EP0533526A1 - Dispositif perfectionné de surveillance d'un gisement pour puits de production - Google Patents

Dispositif perfectionné de surveillance d'un gisement pour puits de production Download PDF

Info

Publication number
EP0533526A1
EP0533526A1 EP92402439A EP92402439A EP0533526A1 EP 0533526 A1 EP0533526 A1 EP 0533526A1 EP 92402439 A EP92402439 A EP 92402439A EP 92402439 A EP92402439 A EP 92402439A EP 0533526 A1 EP0533526 A1 EP 0533526A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
monitoring module
module
casing tube
well
main
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP92402439A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0533526B1 (fr
Inventor
Jean Czernichow
Jean Laurent
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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 IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP0533526A1 publication Critical patent/EP0533526A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0533526B1 publication Critical patent/EP0533526B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E21B47/017Protecting measuring instruments

Definitions

  • the invention relates to an improved device for monitoring an underground deposit, which is permanently installed in a cased well.
  • Such a device finds its applications for example in wells equipped for the production of an underground deposit and in particular of an oil deposit.
  • a monitoring device makes it possible to make different types of measurement: checking the state of the well, monitoring the equipment in the well, making statements of the acoustic emissions produced by the area during production, carrying out seismic surveys to know the evolution over time of the monitored underground area etc.
  • methods are known for installing a set of sensors in a well which, for the needs of the production of petroleum fluids, is equipped with a casing tube sealed in a well by cementing.
  • the sensors are installed outside the casing tube and once it has been placed in the well, they are embedded in the cement which is injected to couple it with the walls of the well.
  • a device is described to facilitate the installation of well monitoring equipment. It comprises protective elements fixed externally to certain sections of the casing tube, delimiting housings where reception assemblies can be fitted. Each of these sets includes a support with cavities for acoustic or seismic sensors and electronic circuits to amplify and correct the signals picked up before their transmission by a transmission line going up the length of the tube to a central control and monitoring station. 'recording installed on the surface.
  • the device is designed to effectively protect the monitoring equipment placed outside the casing tube against the shocks and settlements which generally occur during lowering operations and positioning of the latter in the drilled wells.
  • the improved device according to the invention allows the simplified integration of equipment for monitoring casing tubes intended to be cemented once placed in wells, using elements which can be manufactured in the workshop and brought to a construction site. well equipment to be directly connected to sections of the casing tube when assembled.
  • the improved deposit monitoring device is intended to be installed in a well provided with a casing tube comprising a plurality of sections interconnected to each other by tubular connections, this casing being held in place by injection of cement in the annular space between it and the well.
  • the device according to the invention is characterized in that it comprises at least one tubular connection between two successive sections of the casing tube, modified to contain a main monitoring module including sensitive sensors and possibly an electronic unit, said monitoring module being connected to a surface installation by connecting means.
  • the device may for example include at least one second modified tubular connector containing a secondary monitoring module including sensitive sensors and sealed connection means for the interconnection of each second monitoring module to the first.
  • Each secondary monitoring module can include electronic means for amplifying and filtering the signals received by the sensors of the same module.
  • the device comprises for example at least one secondary monitoring module connected to the main module by analog transmission means.
  • the device can also include at least one secondary monitoring module provided with means for acquiring signals received by sensitive sensors from at least one other secondary monitoring module.
  • the electronic unit of the main monitoring module comprises for example digital transmission means for communications between them and said surface installation.
  • the device can also include at least one secondary monitoring module including digital connection means with the main monitoring module.
  • the device comprises asymmetrical tubular connections provided with a thicker wall on a part of its periphery, this thicker wall being provided with several housings, for elements of the monitoring module, these housings being closed by a cover fixed against said wall.
  • the device comprises connecting cables arranged outside the casing tube.
  • the device comprises connecting means arranged at least partially inside the different sections of the casing tube.
  • the installation of the casing tube can be carried out more easily by interconnection of sections by means of fittings pre-equipped with sensitive sensors and in electronic modules, which are joined to each other as they are put in place by cables which are connected by waterproof connectors. Well equipment operations are therefore greatly facilitated.
  • a casing or casing tube 2 is generally installed there (Fig. 1) constituted by the end-to-end interconnection of a set of sections by means of fittings 3 and it is held in place by an injection of cement into the annular space between it and the well 1.
  • the connections 3 are tubular and eccentric with, at each end, a nozzle 4 where one comes to fit and screw one end of a section of the casing tube.
  • the sleeves 3 On part of their periphery, the sleeves 3 have an extra thickness 4 of their wall.
  • suitable sensor elements 6 such as for example three geophones Gx, Gy, Gz whose axes are oriented in three orthogonal directions, so as to determine the amplitude and the direction of arrival of the received waves.
  • Other housings 7 are provided for an electronic unit E.
  • the electronic unit may include one or more circuits or cards 8 adapted to process the signals received by the various sensors 6. Electrical conductors 9 (Fig.
  • waterproof connectors 17 allow the connection to the electronic unit, of several external cables 18.
  • This type of connection 3 allows different organizations of the monitoring device.
  • this comprises at least one main module in an interconnection connector 3 such as that of FIGS. 2 to 7.
  • This main module comprises an electrical supply circuit 8A supplied from the surface installation C by conductors 12 of the multi-conductor cable 13 and producing the regulated voltages necessary for the operation of at least the main module, several circuits d acquisition 8B, 8C, 8D suitable for amplifying, filtering and digitizing and possibly multiplexing the signals received by sensors, and a coding circuit 8E for the transmission of the signals acquired to the central unit C at the surface.
  • the monitoring device can also comprise at least one secondary module in another connection at a different depth with housings for at least one or more sensors 6. These sensors can be connected directly by cables 18 with the main module and the signals they pick up are acquired by its electronic circuits.
  • the secondary module can also include local electronic circuits for amplification and filtering of the signals received locally before their transmission in analog form to the main module.
  • a secondary module without electronic circuits can directly transmit the analog signals produced by local sensors to a secondary relay module where amplification and filtering circuits have been included, and this relay module transmits all amplified signals to a main module via an analog or digital type link.
  • the monitoring device may include a large set of various sensors distributed in a plurality of fittings at different depths of the casing tube, with secondary modules without electronic circuits, one or more secondary relay modules provided with electronic circuits for collecting received signals to one or more lower levels and transmit them amplified to a main module provided with coding, multiplexing and data transmission circuits collected towards the central unit C at the surface.
  • the passive (sensors) and active (electronic circuits) elements being grouped together in the fittings and pre-wired, the installation of the device at the time of the construction of the casing tube 2, essentially consists in establishing the electrical connections of the cables 13 and 18 which connect them all to the surface installation.
  • the cables (13, 18) for the interconnection of the various monitoring modules and the connection of a main module are arranged outside the casing tube. It would not, however, depart from the scope of the invention to establish connections included at least in part inside the casing tube 42.

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Audible-Bandwidth Dynamoelectric Transducers Other Than Pickups (AREA)

Abstract

Dans un puits (1) devant être équipé pour la production d'un gisement souterrain, on descend un tube de cuvelage ou casing (2) comportant un ensemble de sections tubulaires raccordées successivement les unes aux autres au moyen de raccords tubulaires (3) dont certains au moins sont modifiés, et on le cimente une fois mis en place dans le puits. Ces raccords spéciaux (3) comportent des logements (5, 7) pour un ou plusieurs capteurs (6) et d'autres éventuellement pour des circuits électroniques d'acquisition ou de transmission (8). Les différents raccords (3) du dispositif sont interconnectés entre eux par des câbles (18) et avec une installation de surface par un câble multi-lignes (13) pour l'alimentation électrique des modules électroniques et la transmission des données acquises. Cet agencement permet un pré-câblage des différents raccords, ce qui simplifie la mise en place du dispositif durant les manoeuvres d'équipement des puits. Application à la surveillance de puits de production pétroliers par exemple. <IMAGE>

Description

  • L'invention porte sur un dispositif perfectionné de surveillance d'un gisement souterrain, que l'on installe à demeure dans un puits cuvelé.
  • Un tel dispositif trouve ses applications par exemple dans des puits équipés pour la production d'un gisement souterrain et notamment d'un gisement pétrolifère. Dans des applications de ce genre, un dispositif de surveillance permet de faire différents types de mesures : vérifier l'état du puits, surveiller les équipements dans le puits, faire des relevés des émissions acoustiques produites par la zone au cours de la production, réaliser des relevés sismiques pour connaître l'évolution au cours du temps de la zone souterraine surveillée etc. Par les demandes de brevet français publiées Nos. 2 593 292 et 2 642 849, on connait des méthodes pour installer un ensemble de capteurs dans un puits qui, pour les besoins de la production de fluides pétroliers, est équipé d'un tube de cuvelage scellé dans un puits par cimentation. Les capteurs sont installés à l'extérieur du tube de cuvelage et celui-ci une fois mis en place dans le puits, ils sont noyés dans le ciment que l'on injecte pour le coupler avec les parois du puits. Dans la demande de brevet 2 642 849 précitée, est décrit un dispositif pour faciliter l'installation d'un équipement de surveillance de puits. Il comporte des éléments de protection fixés extérieurement à certaines sections du tube de cuvelage, délimitant des logements où l'on peut encastrer des ensembles de réception. Chacun de ces ensembles comporte un support avec des cavités pour des capteurs acoustiques ou sismiques et des circuits électroniques pour amplifier et corriger les signaux captés avant leur transmission par une ligne de transmission remontant le long du tube jusqu'à un poste central de commande et d'enregistrement installé en surface. Le dispositif est conçu pour protéger efficacement les équipements de surveillance placés à l'extérieur du tube de cuvelage contre les chocs et tassements qui se produisent généralement lors des manoeuvres de descente et de mise en place de celui-ci dans les puits forés.
  • L'installation dans un puits du dispositif antérieur rend nécessaire l'utilisation de sections de tube modifiées avec soudure de nervures épaisses et d'éléments d'ancrage, dans le but de délimiter les logements pour les boîtiers contenant les capteurs et l'équipement électronique d'acquisition et de transmission. L'adjonction de ces éléments de protection doit souvent être effectuée par modification de sections de tube disponibles sur le site même d'équipement du puits. En outre les éléments que l'on rapporte à l'extérieur du tube de cuvelage viennent en surépaisseur et la section totale est très sensiblement augmentée, ce qui est souvent pénalisant dans les puits relativement étroits.
  • Le dispositif perfectionné selon l'invention permet l'intégration simplifiée d'équipements de surveillance des tubes de cuvelage destinés à être cimentés une fois mis en place dans des puits, en utilisant des éléments qui peuvent être fabriqués en atelier et amenés sur un chantier d'équipement de puits pour être directement raccordés à des sections du tube de cuvelage au moment de leur assemblage.
  • Le dispositif perfectionné de surveillance de gisement selon l'invention est destiné à être installé dans un puits pourvu d'un tube de cuvelage comportant une pluralité de sections interconnectées les unes aux autres par des raccords tubulaires, ce cuvelage étant maintenu en place par injection de ciment dans l'espace annulaire entre lui et le puits. Le dispositif selon l'invention est caractérisé en ce qu'il comporte au moins un raccord tubulaire entre deux sections successives du tube de cuvelage, modifié pour contenir un module de surveillance principal incluant des capteurs sensibles et éventuellement une unité électronique, ledit module de surveillance étant relié à une installation de surface par des moyens de liaison.
  • Le dispositif peut comporter par exemple au moins un deuxième raccord tubulaire modifié contenant un module secondaire de surveillance incluant des capteurs sensibles et des moyens de liaison étanches pour l'interconnexion de chaque deuxième module de surveillance au premier.
  • Chaque module secondaire de surveillance peut comporter des moyens électroniques d'amplification et de filtrage des signaux reçus par les capteurs du même module.
  • Le dispositif comporte par exemple au moins un module secondaire de surveillance relié au module principal par des moyens de transmission analogique.
  • Le dispositif peut aussi comporter au moins un module secondaire de surveillance pourvu de moyens d'acquisition de signaux reçus par des capteurs sensibles d'au moins un autre module secondaire de surveillance.
  • L'unité électronique du module de surveillance principal comporte par exemple des moyens de transmission numérique pour les communications entre elles et ladite installation de surface.
  • Le dispositif peut encore comporter au moins un module secondaire de surveillance incluant des moyens de liaison numérique avec le module principal de surveillance.
  • Suivant un mode de réalisation, le dispositif comporte des raccords tubulaires dissymétriques pourvus d'une paroi plus épaisse sur une partie de son pourtour, cette paroi plus épaisse étant pourvue de plusieurs logements, pour des éléments du module de surveillance, ces logements étant fermés par un couvercle fixé contre ladite paroi.
  • Suivant un mode de réalisation, le dispositif comporte des câbles de liaison disposés à l'extérieur du tube de cuvelage.
  • Suivant un autre mode de réalisation, le dispositif comporte des moyens de liaison disposés au moins en partie à l'intérieur des différentes sections du tube de cuvelage.
  • Avec le dispositif selon l'invention, l'installation du tube de cuvelage peut s'effectuer plus facilement par interconnexion de sections au moyen de raccords prééquipés en capteurs sensibles et en modules électroniques, que l'on réunit les uns aux autres au fur et à mesure de la mise en place par des cables que l'on raccorde par des connecteurs étanches. Les opérations d'équipement des puits sont donc grandement facilitées.
  • D'autres caractéristiques et avantages du dispositif selon l'invention apparaîtront mieux à la lecture de la description ci-après de modes de réalisation décrits à titre d'exemples non limitatifs, en se référant aux dessins annexés où :
    • la Fig. 1 montre schématiquement un tube de cuvelage ou casing avec des raccords pour l'interconnexion de ses différentes sections;
    • la Fig.2 montre schématiquement un module de surveillance principal installé dans un raccord intermédiaire;
    • les fig.3 à 6 montrent des vues en coupe du même raccord suivant plusieurs plans de coupe;
    • la Fig.7 montre schématiquement le raccordement de lignes conductrices d'un câble de transmission extérieur au tube de cuvelage avec des conducteurs intérieurs à un module de surveillance;
  • Un puits 1 ayant été foré dans le but de mettre en production un gisement souterrain, on y installe généralement un tube de cuvelage ou casing 2 (Fig. 1) constitué par l'interconnexion bout à bout d'un ensemble de sections au moyen de raccords 3 et on le maintient en place par une injection de ciment dans l'espace annulaire entre lui et le puits 1.
  • La surveillance de la zone de production nécessite la mise en place dans le puits d'un ensemble de capteurs sensibles adaptés au type de mesures à effectuer. Cette mise en place est assurée avec le dispositif selon l'invention, en remplaçant les raccords classiques utilisés pour raccorder les sections du tube de cuvelage par les raccords spéciaux 3 décrits ci-après en relation avec les Fig. 2 à 7.
  • Les raccords 3 sont tubulaires et excentrés avec, à chaque extrémité, un embout 4 où l'on vient emboîter et visser une extrémité d'une section du tube de cuvelage. Sur une partie de leur pourtour, les manchons 3 présentent une surépaisseur 4 de leur paroi. Dans chacune de ces surépaisseurs 4, sont ménagés différents logements 5 pour des éléments capteurs appropriés 6 tels que par exemple trois géophones Gx, Gy, Gz dont les axes sont orientés suivant trois directions orthogonales, de façon à déterminer l'amplitude et la direction d'arrivée des ondes captées. D'autres logements 7 sont ménagés pour une unité électronique E. Selon les cas, l'unité électronique peut comporter un ou plusieurs circuits ou cartes 8 adaptés à traiter les signaux reçus par les différents capteurs 6. Des conducteurs électriques 9 (Fig. 7) associés aux différents capteurs 7 et/ou aux cartes 8, sont connectées par des connecteurs étanches 10, dans une cavité latérale 11 de la partie supérieure du manchon 3, avec différentes lignes conductrices 12 d'un câble multi-conducteurs 13. Le câble 13 traverse la paroi du raccord (Fig.7) et débouche dans la cavité latérale 11. Sa gaine extérieure 14 est maintenue en place par rapport à lui au moyen d'un cône de blocage 15. Une fois les connexions établies entre les lignes 12 et les connecteurs étanches 10, la cavité 11 est remplie de graisse isolante et refermée par une plaque extérieure 16. Le câble 13 est placé par exemple à l'extérieur du tube de cuvelage et remonte jusqu'à une unité centrale de commande et d'enregistrement C en surface (Fig. 1).
  • Dans la partie inférieure de chaque raccord 3, des connecteurs étanches 17 permettent le raccordement à l'unité électronique, de plusieurs câbles extérieurs 18.
  • Ce type de raccord 3 permet différentes organisations du dispositif de surveillance. Selon l'invention celui-ci comporte au moins un module principal dans un raccord d'interconnexion 3 tel que celui des Fig. 2 à 7. Ce module principal comporte un circuit d'alimentation électrique 8A alimenté depuis l'installation de surface C par des conducteurs 12 du câble multi-conducteurs 13 et produisant les tensions régulées nécessaires au fonctionnement au moins du module principal, plusieurs circuits d'acquisition 8B, 8C, 8D adaptés à amplifier, filtrer et numériser et éventuellement multiplexer les signaux reçus par des capteurs, et un circuit de codage 8E pour la transmission des signaux acquis à l'unité centrale C en surface.
  • Le dispositif de surveillance selon l'invention peut comporter aussi au moins un module secondaire dans un autre raccord à une profondeur différente avec des logements pour au moins un ou plusieurs capteurs 6. Ces capteurs peuvent être connectés directement par des câbles 18 avec le module principal et les signaux qu'ils captent sont acquis par les circuits électroniques de celui-ci.
  • Suivant un autre mode de réalisation le module secondaire peut comporter aussi des circuits électroniques locaux pour l'amplification et le filtrage des signaux reçus localement avant leur transmission sous une forme analogique au module principal.
  • Dans un autre agencement à deux étages, un module secondaire dépourvu de circuits électroniques peut transmettre directement les signaux analogiques produits par des capteurs locaux à un module secondaire relais où l'on a inclus des circuits d'amplification et de filtrage, et ce module relais transmet tous les signaux amplifiés à un module principal par une liaison analogique ou du type numérique.
  • Le dispositif de surveillance peut comporter un ensemble important de capteurs divers répartis dans une pluralité de raccords à des profondeurs différentes du tube de cuvelage, avec des modules secondaires sans circuits électroniques, un ou plusieurs modules secondaires relais pourvus de circuits électroniques pour collecter des signaux reçus à un ou plusieurs niveaux inférieurs et les transmettre amplifiés à un module principal pourvu de circuits de codage, de multiplexage et de transmission données collectées vers l'unité centrale C en surface.
  • Les éléments passifs (capteurs) et actifs (circuits électroniques) étant regroupés dans les raccords et précâblés, la mise en place du dispositif au moment de la construction du tube de cuvelage 2, consiste essentiellement à établir les connexions électriques des câbles 13 et 18 qui les relient tous à l'installation de surface.
  • Dans les modes de réalisation décrits, les câbles (13, 18) pour l'interconnexion des différents modules de surveillance et la connexion d'un module principal sont disposés à l'extérieur du tube de cuvelage. On ne sortirait pas cependant du cadre de l'invention en établissant des liaisons incluses au moins en partie à l'intérieur du tube de cuvelage 42.

Claims (10)

1) Dispositif perfectionné de surveillance d'un gisement souterrain destiné à être installé dans un puits pourvu d'un tube de cuvelage "casing" (2) comportant une pluralité de sections interconnectées les unes aux autres par des raccords tubulaires (3), ledit tube de cuvelage étant maintenu en place par injection de ciment dans l'espace annulaire entre lui et le puits, caractérisé en ce qu'il comporte au moins un raccord tubulaire (3) disposé entre deux sections successives du tube de cuvelage, pourvu d'au moins un logement étanche pour contenir un module de surveillance principal incluant des capteurs sensibles (6), ledit module de surveillance principal étant relié par des moyens de liaison (13) à une unité centrale de contrôle et d'enregistrement (C).
2) Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte au moins un deuxième raccord tubulaire modifié contenant un module secondaire de surveillance incluant des capteurs sensibles (6) et des moyens de liaison étanches (17, 18) pour l'interconnexion de chaque deuxième module de surveillance au premier module.
3) Dispositif selon la revendication 2, caractérisé en ce que le module de surveillance principal et chaque module secondaire de surveillance comporte des moyens électroniques d'amplification et de filtrage (8) des signaux reçus par les capteurs du même module.
4) Dispositif selon la revendication 2 ou 3, caractérisé en ce qu'il comporte au moins un module secondaire de surveillance relié au module principal par des moyens de transmission analogique (18).
5) Dispositif selon la revendication 2 ou 3, caractérisé en ce qu'il comporte au moins un module secondaire-relais pourvu de moyens d'acquisition de signaux reçus par des capteurs sensibles inclus dans au moins un autre module secondaire de surveillance.
6) Dispositif selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'unité électronique E du module de surveillance principal comporte des moyens de transmission numérique (8E) pour les communications entre elle et ladite unité de contrôle et d'enregistrement (C) en surface.
7) Dispositif selon la revendication 6, caractérisé en ce qu'au moins un module secondaire de surveillance comporte des moyens de liaison de type numérique avec le module principal de surveillance.
8) Dispositif selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que chaque raccord tubulaire est dissymétrique et comporte une paroi plus épaisse sur une partie de son pourtour, cette paroi plus épaisse étant pourvue de plusieurs logements (5, 7), pour des éléments du module de surveillance, lesdits logements étant fermés par un couvercle (16) fixé contre ladite paroi.
9) Dispositif selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte des câbles de liaison (13, 18) disposés à l'extérieur du tube de cuvelage (2).
10) Dispositif selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de liaison disposés au moins en partie à l'intérieur des différentes sections du tube de cuvelage (2).
EP92402439A 1991-09-17 1992-09-04 Dispositif perfectionné de surveillance d'un gisement pour puits de production Expired - Lifetime EP0533526B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9111536A FR2681373B1 (fr) 1991-09-17 1991-09-17 Dispositif perfectionne de surveillance d'un gisement pour puits de production.
FR9111536 1991-09-17

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0533526A1 true EP0533526A1 (fr) 1993-03-24
EP0533526B1 EP0533526B1 (fr) 1996-07-24

Family

ID=9417090

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP92402439A Expired - Lifetime EP0533526B1 (fr) 1991-09-17 1992-09-04 Dispositif perfectionné de surveillance d'un gisement pour puits de production

Country Status (7)

Country Link
US (1) US5303773A (fr)
EP (1) EP0533526B1 (fr)
CA (1) CA2078467C (fr)
DE (1) DE69212415T2 (fr)
FR (1) FR2681373B1 (fr)
MX (1) MX9205260A (fr)
NO (1) NO305573B1 (fr)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1994009255A1 (fr) * 1992-10-19 1994-04-28 Marathon Oil Company Support pour appareil enregistreur de pression et son procede d'utilisation
FR2703470A1 (fr) * 1993-03-29 1994-10-07 Inst Francais Du Petrole Dispositif d'émission-réception permanent pour la surveillance d'une formation souterraine et méthode de mise en Óoeuvre.
WO1996024751A1 (fr) * 1995-02-09 1996-08-15 Baker Hughes Incorporated Systeme de transmission acoustique
WO1997049894A1 (fr) * 1996-06-24 1997-12-31 Baker Hughes Incorporated Methode et appareil pour l'essai, la completion et l'entretien de puits de forage, au moyen d'un dispositif de detection
US5921731A (en) * 1996-12-31 1999-07-13 The Ingersoll Milling Machine Company High speed hydrostatic spindle
US6036413A (en) * 1997-01-02 2000-03-14 The Ingersoll Milling Machine Company High speed hydrodynamic spindle
US6442105B1 (en) 1995-02-09 2002-08-27 Baker Hughes Incorporated Acoustic transmission system
US7604055B2 (en) 2004-04-12 2009-10-20 Baker Hughes Incorporated Completion method with telescoping perforation and fracturing tool

Families Citing this family (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2728973A1 (fr) * 1994-12-29 1996-07-05 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour la surveillance sismique a long terme d'une zone souterraine renfermant des fluides
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
US7252160B2 (en) * 1995-06-12 2007-08-07 Weatherford/Lamb, Inc. Electromagnetic gap sub assembly
CA2151525C (fr) * 1995-06-12 2002-12-31 Marvin L. Holbert Appareil de transmission de signaux souterrains
MY115236A (en) * 1996-03-28 2003-04-30 Shell Int Research Method for monitoring well cementing operations
US6125935A (en) * 1996-03-28 2000-10-03 Shell Oil Company Method for monitoring well cementing operations
NO982017L (no) * 1998-05-04 1999-11-05 Subsurface Technology As Fremgangsmåte til plugging av brönner til bruk i forbindelse med utvinning av et fluid
NO315725B1 (no) 1998-06-18 2003-10-13 Norges Geotekniske Inst Anordning for måling og overvåking av resistivitet utenfor et brönnrör i etpetroleumsreservoar
NO316786B1 (no) * 1998-06-18 2004-05-10 Statoil Asa Georadar med permanent, fikserte sender- og mottakerantenner i en produksjonsbronn for fjerndetektering av elektriske egenskaper
US6135204A (en) * 1998-10-07 2000-10-24 Mccabe; Howard Wendell Method for placing instrumentation in a bore hole
FR2785945B1 (fr) * 1998-11-17 2001-02-23 Schlumberger Services Petrol Procede d'implantation de composants dans un dispositif de fond de puits et dispositif ainsi obtenu
US6429784B1 (en) * 1999-02-19 2002-08-06 Dresser Industries, Inc. Casing mounted sensors, actuators and generators
US6230800B1 (en) 1999-07-23 2001-05-15 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for long term monitoring of a hydrocarbon reservoir
FR2826402B1 (fr) * 2001-06-26 2004-02-20 Schlumberger Services Petrol Support pour moyen de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures
AU2002324484B2 (en) * 2001-07-12 2007-09-20 Sensor Highway Limited Method and apparatus to monitor, control and log subsea oil and gas wells
FR2830623B1 (fr) * 2001-10-05 2004-06-18 Inst Francais Du Petrole Methode pour la detection et le classement automatique suivant differents criteres de selection, d'evenements sismiques dans une formation souterraine
US7000697B2 (en) 2001-11-19 2006-02-21 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement apparatus and technique
EP1341190B1 (fr) * 2002-02-28 2008-03-26 Services Petroliers Schlumberger Câble électrique de fond de puits
US20040065437A1 (en) * 2002-10-06 2004-04-08 Weatherford/Lamb Inc. In-well seismic sensor casing coupling using natural forces in wells
GB2396211B (en) 2002-10-06 2006-02-22 Weatherford Lamb Multiple component sensor mechanism
US7036601B2 (en) 2002-10-06 2006-05-02 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method for transporting, deploying, and retrieving arrays having nodes interconnected by sections of cable
US6888972B2 (en) * 2002-10-06 2005-05-03 Weatherford/Lamb, Inc. Multiple component sensor mechanism
US7451809B2 (en) * 2002-10-11 2008-11-18 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve
US7178600B2 (en) * 2002-11-05 2007-02-20 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve
US7350590B2 (en) * 2002-11-05 2008-04-01 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US7255173B2 (en) * 2002-11-05 2007-08-14 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US7219729B2 (en) * 2002-11-05 2007-05-22 Weatherford/Lamb, Inc. Permanent downhole deployment of optical sensors
US7413018B2 (en) * 2002-11-05 2008-08-19 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for wellbore communication
US7001866B2 (en) * 2002-11-13 2006-02-21 Conocophillips Company Modification of the pore structure of metal oxide and mixed metal oxide supports for catalysts synthesis
US7040402B2 (en) * 2003-02-26 2006-05-09 Schlumberger Technology Corp. Instrumented packer
CA2509819C (fr) * 2004-06-14 2009-08-11 Weatherford/Lamb, Inc. Methodes et dispositif reduisant le bruit d'un signal electromagnetique
US7726396B2 (en) * 2007-07-27 2010-06-01 Schlumberger Technology Corporation Field joint for a downhole tool
FR2931953B1 (fr) 2008-05-28 2010-06-18 Inst Francais Du Petrole Procede pour localiser l'origine spatiale d'un evenement sismique se produisant au sein d'une formation souterraine
US9650843B2 (en) 2011-05-31 2017-05-16 Schlumberger Technology Corporation Junction box to secure and electronically connect downhole tools
WO2012174571A2 (fr) * 2011-06-17 2012-12-20 David L. Abney, Inc. Outil souterrain avec passage électronique étanche à travers de multiples sections
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
SG11201501839VA (en) * 2012-09-26 2015-04-29 Halliburton Energy Services Inc In-line sand screen gauge carrier
US9260961B2 (en) * 2013-06-14 2016-02-16 Baker Hughes Incorporated Modular monitoring assembly
US9725996B2 (en) * 2014-08-07 2017-08-08 Alkorayef Petroleum Company Limited Electrical submergible pumping system using a power crossover assembly for a power supply connected to a motor
US8997852B1 (en) * 2014-08-07 2015-04-07 Alkhorayef Petroleum Company Limited Electrical submergible pumping system using a power crossover assembly for a power supply connected to a motor
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
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
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
FR3076850B1 (fr) 2017-12-18 2022-04-01 Quartzdyne Inc Reseaux de capteurs distribues pour mesurer une ou plusieurs pressions et temperatures et methodes et assemblages associes
US11506046B2 (en) * 2020-12-16 2022-11-22 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Instrumented coupling electronics

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2168920A1 (fr) * 1972-01-26 1973-09-07 Schlumberger Prospection
US4570481A (en) * 1984-09-10 1986-02-18 V.E. Kuster Company Instrument locking and port bundle carrier
GB2196410A (en) * 1986-10-22 1988-04-27 Wood Group Drilling & Prod A housing for pipe monitoring apparatus
FR2642849A1 (fr) * 1989-02-09 1990-08-10 Inst Francais Du Petrole Dispositif perfectionne de surveillance sismique d'un gisement souterrain

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4392376A (en) * 1981-03-31 1983-07-12 S-Cubed Method and apparatus for monitoring borehole conditions
US4475591A (en) * 1982-08-06 1984-10-09 Exxon Production Research Co. Method for monitoring subterranean fluid communication and migration
US4593771A (en) * 1984-02-23 1986-06-10 Nl Sperry-Sun Of Canada, Ltd. Tubing-conveyed external gauge carriers
US4628995A (en) * 1985-08-12 1986-12-16 Panex Corporation Gauge carrier
US4711123A (en) * 1985-11-25 1987-12-08 Halliburton Company Bundle type downhole gauge carrier
FR2600172B1 (fr) * 1986-01-17 1988-08-26 Inst Francais Du Petrole Dispositif d'installation de capteurs sismiques dans un puits de production petroliere
US4979563A (en) * 1989-10-25 1990-12-25 Schlumberger Technology Corporation Offset shock mounted recorder carrier including overpressure gauge protector and balance joint

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2168920A1 (fr) * 1972-01-26 1973-09-07 Schlumberger Prospection
US4570481A (en) * 1984-09-10 1986-02-18 V.E. Kuster Company Instrument locking and port bundle carrier
GB2196410A (en) * 1986-10-22 1988-04-27 Wood Group Drilling & Prod A housing for pipe monitoring apparatus
FR2642849A1 (fr) * 1989-02-09 1990-08-10 Inst Francais Du Petrole Dispositif perfectionne de surveillance sismique d'un gisement souterrain

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1994009255A1 (fr) * 1992-10-19 1994-04-28 Marathon Oil Company Support pour appareil enregistreur de pression et son procede d'utilisation
FR2703470A1 (fr) * 1993-03-29 1994-10-07 Inst Francais Du Petrole Dispositif d'émission-réception permanent pour la surveillance d'une formation souterraine et méthode de mise en Óoeuvre.
WO1996024751A1 (fr) * 1995-02-09 1996-08-15 Baker Hughes Incorporated Systeme de transmission acoustique
US6442105B1 (en) 1995-02-09 2002-08-27 Baker Hughes Incorporated Acoustic transmission system
US5829520A (en) * 1995-02-14 1998-11-03 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device
WO1997049894A1 (fr) * 1996-06-24 1997-12-31 Baker Hughes Incorporated Methode et appareil pour l'essai, la completion et l'entretien de puits de forage, au moyen d'un dispositif de detection
GB2331314A (en) * 1996-06-24 1999-05-19 Baker Hughes Inc Method and apparatus for testing, completing and/or maintaining wellbores using a sensor device
GB2331314B (en) * 1996-06-24 2001-01-24 Baker Hughes Inc Apparatus for monitoring a reservoir in a wellbore
US5921731A (en) * 1996-12-31 1999-07-13 The Ingersoll Milling Machine Company High speed hydrostatic spindle
US6036413A (en) * 1997-01-02 2000-03-14 The Ingersoll Milling Machine Company High speed hydrodynamic spindle
US7604055B2 (en) 2004-04-12 2009-10-20 Baker Hughes Incorporated Completion method with telescoping perforation and fracturing tool
US7938188B2 (en) 2004-04-12 2011-05-10 Baker Hughes Incorporated Completion method with telescoping perforation and fracturing tool

Also Published As

Publication number Publication date
EP0533526B1 (fr) 1996-07-24
DE69212415T2 (de) 1997-01-16
MX9205260A (es) 1993-05-01
FR2681373B1 (fr) 1993-10-29
US5303773A (en) 1994-04-19
DE69212415D1 (de) 1996-08-29
NO923587L (no) 1993-03-18
FR2681373A1 (fr) 1993-03-19
NO305573B1 (no) 1999-06-21
CA2078467C (fr) 2003-11-25
CA2078467A1 (fr) 1993-03-18
NO923587D0 (no) 1992-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0533526B1 (fr) Dispositif perfectionné de surveillance d&#39;un gisement pour puits de production
EP0360652B1 (fr) Système de réception de signaux pouvant être couplé avec la paroi d&#39;un puits ou forage
EP0816632B1 (fr) Dispositif et méthode de transmission d&#39;informations par onde électromagnétique
EP0780702B1 (fr) Méthode et dispositif pour l&#39;acquisition de signaux en cours de forage
EP0546892B1 (fr) Procédé et dispositif pour l&#39;interconnexion électrique d&#39;appareils tels que de sondes de puits
FR2642849A1 (fr) Dispositif perfectionne de surveillance sismique d&#39;un gisement souterrain
CA2090294C (fr) Methode et dispositif pour etablir une connexion electrique intermittente avec un outil a poste fixe dans un puits
FR2600172A1 (fr) Dispositif d&#39;installation de capteurs sismiques dans un puits de production petroliere
EP0547961A1 (fr) Système de surveillance active ou passive d&#39;un gisement souterrain installé a poste fixe
FR2910925A1 (fr) Systeme et procede de telemetrie dans les puits de forage
FR2891002A1 (fr) Systeme et methode de communication pour site de forage
EP0769606B1 (fr) Dispositif d&#39;exploration d&#39;une formation souterraine traversée par un puits horizontal comportant plusieurs capteurs
CA2014045C (fr) Methode et dispositif de prospection sismique dans des puits et notamment des puits devies
FR2892448A1 (fr) Systeme et methode de telemetrie dans les puits de forage hystorique de l&#39;invention.
CA2120190C (fr) Dispositif d&#39;emission-reception permanent pour la surveillance d&#39;une formation souterraine et methode de mise en oeuvre
CA1287141C (fr) Systeme de transmission de signaux entre un ensemble de reception descendu dans un puits et un laboratoire central de commande et d&#39;enregistrement
FR2509053A1 (fr) Dispositif de detection des entrees d&#39;eau a l&#39;interieur d&#39;une flute sismique
EP0574295B1 (fr) Système sismique mobile de grande longueur pour puits
FR2775349A1 (fr) Methode et dispositif de surveillance permanente d&#39;une formation souterraine
EP1459103B1 (fr) Systeme d&#39;emission sismique mobile a dispositifs de couplage fixes, et methode pour sa mise en oeuvre
FR2510762A1 (fr) Systeme d&#39;interconnexion des elements d&#39;un dispositif de reception de grande longueur, permettant de doubler le nombre de traces d&#39;enregistrement correspondant aux signaux captes
JPS6376633A (ja) 地中通信装置

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 19920930

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): DE GB NL

17Q First examination report despatched

Effective date: 19931126

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): DE GB NL

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)

Effective date: 19960805

REF Corresponds to:

Ref document number: 69212415

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19960829

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed
REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: IF02

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 20070926

Year of fee payment: 16

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20070925

Year of fee payment: 16

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20090401

NLV4 Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee

Effective date: 20090401

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20090401

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20100929

Year of fee payment: 19

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20110904

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20110904