EA032814B1 - Способ и устройство получения данных скважины в режиме реального времени - Google Patents

Способ и устройство получения данных скважины в режиме реального времени Download PDF

Info

Publication number
EA032814B1
EA032814B1 EA201590465A EA201590465A EA032814B1 EA 032814 B1 EA032814 B1 EA 032814B1 EA 201590465 A EA201590465 A EA 201590465A EA 201590465 A EA201590465 A EA 201590465A EA 032814 B1 EA032814 B1 EA 032814B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pipe
magnetic
casing
generating device
section
Prior art date
Application number
EA201590465A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201590465A1 (ru
Inventor
Уильям Браун-Керр
Брюс Германн Форсит Макгариан
Original Assignee
Халлибертон Мэньюфэкчуринг Энд Сервисез Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Халлибертон Мэньюфэкчуринг Энд Сервисез Лимитед filed Critical Халлибертон Мэньюфэкчуринг Энд Сервисез Лимитед
Publication of EA201590465A1 publication Critical patent/EA201590465A1/ru
Publication of EA032814B1 publication Critical patent/EA032814B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • E21B47/092—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes by detecting magnetic anomalies
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B47/14—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 using acoustic waves
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
    • G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, и соответствующему скважинному устройству. Изобретение также относится к скважинному прибору, предназначенному для указанного применения. В примере реализации изобретения представлен способ получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, включающий следующие этапы: установка в стволе (12) скважины обсадной трубы (18), содержащей по меньшей мере одну немагнитную секцию (38) трубы; измерение по меньшей мере одного параметра скважины на участке (43), находящемся снаружи обсадной трубы, с использованием по меньшей мере одного датчика (40, 42), связанного с немагнитной секцией трубы; позиционирование устройства (44) генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы и приведение указанного устройства в действие для установления индуктивной связи устройства по меньшей мере с одним датчиком; передача данных, касающихся, по меньшей мере, измеренного параметра, сквозь немагнитную секцию трубы на устройство генерирования магнитного поля при помощи индуктивной связи; и передача на поверхность данных, полученных по меньшей мере от одного датчика, с использованием устройства (46) генерирования импульсов давления флюида, связанного с устройством генерирования магнитного поля.

Description

Изобретение относится к способу получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, и соответствующему скважинному устройству. Изобретение также относится к скважинному прибору, предназначенному для указанного применения. В частности, среди прочего, настоящее изобретение относится к способу получения в режиме реального времени данных на участке, расположенном с наружной стороны обсадной трубы, установленной в стволе скважины, и передачи указанных данных на поверхность.
В отрасли разведки и добычи нефти и газа скважинные флюиды, содержащие нефть и (или) газ извлекают на поверхность через скважину, бурение которой осуществляют с поверхности. Для облицовки стенок скважины применяются металлические трубы, которые в данной отрасли называют обсадными трубами. Обсадная труба выполняет различные функции, в том числе крепление породных формаций, в которых было выполнено бурение; предотвращение нежелательного проникновения флюида в скважину и из скважины; и образование канала, по которому могут быть проведены другие трубы и скважинные приборы.
Колонна обсадных труб содержит секции труб, торцы которых соединены между собой. Обычно бурение скважины выполняется до достижения первой глубины и в пробуренной скважине устанавливается колонна обсадных труб первого диаметра. Колонна обсадных труб проходит по пробуренной скважине до поверхности, где заканчивается на устьевом оборудовании. Установленная колонна обсадных труб закрепляется на месте посредством закачивания цемента вниз по колонне обсадных труб и далее в кольцевое пространство между наружной поверхностью колонны обсадных труб и внутренней поверхностью пробуренной скважины.
После проведения соответствующего тестирования строительство скважины обычно продолжается до достижения второй глубины, причем бурение последующего участка скважины меньшего диаметра предусматривает разбуривание цементной пробки в нижней части первого участка скважины, имеющего больший диаметр. На указанном последующем участке скважины устанавливается вторая колонна обсадных труб меньшего диаметра, проходящая внутри первой колонны обсадных труб до устья скважины. Затем также выполняется цементирование на месте установленной второй колонны обсадных труб. Данный процесс повторяют по мере необходимости до получения скважины требуемой глубины, которая обеспечивает доступ к формациям, содержащим углеводороды (нефть и(или) газ). Часто обсадные трубы не проводят до устья скважины, а закрепляют и подвешивают (или закрепляют на подвеске) на предшествующей секции обсадных труб. Такие трубы в данной отрасли обычно называют хвостовиками. Установленный хвостовик аналогичным образом цементируется на месте в пробуренной скважине.
В случае использования хвостовика между верхом хвостовика и колонной обсадных труб устанавливается герметизирующее приспособление, называемое пакером. Пакер такого типа в данной отрасли обычно называют пакером верха хвостовика. Данный пакер обеспечивает герметизацию кольцевого пространства между наружной стенкой хвостовика, внутренней стенкой колонны обсадных труб большего диаметра, внутри которой размещается хвостовик, и верхней поверхностью цемента, поданного в скважину для герметизации хвостовика. Пакер спускается в скважину на хвостовике или устанавливается отдельно и содержит герметизирующий элемент, который при деформации смещается наружу в поперечном направлении и прижимается к стенке колонны обсадных труб, обеспечивая герметизацию. Деформация герметизирующего элемента обычно достигается посредством приложения механического усилия, например сжатия герметизирующего элемента в продольном направлении в результате воздействия на пакер определенной массы.
Получение данных, подтверждающих, что пакер установлен правильно, находится под соответствующим механическим воздействием и, следовательно, обеспечивает требуемую герметизацию, является сложной задачей. В прошлом единственным способом оценки правильности установки пакера был контроль с поверхности массы, воздействующей на пакер, т.е. нагрузки, приложенной к пакеру в продольном направлении для обеспечения смещения герметизирующего элемента наружу в поперечном направлении. Однако масса, индицируемая на поверхности, часто не соответствует массе, воздействующей на пакер, который может быть размещен в скважине на много сотен метров ниже поверхности. Данная проблема усугубляется в наклонных скважинах, в которых сложно обеспечить приложение к пакеру требуемого воздействия массы. В известных системах единственным показателем неправильной установки пакера являлось обнаружение средствами, размещенными на поверхности, неожиданной утечки или падения давления, например, во время опрессовки хвостовика с целью контроля герметичности конструкции. Аналогичные проблемы возникали также при выполнении других операций строительства скважин, в процессе реализации которых сложно было получить данные, касающиеся конкретной операции.
В международной публикации № WO 2010/079327 описано устройство и способ контроля давления снаружи колонны обсадных труб скважины, в соответствии с которым снаружи немагнитной секции обсадной трубы размещен блок беспроводного датчика, а внутри обсадной трубы предусмотрен внутренний источник энергии датчика. Блок датчика содержит датчики, предназначенные для измерения давления и(или) температуры окружающей среды, а обмен данными между блоком датчика и источником энергии осуществляется с использованием методов модуляции электромагнитного излучения. Устройство, описанное в документе № WO 2010/079327, имеет недостаток, заключающийся в том, что для его
- 1 032814 функционирования требуется электрический кабель, проходящий до поверхности, который используется как для подачи питания на источник энергии, так и для передачи измеренных значений давления и(или) температуры на поверхность. Это приводит к возникновению значительных проблем, в частности, охватывающих необходимость хранения на поверхности кабеля значительной длины в условиях недостатка свободного пространства (особенно на морских буровых установках); необходимость прокладки кабеля на поверхности через устье и по длине скважины; необходимость надежного крепления кабеля к трубам, установленным в скважине; и наличие существенного риска повреждения кабеля в результате контакта с компонентами скважины или трубами.
Настоящее изобретение направлено на устранение или уменьшение воздействия по меньшей мере одного из недостатков, указанных выше.
В соответствии с первым аспектом изобретения предлагается способ получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, который включает следующие этапы:
установка в стволе скважины обсадной трубы, которая содержит по меньшей мере одну немагнитную секцию;
измерение по меньшей мере одного параметра скважины на участке, размещенном снаружи обсадной трубы, с использованием по меньшей мере одного датчика, связанного с немагнитной секцией трубы;
позиционирование устройства генерирования магнитного поля внутри немагнитной секции трубы и приведение указанного устройства в действие с целью установления индуктивной связи указанного устройства по меньшей мере с одним датчиком;
передача данных, касающихся, по меньшей мере, измеренного параметра, через немагнитную секцию трубы на устройство генерирования магнитного поля при помощи индуктивной связи; и передача на поверхность данных, полученных по меньшей мере от одного датчика, при помощи устройства генерирования импульсов давления флюида, связанного с устройством генерирования магнитного поля.
Способ по настоящему изобретению в сравнении с известными способами имеет значительные преимущества, состоящие в том, что исключается необходимость проведения на поверхность кабеля для подачи питания и передачи данных. В соответствии с указанным способом данные, полученные по меньшей мере от одного датчика, передаются на поверхность при помощи устройства генерирования импульсов давления флюида.
Операции строительства скважины могут предусматривать или не предусматривать установку в скважине обсадных труб. Обсадные трубы могут быть заякорены в скважине при помощи известных средств, содержащих подвеску и герметизирующее приспособление, такое как пакер. Строительство скважины может предусматривать или включать установку герметизирующего приспособления, такого как пакер. Герметизирующее приспособление может быть связано с обсадными трубами или предоставляться совместно с указанными трубами. Г ерметизирующее приспособление может быть расположено в кольцевом пространстве, образованном между наружной поверхностью обсадных труб и внутренней поверхностью ствола скважины, или между наружной поверхностью указанных труб и внутренней поверхностью другой обсадной трубы, в которой размещены указанные трубы. Немагнитная секция трубы может быть предусмотрена в составе герметизирующего приспособления и, в частности, может представлять собой внутренний трубчатый компонент герметизирующего элемента, предназначенный для соединения герметизирующего элемента со смежными секциями обсадной трубы. Компоненты и трубы, в том числе компоненты пакера (такие как внутренний трубчатый элемент), устанавливаемые в сероводородных скважинах с высоким содержанием сероводорода (H2S), обычно изготавливаются из металлических сплавов, устойчивых к коррозионному воздействию сероводорода H2S. Эти металлические сплавы обычно являются немагнитными. В то же время смежные секции обсадных труб могут быть изготовлены из магнитного материала (такого как сталь), отличающегося от материалов, используемых в сероводородных скважинах.
По меньшей мере один датчик может быть предназначен для измерения давления, а если операции строительства скважины предусматривают установку в кольцевом пространстве герметизирующего приспособления, то датчик может быть предназначен для измерения давления на участке кольцевого пространства, находящемся ниже герметизирующего приспособления или со стороны забоя скважины. Снижение давления, измеренного датчиком в реальном времени, может указывать на наличие утечки в области герметизирующего приспособления и, соответственно, на ненадлежащую установку герметизирующего приспособления. По меньшей мере один датчик может быть предназначен для измерения температуры. Предложенный способ может включать этапы измерения по меньшей мере двух различных параметров с использованием различных датчиков и может предусматривать измерение давления, температуры и(или) по меньшей мере одного дополнительного параметра.
Предложенный способ может включать следующие этапы: установка устройства генерирования магнитного поля и устройства генерирования импульсов давления флюида на колонне труб или в колонне труб, которая может представлять собой спускную или рабочую колонну; обеспечение разъемного соединения колонны труб с обсадными трубами; спуск обсадных труб и указанных устройств в скважину
- 2 032814 при помощи колонны труб; позиционирование обсадных труб в стволе скважины; отсоединение колонны труб от обсадных труб; и затем позиционирование устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы. Перед отсоединением колонны труб обсадные трубы могут быть заякорены в скважине. Спускная или рабочая колонна может быть составлена из гибких труб.
Указанное выше позиционирование устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы означает, что данное устройство размещается в пределах длины немагнитной секции трубы и дополнительно означает, что ни один компонент устройства (или по меньшей мере катушка устройства) не находится за пределами указанной секции трубы и(или) что устройство генерирования магнитного поля находится в положении, обеспечивающем возможность установления индуктивной связи по меньшей мере с одним датчиком.
Немагнитная секция трубы может быть соединена со смежными секциями обсадных труб, изготовленными из магнитного материала, при помощи соответствующих муфт или соединителей. Немагнитная секция трубы может быть соединена со смежными секциями труб при помощи соединителей типа ниппеля с наружной резьбой и муфт с внутренней резьбой. Немагнитная секция трубы может представлять собой вставку, на торцах которой предусмотрены соединители типа муфты с внутренней резьбой, которые соединяются с соединителями типа ниппеля с наружной резьбой, предусмотренными на смежных секциях трубы. Немагнитная секция трубы может быть предусмотрена совместно с магнитной секцией трубы, содержащей такие соединители, или в ее составе и может быть, например, приварена к магнитной секции трубы.
Предложенный способ может включать этап извлечения устройства генерирования магнитного поля из немагнитной секции трубы после передачи данных на поверхность. Выполнение данного этапа может быть необходимым для обеспечения возможности осуществления последующих операций строительства скважины. Устройство генерирования магнитного поля может быть извлечено на поверхность или перемещено за пределы немагнитной секции трубы, но оставаться в скважине (выше/по направлению к устью скважины или ниже/по направлению к забою скважины относительно немагнитной секции трубы).
Колонна труб может содержать муфту, предназначенную для обеспечения разъемного соединения колонны труб с обсадными трубами, причем муфта может быть предусмотрена на нижнем или направленном к забою конце колонны труб.
Устройство генерирования магнитного поля может быть размещено выше муфты или по направлению к устью скважины относительно муфты. Во время спуска колонны в скважину устройство генерирования магнитного поля может быть размещено за пределами немагнитной секции трубы, а после отсоединения колонны труб от обсадных труб устройство генерирования магнитного поля может быть перемещено относительно обсадных труб из положения за пределами немагнитной секции трубы внутрь немагнитной секции трубы. После позиционирования в немагнитной секции трубы устройство генерирования магнитного поля может быть приведено в действие с целью установления индуктивной связи устройства по меньшей мере с одним датчиком и получения данных. Затем колонна труб может быть извлечена на поверхность, а работы по строительству скважины продолжены.
Указанное выше позиционирование устройства генерирования магнитного поля за пределами немагнитной секции трубы означает, что данное устройство размещается в скважине (дополнительно может размещаться в обсадной трубе) таким образом, что ни один компонент устройства (или, по меньшей мере, катушка устройства) не находится в пределах немагнитной секции трубы и (или) что устройство генерирования магнитного поля находится в положении, в котором установление индуктивной связи по меньшей мере с одним датчиком является невозможным.
Предложенный способ может включать этапы позиционирования обсадных труб в стволе скважины и использования обсадных труб (или компонента, связанного с обсадными трубами или предусмотренного на указанных трубах) в качестве базового элемента для отсчета последующего перемещения устройства генерирования магнитного поля в требуемое положение в немагнитной секции трубы. Такая возможность обусловлена тем, что перед спуском в скважину обсадных труб расстояние в продольном направлении между устройством генерирования магнитного поля и немагнитной секцией трубы является известным. После позиционирования и заякоривания в скважине обсадные трубы могут использоваться в качестве базового элемента для отсчета перемещения устройства генерирования магнитного поля. Это обусловлено тем, что немагнитная секция трубы является фактически фиксированной в продольном направлении и, таким образом, необходимо только переместить устройство генерирования магнитного поля на известное расстояние в продольном направлении для позиционирования данного устройства в немагнитной секции трубы. Такая возможность обеспечивается в результате спуска обсадных труб совместно с устройством генерирования магнитного поля и позволяет исключить существенную проблему, связанную с оценкой глубины от поверхности, которая возникает в случае отдельного спуска обсадных труб и устройства генерирования магнитного поля.
Предложенный способ может включать этап нанесения метки, такой как по меньшей один профильный элемент (утолщение или углубление/паз) или маркировка на обсадной трубе, индицирующая на поверхности положение устройства генерирования магнитного поля в обсадной трубе. Это может быть
- 3 032814 особенно полезным в наклонной скважине, в которой индицируемая на поверхности длина колонны труб (на которой закреплено устройство генерирования магнитного поля), размещенной в скважине, не соответствует расстоянию в продольном направлении, на которое перемещается в скважине устройство генерирования магнитного поля. Может быть предусмотрено множество меток, разнесенных по длине обсадной трубы, для предоставления последовательности индикаторов положения по мере перемещения устройства.
Позиционирование устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы может включать следующие этапы: приведение в действие устройства генерирования магнитного поля; перемещение указанного устройства относительно обсадной трубы; контроль данных, переданных на поверхность при помощи устройства генерирования импульсов давления флюида; и прекращение перемещения устройства генерирования магнитного поля после идентификации получения данных, касающихся измеренного параметра. Получение этих данных может указывать, что устройство генерирования магнитного поля размещено в немагнитной секции трубы или указанное устройство, по меньшей мере, размещено в положении, в котором обеспечивается возможность установления индуктивной связи по меньшей мере с одним датчиком. Реализация данного этапа может быть особенно эффективной, если устройство генерирования магнитного поля требуется разместить в немагнитной секции трубы в процессе выполнения отдельной или последующей операции спуска в скважину. Например, после получения данных и извлечения устройства генерирования магнитного поля из скважины может потребоваться выполнение последующего спуска устройства в скважину с целью получения текущих данных по меньшей мере от одного датчика. В другом варианте может оказаться невозможным спустить устройство генерирования магнитного поля в скважину совместно с обсадной трубой, например, если допуски или зазоры в скважине в поперечном направлении не позволяют выполнить такую операцию. Для спуска устройства генерирования магнитного поля в скважину вместо колонны труб, например, в скважинах, не имеющих наклона ствола, можно использовать электрический кабель (или возможно канат, связанный с узлом, имеющим встроенную память). Для спуска устройства генерирования магнитного поля можно применить гибкие трубы.
Предложенный способ может включать следующие этапы: установка в стволе скважине первой обсадной трубы, имеющей первую немагнитную секцию трубы и по меньшей мере один датчик, связанный с указанной секцией; и установка второй обсадной трубы (наружный диаметр которой меньше внутреннего диаметра первой обсадной трубы), размещенной в первой обсадной трубе, причем вторая обсадная труба имеет вторую немагнитную секцию трубы и по меньшей мере один датчик, связанный с указанной секцией. Такая конструкция может иметь место при использовании в скважине концентрических колонн обсадных труб и (или) при установке в скважине обсадной колонны-хвостовика, закрепленной на колонне обсадных труб. Предложенный способ может включать этап совмещения в продольном направлении второй немагнитной секции трубы с первой немагнитной секцией трубы или в пределах первой немагнитной секции трубы (в пределах рабочего допуска, приемлемого для устройства генерирования магнитного поля). Приемлемый допуск может составлять примерно I фут (~30 см). Предложенный способ может включать следующие этапы: измерение по меньшей мере одного параметра скважины на участке, размещенном снаружи первой обсадной трубы; измерение по меньшей мере одного параметра на участке, размещенном снаружи второй обсадной трубы и внутри первой обсадной трубы; и передача данных, касающихся указанных параметров, на устройство генерирования магнитного поля, размещенное внутри второй немагнитной секции трубы. Таким образом, данные могут быть получены через стенки нескольких обсадных труб с использованием одного устройства генерирования магнитного поля. Предложенный способ может включать этапы установки в скважине по меньшей мере одной дополнительной обсадной трубы, размещенной внутри второй обсадной трубы, и позиционирования устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы наименьшего диаметра.
Обсадные трубы могут содержать множество немагнитных секций трубы, каждая из которых связана по меньшей мере с одним соответствующим датчиком. Такая конструкция может обеспечить возможность получения данных, касающихся параметров скважины, на участках, разнесенных на определенные интервалы по длине ствола скважины.
Предложенный способ может включать этап предоставления скважинного источника питания, предназначенного для питания устройства генерирования магнитного поля и (или) устройства генерирования импульсов давления флюида. Скважинный источник питания может предусматривать аккумулирование энергии и может представлять собой аккумуляторную батарею или аналогичное устройство. Скважинный источник питания может содержать двигатель или турбину, приводимую в действие флюидом, которая может быть связана с генератором, предназначенным для генерирования электроэнергии в скважине, причем двигатель или турбина приводятся в действие флюидом, который закачивается в скважину по обсадной трубе.
По меньшей мере один датчик может быть связан с немагнитной секцией трубы или установлен на стенке или в стенке немагнитной секции трубы. Таким образом, обеспечивается беспрепятственный опрос указанного датчика устройством генерирования магнитного поля после его позиционирования в немагнитной секции трубы.
- 4 032814
Индуктивная связь может быть обеспечена посредством установки катушки в устройстве генерирования магнитного поля и катушки, связанной по меньшей мере с одним датчиком, которая может быть прикреплена или установлена на стенке или в стенке немагнитной секции трубы. Таким образом, магнитное поле, генерированное устройством генерирования магнитного поля, обеспечивает индуктивную связь между катушкой устройства и катушкой, связанной с датчиком. Передача данных может осуществляться посредством модулирования магнитного поля. Устройство генерирования магнитного поля может обеспечивать генерирование переменного магнитного поля посредством подачи через катушку устройства переменного тока и соответствующего наведения переменного электрического тока в катушке, связанной по меньшей мере с одним датчиком.
Расстояние в продольном направлении, которое упоминалось ранее, может представлять собой расстояние между средней точкой по длине устройства генерирования магнитного поля и средней точкой немагнитной секции трубы, расстояние в продольном направлении между торцами указанного устройства и немагнитной секции трубы или расстояние между катушками устройства и указанной секции трубы.
Предложенный способ может включать этап предоставления скважинного источника питания, предназначенного для питания по меньшей мере одного датчика (и дополнительно любого оборудования, связанного с датчиком). Скважинный источник питания может предусматривать аккумулирование энергии и может представлять собой аккумуляторную батарею или аналогичное устройство. В дополнительном или альтернативном варианте питание по меньшей мере одного датчика (и дополнительно любого оборудования, связанного с датчиком) может быть реализовано с использованием индуктивной связи, которая обеспечивает наведение электрического тока в катушке, связанной с датчиком/оборудованием.
Данные, касающиеся по меньшей мере одного параметра, могут быть записаны в памяти, связанной по меньшей мере с одним датчиком. Таким образом, после позиционирования устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы могут быть получены предшествующие данные, касающиеся указанного параметра.
В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения предлагается скважинное устройство для получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, содержащее по меньшей мере одну немагнитную секцию трубы, которая может быть представлена как часть обсадной трубы, установленной в стволе скважины;
по меньшей мере один датчик, связанный с немагнитной секцией трубы и предназначенный для измерения по меньшей мере одного параметра скважины на участке, размещенном снаружи обсадной трубы;
устройство генерирования магнитного поля, которое может быть позиционировано в немагнитной секции трубы и может быть приведено в действие с целью установления индуктивной связи указанного устройства по меньшей мере с одним датчиком, так что данные, касающиеся по меньшей мере измеренного параметра, могут быть переданы через немагнитную секцию трубы на устройство генерирования магнитного поля при помощи индуктивной связи; и устройство генерирования импульсов давления флюида, которое может быть связано с устройством генерирования магнитного поля с целью передачи на поверхность данных, полученных по меньшей мере от одного датчика.
Немагнитная секция трубы может являться частью герметизирующего приспособления, такого как пакер, которое может быть соединено с обсадной трубой или поставляться в составе обсадной трубы. Немагнитная секция трубы может представлять собой внутренний трубчатый компонент герметизирующего элемента, предназначенный для соединения герметизирующего элемента со смежными секциями обсадной трубы.
По меньшей мере один датчик может быть предназначен для измерения давления и может быть предназначен для измерения давления на участке в кольцевом пространстве, размещенном ниже герметизирующего приспособления или со стороны забоя скважины. По меньшей мере один датчик может быть предназначен для измерения температуры. Устройство может содержать по меньшей мере два различных датчика, каждый из которых обеспечивает измерение соответствующего отдельного параметра, который может представлять давление, температуру и(или) по меньшей мере один дополнительный параметр.
Устройство генерирования магнитного поля и устройство генерирования импульсов давления флюида могут быть установлены на колонне труб или в колонне труб, которая может представлять собой спускную или рабочую колонну. Колонна труб может быть связана при помощи разъемного соединения с обсадной трубой и может использоваться для спуска обсадной трубы и указанных устройств в скважину. Колонна труб может быть отсоединена от обсадной трубы, в результате чего устройство генерирования магнитного поля может быть позиционировано в немагнитной секции трубы. Вместо колонны труб можно использовать кабель или канат.
Колонна труб может содержать муфту для разъемного соединения колонны с обсадной трубой, причем муфта может быть предусмотрена на нижнем или направленном к забою конце колонны труб. Устройство генерирования магнитного поля может быть расположено выше или по направлению к устью скважины относительно муфты. Устройство генерирования магнитного поля может предусматривать
- 5 032814 возможность размещения за пределами немагнитной секции трубы в процессе спуска в скважину и перемещения относительно обсадной трубы после отсоединения от обсадной трубы из положения за пределами немагнитной секции трубы в положение, находящееся в пределах немагнитной секции трубы. После позиционирования в немагнитной секции трубы устройство генерирования магнитного поля может быть приведено в действие с целью установления индуктивной связи между указанным устройством и по меньшей мере одним датчиком и получения данных.
В немагнитной секции трубы могут быть предусмотрены муфты или соединители для соединения указанной секции со смежными секциями обсадной трубы, которые могут быть изготовлены из магнитного материала. Немагнитная секция трубы может содержать соединители типа ниппеля с наружной резьбой и муфты с внутренней резьбой. Немагнитная секция трубы может представлять собой вставку, на торцах которой предусмотрены соединители типа муфты с внутренней резьбой, которые соединяются с соединителями типа ниппеля с наружной резьбой, предусмотренными на смежных секциях трубы. Немагнитная секция трубы может быть поставлена совместно с магнитной секцией трубы, содержащей такие соединители, или в ее составе и может быть, например, приварена к магнитной секции трубы.
Предложенное устройство может содержать первую немагнитную секцию трубы, которая может быть предусмотрена в составе первой обсадной трубы, и по меньшей мере один датчик, связанный с указанной секцией трубы; и вторую немагнитную секцию трубы, которая может быть предусмотрена в составе второй обсадной трубы, и по меньшей мере один датчик, связанный с указанной секцией трубы (наружный диаметр второй трубы меньше внутреннего диаметра первой трубы). Данные, касающиеся параметров, измеренных соответствующими датчиками, могут быть переданы на поверхность при помощи устройства генерирования магнитного поля, которое может быть размещено во второй немагнитной секции трубы.
Предложенное устройство может содержать множество немагнитных секций трубы, каждая из которых связана по меньшей мере с одним соответствующим датчиком. Немагнитные секции трубы могут быть разнесены на известные интервалы в продольном направлении по длине обсадной трубы, чтобы обеспечить возможность индикации положения устройства генерирования магнитного поля в обсадной трубе. Каждая немагнитная секция трубы может иметь уникальную характеристику, которая позволяет идентифицировать конкретную секцию на поверхности. Например, каждая секция может иметь определенную длину. По меньшей мере одна секция трубы может содержать по меньшей мере две немагнитные секции, размещенные с двух сторон магнитной секции трубы. Наличие магнитной секции трубы, ее длина и (или) количество магнитных секций трубы могут обеспечивать идентификацию конкретной секции. Такая конструкция может использоваться, например, если требуется проверить позиционирование устройства генерирования магнитного поля в скважине на требуемой глубине.
Предложенное устройство может содержать скважинный источник питания, предназначенный для питания устройства генерирования магнитного поля и (или) устройства генерирования импульсов давления флюида. Скважинный источник питания может предусматривать аккумулирование энергии и может представлять собой аккумуляторную батарею или аналогичное устройство. Скважинный источник питания может содержать двигатель или турбину, приводимую в действие флюидом, которая может быть связана с генератором, предназначенным для генерирования электроэнергии в скважине, причем двигатель или турбина приводятся в действие флюидом, который закачивается в скважину по обсадной трубе.
По меньшей мере один датчик может быть прикреплен к немагнитной секции трубы или установлен на стенке или в стенке немагнитной секции трубы. Между катушкой устройства генерирования магнитного поля и катушкой, связанной по меньшей мере с одним датчиком, которая может быть прикреплена или установлена на стенке или в стенке немагнитной секции трубы, может быть установлена индуктивная связь. Передача данных может осуществляться посредством модулирования магнитного поля. Устройство генерирования магнитного поля может обеспечивать генерирование переменного магнитного поля посредством подачи переменного тока через катушку устройства и соответствующего наведения переменного электрического тока в катушке, связанной по меньшей мере с одним датчиком.
Предложенное устройство может содержать скважинный источник питания, предназначенный для питания по меньшей мере одного датчика (и дополнительно любого оборудования, связанного с датчиком). Скважинный источник питания может предусматривать аккумулирование энергии и может представлять собой аккумуляторную батарею или аналогичное устройство. В дополнительном или альтернативном варианте питание по меньшей мере одного датчика (и дополнительно любого оборудования, связанного с датчиком) может быть реализовано с использованием индуктивной связи, которая обеспечивает наведение электрического тока в катушке, связанной с датчиком/оборудованием.
Предложенное устройство может содержать память, связанную по меньшей мере с одним датчиком и предназначенную для хранения данных, касающихся по меньшей мере одного параметра.
Устройство генерирования импульсов давления флюида может представлять собой устройство, описанное в международной публикации № WO 2011/004180.
Немагнитная секция трубы может быть изготовлена из металла или сплава металлов и может быть выполнена из аустенитного никель-хромового жаропрочного сплава, такого как сплав, представленный на рынке под товарным знаком INCONEL.
- 6 032814
Дополнительные признаки устройства в соответствии со вторым аспектом изобретения могут быть определены при рассмотрении или со ссылкой на способ в соответствии с первым аспектом изобретения.
В соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения предлагается скважинный прибор для получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, содержащий устройство генерирования магнитного поля, которое может быть позиционировано в немагнитной секции обсадной трубы, установленной в стволе скважине; и устройство генерирования импульсов давления флюида, связанное с устройством генерирования магнитного поля;
в котором устройство генерирования магнитного поля селективно приводится в действие с целью установления индуктивной связи указанного устройства по меньшей мере с одним датчиком, связанным с немагнитной секцией трубы, который предназначен для измерения по меньшей мере одного параметра скважины на участке, размещенном снаружи обсадной трубы, причем данные, касающиеся по меньшей мере одного измеренного параметра, передаются через немагнитную секцию трубы при помощи индуктивной связи;
и в котором устройство генерирования импульсов давления флюида предназначено для передачи на поверхность данных, полученных по меньшей мере от одного датчика.
Дополнительные признаки компонентов скважинного прибора в соответствии с третьим аспектом изобретения, подобных компонентам скважинного устройства в соответствии со вторым аспектом изобретения, могут быть определены при рассмотрении или со ссылкой на указанный второй аспект изобретения.
Далее в качестве примера представлено описание вариантов реализации настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые графические материалы.
На фиг. 1 представлен схематический продольный вид в разрезе скважинного устройства для получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения, иллюстрирующий этап способа, осуществляемого с использованием указанного устройства;
на фиг. 2 и 3 - виды устройства, указанного на фиг. 1, иллюстрирующие последующие этапы реализации способа;
на фиг. 4 - схематический продольный вид в разрезе скважинного устройства для получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, в соответствии с другим вариантом реализации настоящего изобретения, иллюстрирующий этап способа, осуществляемого с использованием указанного устройства.
На фиг. 1 представлен схематический продольный вид в разрезе скважинного устройства для получения в режиме реального времени данных, касающихся строительства скважины, в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения, причем устройство, в общем, обозначено позицией 10. Устройство 10 размещено в стволе 12 скважины, которая была пробурена с поверхности и облицована обсадными трубами в виде колонны 14 обсадных труб. Колонна 14 обсадных труб зацементирована на месте, как указано позицией 16, с использованием способа, хорошо известного в данной отрасли.
Операция строительства скважины, которую иллюстрирует фиг. 1, заключается в установке следующей обсадной трубы в виде хвостовика 18 в колонне 14 обсадных труб. Хвостовик 18 проходит в открытую (необсаженную) часть ствола 12 скважины, которая не показана на фигурах. Хвостовик 18 содержит устройство, называемое подвеской 20 хвостовика, которое включает в себя множество клиньев или колодок 22, имеющих зазубренные поверхности 24. При приведении в действие подвески 20 хвостовика клинья 22 смещаются наружу в поперечном направлении, в результате чего зазубренные поверхности 24 входят в зацепление с внутренней поверхностью 26 колонны 14 обсадных труб с использованием способа, известного в данной области техники. Это обеспечивает подвеску и, таким образом, хвостовик 18 висит на колонне 14 обсадных труб. Кроме того, на верхнем конце 30 хвостовика 18 предусмотрено герметизирующее приспособление в форме пакера 28, содержащего деформируемый герметизирующий элемент 32, который смещается наружу в поперечном направлении до получения герметичного контакта с внутренней поверхностью 26 колонны 14 обсадных труб с использованием способа, также известного в данной области техники. Это достигается посредством приложения к герметизирующему элементу 32 усилия сжатия, направленного в продольном направлении. Хвостовик 18 спускают в ствол 12 скважины на колонне 34 труб, которая называется рабочей колонной или спускной колонной хвостовика и связана разъемным соединением с хвостовиком 18 при помощи муфты 36, известной в данной области техники. Таким образом, во время спуска в ствол 12 скважины хвостовик 18 подвешен на рабочей колонне 34. Затем приводится в действие подвеска 20 хвостовика и пакер 28 для подвешивания хвостовика 18 на колонне 14 обсадных труб и герметизации пространства между хвостовиком и колонной обсадных труб, как показано на фиг. 2. В процессе выполнения указанной операции строительства скважины скважинное устройство 10 и способ по изобретению предоставляют преимущество, которое описано далее.
В данной отрасли известно, что колонна 14 обсадных труб и хвостовик 18 обычно изготавливают из черного металла и, следовательно, магнитного материала, такого как сталь. Это является справедливым для большинства ситуаций, за исключением случаев строительства сероводородных скважин с высо
- 7 032814 ким содержанием сероводорода (H2S). Устройство 10 обычно содержит по меньшей мере одну немагнитную секцию 38 трубы, которая предусмотрена в составе хвостовика 18, установленного в стволе 12 скважины. Обычно секция 38 изготавливается из металла или сплава металлов и может быть выполнена из аустенитного никель-хромового жаропрочного сплава, такого как сплав, представленный на рынке под товарным знаком INCONEL. Однако очевидно, что может использоваться широкий набор других материалов. Устройство 10 также содержит по меньшей мере один датчик, связанный с немагнитной секцией 38 трубы, а в представленном варианте реализации изобретения указанное устройство содержит датчик 40 давления и датчик 42 температуры. Датчики 40 и 42 предназначены для измерения параметров скважины (давления и температуры) на участке, размещенном снаружи хвостовика 18, и в представленном варианте реализации изобретения указанные датчики предназначены для измерения давления и температуры в кольцевом пространстве 43, образованном между хвостовиком 18 и внутренней поверхностью 26 колонны 14 обсадных труб. Устройство 44 генерирования магнитного поля предусмотрено в рабочей колонне 34 и может быть позиционировано в немагнитной секции 38 трубы. На фиг. 1 показано устройство 44 генерирования магнитного поля в положении за пределами немагнитной секции 38 трубы. При приведении в действие устройство 44 обеспечивает установление индуктивной связи между устройством 44 и датчиками 40 и 42 давления и температуры. Это позволяет осуществить передачу в режиме реального времени данных, касающихся измеренных параметров (давления и температуры), через немагнитную секцию 38 трубы на устройство 44 с использованием индуктивной связи. Таким образом, в режиме реального времени может быть обеспечена обратная связь, касающаяся выполнения работ по строительству скважины. Устройство 10 также содержит устройство 46 генерирования импульсов давления флюида, связанное с устройством 44 генерирования магнитного поля и предназначенное для передачи на поверхность данных, полученных от датчиков 40 и 42. Такая структура обеспечивает исключение необходимости проведения к поверхности кабеля для целей передачи данных.
Скважинное устройство 10 и способ по настоящему изобретению далее описаны более подробно со ссылкой также на фиг. 3, на которой представлен вид, аналогичный виду, изображенному на фиг. 1 и 2, но с указанием устройства 44 генерирования магнитного поля в немагнитной секции 38 трубы.
Как указано выше, подвеска 20 используется для подвешивания хвостовика 18 на колонне 14 обсадных труб, а пакер 28 предназначен для герметизации хвостовика 18 относительно внутренней поверхности 26 колонны 14 обсадных труб. Хвостовик 18 обычно цементируется в стволе 12 скважины аналогично колонне 14 обсадных труб, причем цемент подается вверх по кольцевому пространству 43 до участка под подвеской 20. Пакер 28 обеспечивает герметизацию части кольцевого пространства 43 между герметизирующим элементом 32 и верхней или направленной в сторону устья скважины поверхностью цемента (не показана). Таким образом, пакер 28 предотвращает движение флюидов по кольцевому пространству 43 через герметизирующий элемент 32.
Устройство 10 используется для получения в режиме реального времени данных, касающихся позиционирования хвостовика 18, и, в частности, для получения данных давления флюида в кольцевом пространстве 43 под пакером 28. Снижение со временем измеренного значения давления флюида в кольцевом пространстве 43 может указывать на наличие канала утечки через герметизирующий элемент 32 пакера 28, возможно, вследствие неправильной установки пакера 28. Такая ситуация может возникнуть при недостаточном воздействии на пакер 28 приложенной массы, обеспечивающей смещение герметизирующего элемента 32 наружу в поперечном направлении и прижим к внутренней поверхности 26 колонны 14 обсадных труб. Эта проблема может быть особенно серьезной для наклонных скважин.
Как проиллюстрировано на фиг. 1-3, способ, осуществляемый с использованием скважинного устройства 10, предусматривает спуск хвостовика 18 в скважину на рабочей колонне 34 (фиг. 1), позиционирование хвостовика 18 в колонне 14 обсадных труб (фиг. 2), отсоединение рабочей колонны 34 от хвостовика 18 посредством расцепления или разъединения муфты 36, а затем спуск рабочей колонны 34 для перемещения устройства 44 генерирования магнитного поля вниз в продольном направлении до положения, соответствующего размещению в немагнитной секции 38 трубы (фиг. 3).
В соответствии с информацией, представленной в публикации WO 2010/079327, которая включена в настоящий документ посредством ссылки, устройство 44 генерирования магнитного поля содержит катушку 48, через которую проходит переменный ток (AC), создающий переменное магнитное поле, которое проникает сквозь стенку 50 немагнитной секции 38 трубы. Параметры передачи переменного электромагнитного поля определяются толщиной скин-слоя или скин-эффектом материала, который зависит от частоты сигнала. Толщину скин-слоя (δ) можно определить с использованием упрощенного уравнения
где μ и σ - магнитная проницаемость и проводимость материала соответственно, а / - частота.
Для примера далее представлены данные зависимости от частоты характеристик стали двух различных марок.
- 8 032814
Немагнитная сталь Черный металл
316 ST37
Частота Толщина скин-слоя, мм Толщина скин-слоя, мм
40 68,5 1,4
50 61,3 1,3
70 51,8 1,1
100 43,3 0,9
200 30,6 0,6
300 25,0 0,5
500 19,4 0,4
1000 13,7 0,3
Как указано в таблице, в случае необходимости передачи сигнала через металлический барьер предпочтительно использовать немагнитную сталь и низкие частоты.
Немагнитная секция 38 трубы содержит соответствующую катушку 52. При воздействии переменного магнитного поля, генерированного устройством 44, в катушке 52 наводится переменный ток. Указанный переменный ток может быть преобразован в постоянный ток (DC), используемый для питания датчиков 40 и 42, а также другого оборудования. Однако для датчиков 40 и 42 может быть предусмотрен альтернативный источник питания, такой как аккумуляторная батарея (не показана), установленная в немагнитной секции 38 трубы. Магнитное поле может быть модулировано (при помощи соответствующих приемопередатчиков) для передачи данных давления и температуры, измеренных датчиками 40 и 42, которые связаны с катушкой 52 соответствующими схемами (не показаны). Например, схема устройства 44 генерирования магнитного поля может предусматривать модулирование генерированного магнитного поля для передачи сигнала, содержащего инструкции относительно передачи данных, касающихся измеренных параметров, на схемы, связанные с датчиками 40 и 42. При получении данного сигнала схема осуществляет модулирование магнитного поля посредством изменения нагрузки в цепи тока, наведенного в катушке 52. Устройство 44 генерирования магнитного поля воспринимает этот сигнал, как показатель измеренных значений давления и температуры. Эти данные далее передаются на поверхность при помощи устройства 46 генерирования импульсов давления флюида посредством подачи последовательности положительных и(или) отрицательных импульсов давления флюида в рабочей колонне 34. Соединение устройства 46 генерирования импульсов давления флюида и устройства 44 генерирования магнитного поля осуществляется при помощи соответствующих схем 54 устройства 44 генерирования магнитного поля, которые связаны с модулем 56 генерирования импульсов устройства 46 генерирования импульсов давления флюида. В этом отношении устройство 46 генерирования импульсов давления флюида соответствует устройству, описанному в международной публикации № WO 2011/004180, поданной заявителем, которая включена в настоящий документ посредством ссылки.
После получения на поверхности данных давления и температуры устройство 44 генерирования магнитного поля может быть извлечено на поверхность посредством поднимания колонны 34 труб из ствола 12 скважины. После этого могут быть продолжены работы по строительству скважины, например перфорирование хвостовика 18, установка эксплуатационной колонны (не показана) и(или) другие типовые операции заканчивания скважины. Однако очевидно, что устройство 44 генерирования магнитного поля может оставаться в стволе 12 скважины и использоваться в процессе выполнения последующих операций строительства скважины. Например, на хвостовике 18 может быть предусмотрена дополнительная немагнитная секция трубы (не показана), размещенная в скважине на большей глубине. Устройство 44 генерирования магнитного поля может быть перемещено вниз и позиционировано в дополнительной немагнитной секции трубы с целью получения данных, измеренных по меньшей мере одним датчиком, связанным с дополнительной немагнитной секцией трубы. Это обеспечивает возможность получения данных на участках, разнесенных на определенные интервалы по длине ствола 12 скважины. Например, перед перфорированием хвостовика 18 может потребоваться получить данные давления и температуры на участке ствола 12 скважины, находящемся вблизи от породных формаций, содержащих скважинные флюиды.
Питание устройства 44 генерирования магнитного поля может осуществляться от встроенного источника питания, такого как аккумуляторная батарея 58, хотя типовые характеристики потребляемой мощности могут требовать применения альтернативного источника питания. Одним из вариантов источника питания может быть скважинный двигатель или турбина, связанная с электрическим генератором (не показан), обеспечивающим питание устройства 44 генерирования магнитного поля. Функционирование такой конструкции обеспечивается подачей в скважину флюида по рабочей колонне 34 для осуществления привода двигателя или турбины.
Ранее в настоящем документе было указано, что устройство 44 генерирования магнитного поля размещается за пределами немагнитной секции 38 трубы. Это означает, что устройство 44 расположено таким образом, что ни одна из частей устройства не находится внутри немагнитной секции 38 и(или)
- 9 032814 устройство 44 генерирования магнитного поля находится в положении, в котором невозможно установление индуктивной связи с датчиками 40 и 42. Обычно устройство 44 генерирования магнитного поля не приводится в действие до перемещения внутрь немагнитной секции 38 трубы. Это обеспечивает преимущества с точки зрения экономии энергии. Однако, как указано ниже, устройство 44 генерирования магнитного поля может быть приведено в действие с целью генерирования магнитного поля до перемещения устройства внутрь немагнитной секции 38 трубы.
В способе, представленном на фиг. 1-3, хвостовик 18 используется в качестве базового элемента для отсчета последующего перемещения устройства 44 генерирования магнитного поля из положения, указанного на фиг. 1, в положение внутри немагнитной секции 38 трубы (фиг. 3). Это обусловлено тем, что расстояние в продольном направлении между устройством 44 генерирования магнитного поля и немагнитной секцией 38 трубы является известным до спуска хвостовика 18 в скважину. Соответственно, после позиционирования и заякоривания хвостовика 18 в стволе 12 скважины (фиг. 2), хвостовик может использоваться в качестве базового элемента для отсчета перемещения устройства 44 генерирования магнитного поля. Возможность такого использования хвостовика связана с тем, что на этом этапе немагнитная секция 38 трубы фактически не перемещается в продольном направлении и, таким образом, необходимо только переместить устройство 44 генерирования магнитного поля на известное расстояние в продольном направлении для позиционирования в немагнитной секции 38 трубы. Данное перемещение обеспечивается в результате спуска хвостовика 18 совместно с устройством 44 генерирования магнитного поля, которое связано с хвостовиком через рабочую колонну 34. Такая процедура обеспечивает исключение существенной сложности, связанной с оценкой глубины от поверхности, которая возникает при отдельном спуске хвостовика 18 и устройства 44 генерирования магнитного поля. Указанное расстояние в продольном направлении может представлять собой расстояние между средней точкой 60 длины устройства 44 генерирования магнитного поля и средней точкой 62 длины немагнитной секции 38 трубы, которое на фиг. 2 указано размерной линией L.
Однако, как указано выше, устройство 44 генерирования магнитного поля может быть приведено в действие до перемещения указанного устройства относительно хвостовика 18 и, таким образом, указанное устройство фактически используется для определения положения немагнитной секции 38 трубы. В этом случае выполняется контроль данных, передаваемых на поверхность при помощи устройства 46 генерирования импульсов давления флюида, и при получении данных, касающихся давления и температуры, измеренных датчиками 40 и 42, перемещение устройства 44 генерирования магнитного поля прекращается. Перемещение прекращается, поскольку прием данных указывает, что устройство 44 генерирования магнитного поля размещено в немагнитной секции 38 трубы или, по меньшей мере, устройство 44 генерирования магнитного поля находится в положении, обеспечивающем установление индуктивной связи с датчиками 40 и 42. Такая процедура является особенно эффективной, если устройство 44 генерирования магнитного поля требуется разместить в немагнитной секции 38 трубы при выполнении отдельной или последующей операции спуска в скважину. Например, может оказаться невозможным выполнить спуск устройства 44 генерирования магнитного поля в ствол 12 скважины совместно с хвостовиком 18, если допуски или зазоры между колонной 14 обсадных труб и хвостовиком 18 в поперечном направлении не позволяют осуществить эту операцию. В другом или альтернативном варианте может потребоваться получить от датчиков 40 и 42 новые данные, соответствующие более поздней дате, например для контроля герметичности пакера 28. Поскольку рабочая колонна 34, на которой было закреплено устройство 44 генерирования магнитного поля, была извлечена после завершения работ по строительству скважины, то потребуется осуществить повторный спуск колонны в ствол 12 скважины. Процедура, описанная выше, упрощает выполнение данной операции.
На фиг. 4 указан вариант способа, представленного и рассмотренного выше со ссылкой на фиг. 1-3, в котором используется скважинное устройство 10a в соответствии с другим вариантом реализации изобретения. Компоненты устройства 10a, аналогичные компонентам устройства 10, указанного на фиг. 1-3, обозначены одинаковыми позициями с добавлением буквы a. Далее представлено описание единственного основного отличия между устройством 10a и устройством 10, указанным на фиг. 1-3.
В данном варианте реализации изобретения указан ствол 12a скважины, в котором установлена и зацементирована на месте, как указано позицией 16a, первая обсадная труба, представленная первой колонной 14a обсадных труб. Затем в первой колонне 14a обсадных труб была размещена вторая колонна 64 обсадных труб меньшего диаметра, проходящая до устья скважины на поверхности (не показано), таким же образом, как колонна 14a обсадных труб. Наконец, во второй колонне 64 размещен хвостовик 18a, причем на фиг. 4 представлены операции строительства скважины, связанные с позиционированием хвостовика 18a.
Вторая колонна 64 обсадных труб содержит немагнитную секцию 66 трубы, которая представляет собой первую такую секцию устройства 10a. В устройстве предусмотрен по меньшей мере один датчик, связанный с немагнитной секцией 66 трубы, а в представленном варианте реализации изобретения предусмотрены датчики давления и температуры 68 и 70. Хвостовик 18a, имеющий наружный диаметр меньший внутреннего диаметра колонны 64 обсадных труб, содержит немагнитную секцию 38a трубы с датчиками давления и температуры 40a и 42a. Немагнитная секция 38a трубы представляет собой вторую
- 10 032814 такую секцию устройства 10a. Устройство 10a также содержит одно устройство 44a генерирования магнитного поля, которое спускают на рабочей колонне 34a, используемой для позиционирования хвостовика 18a при помощи способа, описанного выше.
Способ, который реализуется с использованием устройства 10a, включает этап совмещения в продольном направлении второй немагнитной секции 38a трубы с первой немагнитной секцией 66 трубы в пределах рабочего допуска, приемлемого для устройства 44 генерирования магнитного поля. Приемлемый допуск может соответствовать расстоянию в продольном направлении между катушкой 48a устройства 44 генерирования магнитного поля и катушками 72 и 52a первой и второй немагнитных секций 66 и 38a трубы, примерно равному I футу (~30,48 см). Однако предполагается, что поддающиеся измерению результаты могут быть получены на расстоянии в продольном направлении примерно до 3 футов (~91,44 см).
Предложенный способ предусматривает измерение давления и температуры в кольцевом пространстве 74, образованном между второй колонной 64 обсадных труб и внутренней поверхностью 26a первой колонны 14a обсадных труб и обычно соответствующем незаполненному цементом участку ствола 12a скважины, который может иметь место над участком перекрытия между колоннами 14a и 64. Измерение параметров осуществляется при помощи датчиков 68 и 70. Измерение давления в кольцевом пространстве 74, в частности, может использоваться для определения наличия канала утечки в кольцевом пространстве 74, указывающей на движение флюида сквозь цемент и, следовательно, ненадлежащее сцепление цемента с колонной. Очевидно, что кольцевое пространство 74 заполнено цементом на участке, размещенном ниже по направлению к забою скважины, так что цемент находится в указанном пространстве и обеспечивает герметизацию кольцевого пространства, находящегося ниже немагнитной секции 66 трубы. Обычно кольцевое пространство 74 также герметизируют над секцией 66, например, при помощи пакера. Таким образом, давление в кольцевом пространстве 74 должно оставаться постоянным, а любые изменения давления указывают на наличие потенциальных проблем.
Кроме того, измерение давления и температуры в кольцевом пространстве 43a, образованном между хвостовиком 18a и второй колонной 64 обсадных труб, при помощи датчиков 40a и 42a, осуществляется по причинам, указанным выше при рассмотрении способа со ссылкой на фиг. 1-3. Совмещение в продольном направлении немагнитных секций 38a и 66 позволяет получить данные, касающиеся всех указанных измеренных параметров, с использованием одного устройства 44a генерирования магнитного поля. Совмещение в пределах приемлемого допуска, указанного выше, обеспечивает возможность проникновения магнитного поля, генерированного устройством 44, сквозь обе немагнитные секции 38a и 66 трубы. Далее все эти данные передаются на поверхность при помощи устройства 46a генерирования импульсов давления флюида, связанного с устройством 44a генерирования магнитного поля, с использованием способа, описанного выше.
В другом варианте реализации изобретения, представленном и описанном со ссылкой на фиг. 4, в стволе скважины 12a может быть установлена дополнительная обсадная труба, например дополнительная колонна обсадных труб, в которой предусмотрена немагнитная секция, содержащая дополнительные датчики (не показаны). Такая конструкция может обеспечивать получение в скважине данных через три или большее количество кольцевых пространств.
В рассмотренные варианты реализации изобретения могут быть внесены различные изменения без выхода за пределы сущности и объема настоящего изобретения.
Например, немагнитная секция трубы может входить в состав герметизирующего приспособления (пакера) и, в частности, может представлять собой внутренний трубчатый компонент герметизирующего элемента, предназначенный для соединения герметизирующего элемента со смежными секциями обсадной трубы. Компоненты и трубы, в том числе компоненты пакера (такие как внутренний трубчатый элемент), устанавливаемые в сероводородных скважинах с высоким содержанием сероводорода (H2S), обычно изготавливают из металлических сплавов, устойчивых к коррозионному воздействию сероводорода H2S. Эти металлические сплавы обычно являются немагнитными. В то же время смежные секции обсадных труб могут быть изготовлены из магнитного материала (такого как сталь), отличающегося от материалов, используемых в сероводородных скважинах.
Предложенный способ может включать этап измерения более чем двух различных параметров при помощи отдельных датчиков и может предусматривать измерение давления, температуры и(или) по меньшей мере одного дополнительного параметра.
Очевидно, что вместо представленного и описанного применения колонны труб для спуска обсадной трубы (хвостовика), например, в скважинах, не имеющих наклона, можно использовать кабель или канат. Такие средства можно использовать в ситуациях, когда спуск устройства генерирования магнитного поля осуществляется отдельно от спуска обсадных труб (который всегда выполняется с использованием подвески на спускной или рабочей колонне).
Обсадная труба может содержать множество немагнитных секций, каждая из которых связана по меньшей мере с одним соответствующим датчиком. Такая конструкция обеспечивает возможность получения данных, касающихся параметров скважины, на участках, разнесенных на определенные интервалы по длине ствола скважины.
- 11 032814
Питание по меньшей мере одного датчика (и дополнительно любого оборудования, связанного с датчиком) может быть реализовано с использованием индуктивной связи, которая обеспечивает наведение электрического тока в катушке, связанной с датчиком/оборудованием.
Данные, касающиеся по меньшей мере одного параметра, могут быть записаны в памяти, связанной по меньшей мере с одним датчиком. Таким образом, после позиционирования устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы могут быть получены предшествующие данные, касающиеся указанного параметра.
Представленная и описанная выше немагнитная секция трубы обычно соединяется со смежными секциями обсадной трубы, которые могут быть изготовлены из магнитного материала, при помощи соответствующих соединителей. Немагнитная секция трубы может быть соединена со смежными секциями трубы при помощи соединителей типа ниппеля с наружной резьбой и муфты с внутренней резьбой. Немагнитная секция трубы может представлять собой вставку, на торцах которой предусмотрены соединители типа муфты с внутренней резьбой, которые соединяются с соединителями типа ниппеля с наружной резьбой, предусмотренными на смежных секциях трубы. Немагнитная секция трубы может быть предусмотрена совместно с магнитной секцией трубы, содержащей такие соединители, или в ее составе и может быть, например, приварена к магнитной секции трубы.
Предложенный способ может включать этап нанесения метки, такой как по меньшей один профильный элемент (утолщение или углубление/паз) или маркировка на обсадной трубе, указывающая на поверхности положение устройства генерирования магнитного поля в обсадной трубе. Это может быть особенно эффективным для наклонной скважины, в которой индицируемая на поверхности длина колонны труб (на которой закреплено устройство генерирования магнитного поля), размещенной в скважине, не соответствует расстоянию в продольном направлении, на которое перемещается в скважине устройство генерирования магнитного поля. Может быть предусмотрено множество меток, разнесенных по длине обсадной трубы, для предоставления последовательности индикаторов положения по мере перемещения устройства.
Предложенное устройство может содержать множество немагнитных секций трубы, каждая из которых связана по меньшей мере с одним соответствующим датчиком. Немагнитные секции трубы могут быть разнесены на известные интервалы в продольном направлении по длине обсадной трубы, чтобы обеспечить возможность индикации положения устройства генерирования магнитного поля в обсадной трубе. Каждая немагнитная секция трубы может иметь уникальную характеристику, которая позволяет идентифицировать конкретную секцию на поверхности. Например, каждая секция может иметь определенную длину. По меньшей мере одна секция трубы может содержать по меньшей мере две немагнитные секции, размещенные с двух сторон магнитной секции трубы. Наличие магнитной секции трубы, ее длина и (или) количество магнитных секций трубы могут обеспечивать идентификацию данной секции трубы. Такая конструкция может использоваться, например, если требуется проверить позиционирование устройства генерирования магнитного поля в скважине на конкретной глубине.

Claims (28)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ передачи в режиме реального времени данных, касающихся участка, размещенного снаружи обсадной трубы, включающий следующие этапы:
    установка в стволе скважины обсадной трубы, которая содержит по меньшей мере одну немагнитную секцию;
    измерение по меньшей мере одного параметра скважины на участке, размещенном снаружи обсадной трубы, с использованием по меньшей мере одного датчика, связанного с немагнитной секцией трубы;
    размещение устройства генерирования магнитного поля внутри немагнитной секции трубы и приведение указанного устройства в действие с целью установления индуктивной связи указанного устройства с указанным по меньшей мере одним датчиком, причем устройство генерирования магнитного поля выполнено с возможностью приема и передачи в режиме реального времени данных от датчика, касающихся участка, размещенного снаружи обсадной трубы;
    передача данных, касающихся, по меньшей мере, измеренного параметра, через немагнитную секцию трубы на устройство генерирования магнитного поля при помощи индуктивной связи;
    передача на поверхность данных, полученных от указанного по меньшей мере одного датчика, при помощи устройства генерирования магнитного поля и связанного с ним устройства генерирования импульсов давления флюида для создания несущего данные сигнала.
  2. 2. Способ по п.1, включающий следующие этапы:
    установка устройства генерирования магнитного поля и устройства генерирования импульсов давления флюида на колонне труб;
    обеспечение разъемного соединения колонны труб с обсадными трубами;
    спуск обсадных труб и указанных устройств в скважину при помощи колонны труб; размещение обсадных труб в стволе скважины;
    - 12 032814 отсоединение колонны труб от обсадных труб;
    последующее размещение устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы.
  3. 3. Способ по п.2, включающий этап заякоривания обсадных труб в стволе скважины перед отсоединением колонны труб.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, включающий этап извлечения устройства генерирования магнитного поля из немагнитной секции трубы после передачи данных на поверхность.
  5. 5. Способ по п.4, включающий этап перемещения устройства генерирования магнитного поля за пределы немагнитной секции трубы в другое положение в стволе скважины.
  6. 6. Способ по п.2, включающий следующие этапы:
    размещение устройства генерирования магнитного поля за пределами немагнитной секции трубы в процессе спуска в скважину;
    перемещение устройства генерирования магнитного поля относительно обсадной трубы после отсоединения колонны труб от обсадной трубы из положения за пределами немагнитной секции трубы в положение, находящееся в пределах немагнитной секции трубы.
  7. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что устройство генерирования магнитного поля приводят в действие после размещения в немагнитной секции трубы для обеспечения индуктивной связи указанного устройства с указанным по меньшей мере одним датчиком и получения данных.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что этап размещения устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы включает следующие этапы:
    приведение в действие устройства генерирования магнитного поля;
    перемещение указанного устройства относительно обсадной трубы;
    контроль данных, переданных на поверхность при помощи устройства генерирования импульсов давления флюида;
    прекращение перемещения устройства генерирования магнитного поля после идентификации получения данных, касающихся измеренного параметра.
  9. 9. Способ по п.8, включающий этап установки обсадных труб в стволе скважины, а затем этап размещения устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы в процессе выполнения отдельной операции спуска в скважину.
  10. 10. Способ по п.2, включающий этап размещения обсадных труб в стволе скважины и использования обсадной трубы в качестве базового элемента для отсчета последующего перемещения устройства генерирования магнитного поля в положение, находящееся в пределах немагнитной секции трубы.
  11. 11. Способ по любому из пп.1-10, включающий этап нанесения метки на обсадной трубе, индицирующей на поверхности положение устройства генерирования магнитного поля в обсадной трубе.
  12. 12. Способ по п.11, включающий этап нанесения множества меток, разнесенных по длине обсадной трубы, для предоставления последовательности индикаторов положения по мере перемещения указанного устройства.
  13. 13. Способ по любому из пп.1-12, включающий следующие этапы:
    установка в стволе скважины первой обсадной трубы, имеющей первую немагнитную секцию трубы и по меньшей мере один датчик, связанный с указанной секцией; и установка второй обсадной трубы в первой обсадной трубе, причем вторая обсадная труба имеет вторую немагнитную секцию трубы и по меньшей мере один датчик, связанный с указанной секцией.
  14. 14. Способ по п.13, включающий этап совмещения в продольном направлении второй немагнитной секции трубы с первой немагнитной секцией трубы в пределах рабочего допуска, приемлемого для устройства генерирования магнитного поля.
  15. 15. Способ по п.13 или 14, включающий следующие этапы:
    измерение по меньшей мере одного параметра скважины на участке, размещенном снаружи первой обсадной трубы;
    измерение по меньшей мере одного параметра на участке, размещенном снаружи второй обсадной трубы и внутри первой обсадной трубы; и передача данных, касающихся указанных параметров, на устройство генерирования магнитного поля, размещенное внутри второй немагнитной секции трубы.
  16. 16. Способ по любому из пп.1-15, отличающийся тем, что обсадная труба содержит множество немагнитных секций, разнесенных по длине обсадной трубы, каждая из которых связана по меньшей мере с одним соответствующим датчиком, а указанный способ включает этап получения данных, касающихся параметров скважины, на участках, разнесенных по длине ствола скважины.
  17. 17. Способ по любому из пп.1-16, отличающийся тем, что индуктивную связь обеспечивают в результате наличия катушки в устройстве генерирования магнитного поля и катушки, связанной с указанным по меньшей мере одним датчиком, которая может быть закреплена на стенке немагнитной секции трубы, причём передачу данных осуществляют посредством модулирования магнитного поля.
  18. 18. Способ по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что питание указанного по меньшей мере одного датчика осуществляют при помощи индуктивной связи.
  19. 19. Скважинная система для передачи в режиме реального времени данных, касающихся участка,
    - 13 032814 размещенного снаружи обсадной трубы, содержащая по меньшей мере одну немагнитную секцию трубы, которая может быть представлена как часть обсадной трубы, установленной в стволе скважины;
    по меньшей мере один датчик, связанный с немагнитной секцией трубы и предназначенный для измерения по меньшей мере одного параметра скважины на участке, размещенном снаружи обсадной трубы;
    устройство генерирования магнитного поля, которое размещают в немагнитной секции трубы и приводят в действие с целью установления индуктивной связи указанного устройства с указанным по меньшей мере одним датчиком, так что через немагнитную секцию трубы на устройство генерирования магнитного поля при помощи индуктивной связи осуществляют передачу данных, касающихся, по меньшей мере, измеренного параметра; причем устройство генерирования магнитного поля выполнено с возможностью приема и передачи в режиме реального времени данных от указанного по меньшей мере одного датчика, касающихся участка, размещенного снаружи обсадной трубы; и устройство генерирования импульсов давления флюида, которое связано с устройством генерирования магнитного поля с целью передачи на поверхность данных, полученных от указанного по меньшей мере одного датчика, причем устройство генерирования импульсов давления флюида содержит модуль генерирования импульсов, связанный с устройством генерирования магнитного поля, для создания несущего данные сигнала.
  20. 20. Система по п.19, отличающаяся тем, что немагнитная секция трубы является составной частью герметизирующего приспособления, которое соединяется с обсадной трубой.
  21. 21. Система по п.20, отличающаяся тем, что немагнитная секция трубы представляет собой внутренний трубчатый элемент герметизирующего приспособления, предназначенный для соединения герметизирующего элемента со смежными секциями обсадной трубы.
  22. 22. Система по любому из пп.19-21, содержащая колонну труб, на которой установлено устройство генерирования магнитного поля и устройство генерирования импульсов давления флюида, причём колонна труб соединена с обсадной трубой для осуществления спуска обсадной трубы и указанных устройств в ствол скважины, причем колонна труб связана с обсадной трубой разъемным соединением, в результате чего обеспечивается возможность размещения устройства генерирования магнитного поля в немагнитной секции трубы.
  23. 23. Система по любому из пп.19-22, содержащая первую немагнитную секцию трубы, которая предусмотрена в составе первой обсадной трубы, и по меньшей мере один датчик, связанный с указанной секцией трубы; и вторую немагнитную секцию трубы, которая предусмотрена в составе второй обсадной трубы, и по меньшей мере один датчик, связанный с указанной секцией трубы, причем наружный диаметр второй обсадной трубы меньше внутреннего диаметра первой обсадной трубы;
    и обеспечивающая возможность передачи данных, касающихся параметров, измеренных соответствующими датчиками, которые передаются на поверхность при помощи устройства генерирования магнитного поля, которое размещается во второй немагнитной секции трубы.
  24. 24. Система по любому из пп.19-23, содержащая множество немагнитных секций, каждая из которых связана по меньшей мере с одним соответствующим датчиком, причем указанные немагнитные секции трубы разнесены на известные интервалы в продольном направлении по длине обсадной трубы, чтобы обеспечить возможность индикации положения устройства генерирования магнитного поля в обсадной трубе.
  25. 25. Система по п.24, отличающаяся тем, что каждая немагнитная секция трубы имеет уникальную характеристику, которая позволяет идентифицировать конкретную секцию на поверхности.
  26. 26. Система по п.24 или 25, отличающаяся тем, что по меньшей мере одна секция трубы содержит по меньшей мере две немагнитные секции, размещенные с двух сторон магнитной секции трубы и предназначенные для обеспечения идентификации указанной секции трубы.
  27. 27. Система по любому из пп.19-26, отличающаяся тем, что немагнитная секция трубы изготовлена из аустенитного никель-хромового жаропрочного сплава.
  28. 28. Скважинное устройство для передачи в режиме реального времени данных, касающихся участка, размещенного снаружи обсадной трубы, содержащее устройство генерирования магнитного поля, которое размещается в немагнитной секции обсадной трубы, установленной в стволе скважины, причем устройство генерирования магнитного поля выполнено с возможностью приема и передачи в режиме реального времени данных от по меньшей мере одного датчика, касающихся участка, размещенного снаружи обсадной трубы; и устройство генерирования импульсов давления флюида, связанное с устройством генерирования магнитного поля, причем устройство генерирования импульсов давления флюида содержит модуль генерирования импульсов, связанный с устройством генерирования магнитного поля, для создания несущего данные сигнала;
    причём устройство генерирования магнитного поля выполнено с возможностью приведения в действие с целью установления индуктивной связи указанного устройства по меньшей мере с одним датчи- 14 032814 ком, связанным с немагнитной секцией трубы и предназначенным для измерения по меньшей мере одного параметра скважины на участке, размещенном снаружи обсадной трубы, причем данные, касающиеся указанного по меньшей мере одного измеренного параметра, могут передаваться через немагнитную секцию трубы при помощи индуктивной связи;
    устройство генерирования импульсов давления флюида предназначено для передачи на поверхность данных, полученных от указанного по меньшей мере одного датчика.
EA201590465A 2012-11-20 2013-11-13 Способ и устройство получения данных скважины в режиме реального времени EA032814B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB1220857.5A GB201220857D0 (en) 2012-11-20 2012-11-20 Downhole method and assembly for obtaining real-time data
PCT/GB2013/052988 WO2014080178A2 (en) 2012-11-20 2013-11-13 Downhole method and assembly for obtaining real-time data

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201590465A1 EA201590465A1 (ru) 2015-09-30
EA032814B1 true EA032814B1 (ru) 2019-07-31

Family

ID=47521437

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201590465A EA032814B1 (ru) 2012-11-20 2013-11-13 Способ и устройство получения данных скважины в режиме реального времени

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9683440B2 (ru)
EP (1) EP2923038B1 (ru)
AR (1) AR099441A1 (ru)
AU (1) AU2013349440B2 (ru)
BR (1) BR112015008316B1 (ru)
CA (1) CA2885886C (ru)
EA (1) EA032814B1 (ru)
GB (1) GB201220857D0 (ru)
MX (1) MX371395B (ru)
MY (1) MY175056A (ru)
WO (1) WO2014080178A2 (ru)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015099712A1 (en) * 2013-12-24 2015-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Smart fluid completions, isolations, and safety systems
EP3101220A1 (en) * 2015-06-02 2016-12-07 Welltec A/S A downhole completion system
GB2559816B (en) 2017-02-15 2020-01-29 Enteq Upstream Usa Inc A subassembly for a wellbore with a power link
CN107313764B (zh) * 2017-07-19 2024-02-02 西安思坦仪器股份有限公司 无缆式采油井分层配产装置及方法
US10941649B2 (en) 2018-04-19 2021-03-09 Saudi Arabian Oil Company Tool for testing within a wellbore
AU2019340010A1 (en) * 2018-09-11 2021-03-18 Abb Schweiz Ag Cable conduit with integrated sensors
CN110630250B (zh) * 2019-09-19 2022-06-10 中国石油天然气股份有限公司 一种节流器电气控制系统及控制方法
US11624258B2 (en) * 2021-08-11 2023-04-11 Saudi Arabian Oil Company Fail-safe stage tool and down hole sensor

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050126826A1 (en) * 2003-12-12 2005-06-16 Moriarty Keith A. Directional casing and liner drilling with mud motor
EP1898044A2 (en) * 2006-09-07 2008-03-12 Weatherford/Lamb Inc. Annulus pressure control drilling systems and methods
US20090066535A1 (en) * 2006-03-30 2009-03-12 Schlumberger Technology Corporation Aligning inductive couplers in a well
WO2009070751A1 (en) * 2007-11-26 2009-06-04 James Frederick Huber Mud pulser actuation
GB2475910A (en) * 2009-12-04 2011-06-08 Sensor Developments As Wellbore measurement and control with inductive connectivity
US8296113B2 (en) * 2001-05-18 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Virtual steering of induction tool attenuation and phase difference measurements

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7098767B2 (en) * 2000-07-19 2006-08-29 Intelliserv, Inc. Element for use in an inductive coupler for downhole drilling components
US6644110B1 (en) * 2002-09-16 2003-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Measurements of properties and transmission of measurements in subterranean wells
US7204308B2 (en) * 2004-03-04 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Borehole marking devices and methods
GB0900348D0 (en) * 2009-01-09 2009-02-11 Sensor Developments As Pressure management system for well casing annuli
GB0911844D0 (en) * 2009-07-08 2009-08-19 Fraser Simon B Downhole apparatus, device, assembly and method

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8296113B2 (en) * 2001-05-18 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Virtual steering of induction tool attenuation and phase difference measurements
US20050126826A1 (en) * 2003-12-12 2005-06-16 Moriarty Keith A. Directional casing and liner drilling with mud motor
US20090066535A1 (en) * 2006-03-30 2009-03-12 Schlumberger Technology Corporation Aligning inductive couplers in a well
EP1898044A2 (en) * 2006-09-07 2008-03-12 Weatherford/Lamb Inc. Annulus pressure control drilling systems and methods
WO2009070751A1 (en) * 2007-11-26 2009-06-04 James Frederick Huber Mud pulser actuation
GB2475910A (en) * 2009-12-04 2011-06-08 Sensor Developments As Wellbore measurement and control with inductive connectivity

Also Published As

Publication number Publication date
MY175056A (en) 2020-06-04
US9683440B2 (en) 2017-06-20
WO2014080178A2 (en) 2014-05-30
CA2885886A1 (en) 2014-05-30
WO2014080178A3 (en) 2014-12-18
US20150204185A1 (en) 2015-07-23
EA201590465A1 (ru) 2015-09-30
AR099441A1 (es) 2016-07-27
AU2013349440B2 (en) 2016-06-30
EP2923038A2 (en) 2015-09-30
MX2015006344A (es) 2015-10-05
BR112015008316B1 (pt) 2020-12-08
GB201220857D0 (en) 2013-01-02
MX371395B (es) 2020-01-28
AU2013349440A1 (en) 2015-04-09
EP2923038B1 (en) 2021-04-14
CA2885886C (en) 2018-07-17
BR112015008316A2 (pt) 2017-07-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA032814B1 (ru) Способ и устройство получения данных скважины в режиме реального времени
US11047189B2 (en) Autonomous unit launching system for oil and gas wells logging, method of installation and uninstallation of said autonomous unit in the system and rescue system
US10358914B2 (en) Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment
US11761327B2 (en) Depth positioning using gamma-ray correlation and downhole parameter differential
US7626393B2 (en) Apparatus and method for measuring movement of a downhole tool
US20130111985A1 (en) Method for efficient pressure and inflow testing of a fluid containment system through real time leak detection with quantification of pvt effects
MX2011007352A (es) Sistema de manejo de presion para anillos de la tuberia de revestimiento de pozos.
US20140266210A1 (en) Apparatus and methods of communication with wellbore equipment
US11156043B2 (en) Method of controlling a well
NO20120331A1 (no) Fremgangsmåte og system for å rette inn en brønnkomplettering
US20040238167A1 (en) Method of installing control lines in a wellbore
WO2015199986A1 (en) Methods and systems for detecting rfid tags in a borehole environment
CA2890693C (en) A system for measuring downhole parameters and a method of using same
CN114458287A (zh) 一种固井、压裂、生产过程套管变形无线监测系统
NO321960B1 (no) Fremgangsmate for fremstilling av en spolbar kveilrorstreng
CN108138566A (zh) 具有管件和信号导体的井下系统以及方法
RU2571790C1 (ru) Способ вторичного вскрытия пластов на депрессии со спуском перфоратора под глубинный насос и устройство для его осуществления (варианты)
RU2262581C1 (ru) Способ испытания эксплуатационной колонны на герметичность
RU2262580C1 (ru) Способ испытания эксплуатационной колонны на герметичность
GB2561120A (en) Method of plugging and pressure testing a well
Young et al. Coal-Seam-Gas Reservoir Surveillance—Extracting Value From Suspended Coreholes, Surat Basin, Queensland, Australia
US10280740B2 (en) Sandface liner with power, control and communication link via a tie back string

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 AZ BY KZ KG TJ TM RU