04-03 |
| US20100200291A1 (en) | 2010-08-12 |
| US9840908B2 (en) | 2017-12-12 |
| US20150315895A1 (en) | 2015-11-05 |
| US20110107834A1 (en) | 2011-05-12 |
| CA2582541A1 (en) | 2007-09-30 |
| NO345495B1 (no) | 2021-03-08 |
| US7735555B2 (en) | 2010-06-15 |
| US8082983B2 (en) | 2011-12-27 |
| GB2436579A (en) | 2007-10-03 |
| US20100236774A1 (en) | 2010-09-23 |
| US20140174714A1 (en) | 2014-06-26 |
| NO343853B1 (no) | 2019-06-24 |
| GB2436579B (en) | 2010-12-29 |
| EA200700517A1 (ru) | 2007-12-28 |
| US20070227727A1 (en) | 2007-10-04 |
| NO20190583A1 (no) | 2007-10-01 |
| NO20071662L (no) | 2007-10-01 |
| GB0705833D0 (en) | 2007-05-02 |
| MY147744A (en) | 2013-01-15 |
| CA2582541C (en) | 2015-11-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA012821B1 (ru) | Система для заканчивания скважины, имеющая устройство для контроля поступления песка, индуктивный соединитель и датчик, расположенный вблизи устройства для контроля поступления песка | |
| EP2335095B1 (en) | Aligning inductive couplers in a well | |
| US7712524B2 (en) | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed | |
| CA2610525C (en) | Multi-zone formation evaluation systems and methods | |
| US8925631B2 (en) | Large bore completions systems and method | |
| US7159653B2 (en) | Spacer sub | |
| US10519761B2 (en) | System and methodology for monitoring in a borehole | |
| US20040094303A1 (en) | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment | |
| US8579504B2 (en) | Subsea and landing string distributed temperature sensor system | |
| US20230332471A1 (en) | Fiber optic enabled intelligent completion employing an end connector | |
| GB2438481A (en) | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed | |
| WO2023183375A1 (en) | Distributed sensor array for well completions | |
| MX2007003687A (es) | Sistema de completacion que tiene un montaje de control de arena, un acoplador inductivo, y un detector adyacente al montaje de control de arena. | |
| MX2007009198A (es) | Sistema de terminacion que tiene un montaje de control de arena, un acoplador inductivo y un sensor proximo al montaje de control de arena. | |
| BRPI0701350B1 (pt) | Sistema e método de completação para implementação em poços de hidrocarbonetos | |
| BRPI0917639B1 (pt) | Aparelho utilizável em um poço, e método utilizável em um poço. |
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): AM BY KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| 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 |
|
| 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 |