EP1144804B1 - Verfahren zur erkennung eines flüssigkeitszuflusses im bohrloch während des bohrens und vorrichtung zur durchführung des verfahrens - Google Patents

Verfahren zur erkennung eines flüssigkeitszuflusses im bohrloch während des bohrens und vorrichtung zur durchführung des verfahrens Download PDF

Info

Publication number
EP1144804B1
EP1144804B1 EP99961157A EP99961157A EP1144804B1 EP 1144804 B1 EP1144804 B1 EP 1144804B1 EP 99961157 A EP99961157 A EP 99961157A EP 99961157 A EP99961157 A EP 99961157A EP 1144804 B1 EP1144804 B1 EP 1144804B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
mud
thermal equilibrium
heat flow
loaded
drilling
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.)
Expired - Lifetime
Application number
EP99961157A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP1144804A1 (de
Inventor
Thierry Botrel
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.)
Elf Exploration Production SAS
Original Assignee
Elf Exploration Production SAS
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 Elf Exploration Production SAS filed Critical Elf Exploration Production SAS
Publication of EP1144804A1 publication Critical patent/EP1144804A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP1144804B1 publication Critical patent/EP1144804B1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements

Definitions

  • the present invention relates to a method for detecting comings of formation fluids in a well being drilled, as well as a device for the implementation of this process.
  • a drilling installation comprises a drill string hollow cylindrical arranged inside a casing, provided at its lower end of a drilling tool and coupled at its upper part to a drive device in rotation.
  • the installation also includes a tube extension that connects the upper part of the casing to the surface equipment.
  • the mud injected inside the drill string is loaded with rock cuttings formed by the action of the tool drilling on the formation, goes up in the annular space defined by the drill string on the one hand and the casing extended by the extension tube and the wall of the hole in drilling on the other hand and then returns to the storage tanks after removal of spoil.
  • a known method for detecting the inflow of fluids in the well in drilling is to measure the difference between the flow of fresh mud injected and the flow of charged sludge which rises and then compare this difference to a predetermined threshold. Exceeding this threshold signifying an inflow of fluid.
  • This difference in flow is generally determined indirectly at from the measurement of the level of the mud in the corrected storage tanks known additions of fluids to the mud, such as chemicals, and variations in the volume of mud in the well linked to equipment maneuvers.
  • This determination is also affected by the loss of mud in a part of the training that can mask or delay the variation of the difference between the flow of fresh mud and the flow of charged mud resulting from the coming of fluids in the well, the difference that is the basis of the detection.
  • the object of the present invention is precisely to remedy these disadvantages and in particular of providing a detection method and device early arrival of formation fluid in a well during drilling.
  • This method and this device can be used for the detection of comings of fluids in the form of liquid or gaseous hydrocarbons, or water, during drilling on land or at sea, this detection making it possible to take measures to stop the development of these events or minimize their effects.
  • the characteristic representative of thermal equilibrium is the rate of change of heat flux circulating between fresh mud and loaded mud through the wall of the train stems, at a given depth.
  • the characteristic representative of thermal equilibrium is the difference between the instantaneous value and a sliding time average value of the heat flux circulating between the sludge fresh and the mud loaded through the wall of the drill string, to a depth given.
  • the present invention provides a a process which also consists, in case of detection of a variation in the characteristic, greater than a threshold, to transmit a signal to said system indicative of said detection so that it generates an alarm.
  • the characteristic characteristic of thermal equilibrium is the rate of variation of the heat flow circulating between the fresh mud and the charged mud through the wall of the drill string, at a given depth.
  • the representative characteristic of thermal equilibrium is the difference between the instantaneous value and a sliding time average value of the heat flux circulating between fresh mud and loaded mud through the wall of the train stems, at a given depth.
  • said device comprises transmission means connected to the output of the processing means, to transmit to the said system the signal indicative of a coming of fluid, so that said system generates an alarm.
  • the characteristic characteristic of thermal equilibrium is the rate of variation of the heat flow circulating between the charged mud and the sea water through the wall of the extension tube, at a given depth.
  • the representative characteristic of thermal equilibrium is the difference between the instantaneous value and a sliding time average value of the heat flux flowing between charged mud and seawater through the wall of the tube extension, to a given depth.
  • the characteristic characteristic of thermal equilibrium is the rate of variation of the measured heat flux.
  • the representative characteristic of thermal equilibrium is the difference between the instantaneous value and the sliding average value of the measured heat flux.
  • the drilling installation being conducted from a control system, it comprises transmission means connected to the output of the processing means, to transmit to the said system the signal indicative of a coming of fluid, so that said system generates an alarm.
  • FIG. 1 represents an oil well 1 underwater during drilling, realized by means of an installation which includes, a floating platform 2 which supports a train 3 of rods, consisting of cylindrical tubes screwed end to end, provided at its lower end of a drilling tool 4 and at its upper part of a head 13 injection.
  • the train 3 of rods is rotated by means not shown in Figure 1, mounted on platform 2.
  • a mud pump 10 sucks fresh mud stored in a tank 8 at through a suction pipe 11 and discharges this mud into the head 13 injection.
  • the well being drilled has a casing 5 extended in its part upper by an extension tube 6 and at its lower part by the wall of the hole 5a in progress.
  • the extended casing 5 surrounds the train 3 with rods for form an annular space 7, the upper part of which is connected by a line 9 to tank 8.
  • the fresh mud discharged by the pump 10 into the injection head 13 is injected inside the train 3 of rods in which it flows from top to bottom and crosses the drilling tool 4 is loaded with cuttings, then goes back up into space 7 annular and returns via line 9 to the storage tank 8.
  • the device for detecting the arrival of formation fluid in the well 1 includes a sensor 14 for measuring heat flow mounted against the wall external of the drill string 3 in the lower part of the annular space 7 to 10 meters above the drilling tool 4.
  • the sensor 14 delivers on an output 15 a signal representative of the flow which flows between the fresh mud and the loaded mud through the internal and external walls of the drill string, at its mounting point.
  • the flow thermal measured by the sensor 14 is the quantity of heat exchanged by the sludge charged which circulates in the annular space 7, with the fresh mud injected into the inside of the drill string 3, by means of said drill string, per unit of time and per unit area of the external wall of the string 3 of rods, it is expressed by example in Watt per cm2.
  • This rupture causes a variation in the heat flux measured by means of the sensor 14.
  • the output 15 of the sensor 14 is connected to an input of the means 16 of calculation of the speed of variation of the heat flux measured by the sensor 14 which deliver on an output 17 a signal representative of the derivative with respect to time of the measured heat flux.
  • the heat flux measured by the sensor 14 is substantially constant, its derivative with respect to time is therefore very small.
  • the flow temperature measured by the sensor 14 varies and its derivative with respect to time becomes strongly negative and exceeds the value of the predetermined threshold.
  • the filtering of the signal delivered by the means 16 prior to the comparison is a classic operation which aims to eliminate non-variation significant of fluid inflows.
  • the threshold value is determined on site according to the conditions of drilling such as the thermal gradient, the nature of the fluids, the depth, drilling diameter, flow rate of drilling fluid.
  • the signal delivered on the output 19 by the processing means 18 is therefore indicative of a formation fluid coming into the well.
  • the output 19 of the processing means is connected to an input of means transmission comprising a transmitter module 20 placed near the sensor 14 and a receiver module 21 placed at the upper part of the annular space 7.
  • the module 21 delivers on an output 22 an image signal of the signal delivered on the output 19 by the processing means 18.
  • a control system 23 for controlling the drilling installation connected to the output 22 of receiver module 21, generates an alarm in the form of a message displayed on a driving console to warn of a coming of fluid in the well, an operator of the drilling installation, who will operate the shutters of safety devices not shown in Figure 1.
  • the command and control system 23 can also act on the installation by example by operating the emergency stop devices to limit the effects of coming of fluid that has been detected.
  • a variant of the invention consists in transmitting the signal delivered by the sensor 14, by transmission means suitable for calculation means and processing means installed on the platform.
  • the sensor 14, the calculation means, the processing means and the transmission means can advantageously be mounted on a cuff which will be inserted between two tubes of the drill string.
  • This cuff can simultaneously support a usual system for measuring other parameters during drilling such as pressure, inclination the weight on the tool.
  • a variant of the embodiment of the invention described above consists in mounting two devices for detecting the arrival of training fluids on the outer wall of the drill string at different depths and to be measured the time interval between the detection of a fluid arrival by each of the two devices.
  • the interval thus measured gives an indication of the nature of the coming. Indeed, an arrival of gas propagating faster than an arrival of liquid, the time interval measured in the first case will be shorter than that measured in the second.
  • FIG 2 shows a timing diagram of the main signals involved in the device of the invention shown in Figure 1.
  • F represents the evolution of the heat flux measured by means of the sensor 14 as a function of time, an inflow of fluid into the well appearing at time to.
  • dF / dT represents the speed of variation of the heat flux measured in function of time
  • S is the value of the predetermined threshold whose exceeding allows to detect a coming of fluid.
  • Sg represents the signal delivered by the processing means, indicative of a fluid coming into the well.
  • the invention it is possible to detect early a coming of formation fluid in a well being drilled in the form of hydrocarbons gaseous and / or liquid, and / or water without risk of delay or masking by loss of mud in training and at lower cost
  • the method and device of the invention are insensitive to the movements of the platform and to variations in the volume of the extension tube, and in all cases the presence of cuttings in the loaded mud.

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)

Claims (16)

  1. Verfahren zur Erkennung eines Formationsflüssigkeits-Zuflusses in einem Bohrloch (1) während des Bohrens, wobei das Bohren darin besteht, ein Loch (5) in einer Formation zu realisieren, mittels einer Anlage, die ein hohles, zylindrisches Bohrgestänge (3) umfaßt, das innerhalb einer Verrohrung (5) angeordnet ist und in das frischer Bohrschlamm injiziert wird, wobei das Bohrgestänge (3), die Verrohrung (5) und die Wandung des Loches (5a) im Lauf der Realisierung einen ringförmigen Raum (7) definieren, durch den beladener Schlamm nach oben steigt, dadurch gekennzeichnet, daß das Verfahren darin besteht:
    den Wärmestrom, der in einer gegebenen Tiefe durch die Wandung des Bohrgestänges (3) zwischen dem frischen Schlamm und dem beladenen Schlamm zirkuliert, kontinuierlich, zu messen,
    ausgehend von dem Wärmestrom den Wert eines charakteristischen Merkmals eines thermischen Gleichgewichts kontinuierlich zu berechnen, welches Gleichgewicht sich in Abwesenheit eines Formationsflüssigkeits-Zuflusses zwischen dem innerhalb des Bohrgestänges (3) zirkulierenden frischen Schlamm und dem in dem ringförmigen Raum (7) nach oben steigenden beladenen Schlamm einstellt, und
    oberhalb einer bestimmten Schwelle liegende Veränderungen im Wert des Merkmals zu erkennen, wobei die Veränderungen einen aus dem Formationsflüssigkeits-Zufluß in das Bohrloch (1) resultierenden Bruch des thermischen Gleichgewichts darstellen.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das charakteristische Merkmal für das thermische Gleichgewicht die Schwankungsgeschwindigkeit des Wärmestromes ist, der durch die Wandung des Bohrgestänges (3) hindurch in einer gegebenen Tiefe zwischen dem frischen Schlamm und dem beladenen Schlamm zirkuliert.
  3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das charakteristische Merkmal für das thermische Gleichgewicht die Differenz zwischen dem augenblicklichen Wert und einem gleitenden zeitlichen Mittelwert des Wärmestromes ist, der durch die Wandung des Bohrgestänges (3) hindurch in einer gegebenen Tiefe zwischen dem frischen Schlamm und dem beladenen Schlamm zirkuliert.
  4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Bohranlage mittels eines Überwachungs- und Steuer-Systems geleitet wird und das Verfahren des weiteren darin besteht, im Falle der Erkennung einer über eine bestimmte Schwelle hinausgehenden Veränderung des charakteristischen Merkmals des Wärmestromes dem System ein für die Erkennung charakteristisches Signal zu senden, damit das System einen Alarm auslöst.
  5. Vorrichtung zur Erkennung eines Formationsflüssigkeits-Zuflusses in einem Bohrloch (1) während des Bohrens, wobei das Bohren darin besteht, ein Loch (5a) in einer Formation zu realisieren, mittels einer Anlage, die ein hohles, zylindrisches Bohrgestänge (3) umfaßt, das innerhalb einer Verrohrung (5) angeordnet ist und in das frischer Bohrschlamm injiziert wird, wobei das Bohrgestänge (3), die Verrohrung (5) und die Wandung des Loches (5a) im Lauf der Realisierung einen ringförmigen Raum (7) definieren, durch den der beladene Schlamm nach oben steigt, dadurch gekennzeichnet, daß die Vorrichtung folgendes umfaßt:
    mindestens einen Meßfühler zur Messung des Wärmestromes, der in einer gegebenen Tiefe durch die Wandung des Bohrgestänges (3) zwischen dem frischen Schlamm und dem beladenen Schlamm zirkuliert, wobei der Fühler ein Meßsignal des genannten Wärmestroms an einen Ausgang liefert,
    an den Ausgang des Fühlers angeschlossene Berechnungsmittel zum Berechnen des Wertes eines charakteristischen Merkmals eines thermischen Gleichgewichts ausgehend von dem gemessenen Wärmestrom, welches Gleichgewicht sich, in Abwesenheit eines Formationsflüssigkeits-Zuflusses, zwischen dem innerhalb des Bohrgestänges (3) zirkulierenden frischen Schlamm und dem in dem ringförmigen Raum (7) nach oben steigenden beladenen Schlamm einstellt, und
    an einen Ausgang der Berechnungsmittel angeschlossene Verarbeitungsmittel zum:
    Erkennen von oberhalb einer bestimmten Schwelle liegenden Veränderungen im Wert des Merkmals, wobei die Veränderungen einen aus dem Formationsflüssigkeits-Zufluß in das Bohrloch (1) resultierenden Bruch des thermischen Gleichgewichts darstellen, und
    Abgeben eines für den Formationsflüssigkeits-Zufluß kennzeichnenden Signals an einen Ausgang.
  6. Vorrichtung nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß das charakteristische Merkmal für das thermische Gleichgewicht die Schwankungsgeschwindigkeit des Wärmestromes ist, der durch die Wandung des Bohrgestänges hindurch in einer gegebenen Tiefe zwischen dem frischen Schlamm und dem beladenen Schlamm zirkuliert.
  7. Vorrichtung nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß das charakteristische Merkmal für das thermische Gleichgewicht die Differenz zwischen dem augenblicklichen Wert und einem gleitenden zeitlichen Mittelwert des Wärmestromes ist, der durch die Wandung des Bohrgestänges hindurch in einer gegebenen Tiefe zwischen dem frischen Schlamm und dem beladenen Schlamm zirkuliert.
  8. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis 7, dadurch gekennzeichnet, daß die Bohranlage mittels eines Überwachungs- und Steuer-Systems geleitet wird und die Vorrichtung an den Ausgang der Verarbeitungsmittel angeschlossene Übertragungsmittel umfaßt, um dem System ein einen Formationsflüssigkeits-Zufluß angebendes Signal zu senden, damit das System einen Alarm auslöst.
  9. Verfahren zur Erkennung eines Formationsflüssigkeits-Zuflusses in einem Unterwasserbohrloch (1) während des Bohrens, wobei das Bohren durch eine Anlage realisiert wird, die ein hohles, zylindrisches Bohrgestänge (3) umfaßt, das innerhalb einer Verrohrung (5) angeordnet ist, die durch ein sich im Wasser zwischen dem Meeresboden und der Oberfläche erstreckendes Verlängerungsrohr verlängert ist, wobei frischer Bohrschlamm in das Bohrgestänge (3) injiziert wird, das zusammen mit der genannten Verrohrung (5) und mit dem Verlängerungsrohr einen ringförmigen Raum (7) bildet, durch den beladenen Schlamm nach oben steigt, dadurch gekennzeichnet, daß das Verfahren darin besteht:
    den Wärmestrom, der in einer gegebenen Tiefe durch die Wandung des Verlängerungsrohrs zwischen dem beladenen Schlamm und dem Meerwasser zirkuliert, kontinuierlich zu messen,
    ausgehend von dem gemessenen Wärmestrom den Wert eines charakteristischen Merkmals eines thermischen Gleichgewichts kontinuierlich zu berechnen, welches Gleichgewicht sich in Abwesenheit eines Formationsflüssigkeits-Zuflusses zwischen dem Meerwasser und dem in dem ringförmigen Raum (7) nach oben steigenden beladenen Schlamm einstellt, und
    oberhalb einer bestimmten Schwelle liegende Veränderungen im Wert des Merkmals zu erkennen, wobei die Veränderungen einen aus dem Formationsflüssigkeits-Zufluß in dem Bohrloch (1) resultierenden Bruch des thermischen Gleichgewichts darstellen.
  10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß das charakteristische Merkmal für das thermische Gleichgewicht die Schwankungsgeschwindigkeit des Wärmestromes ist, der durch die Wandung des Verlängerungsrohres hindurch in einer gegebenen Tiefe zwischen dem beladenen Schlamm und dem Meerwasser zirkuliert.
  11. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß das charakteristische Merkmal für das thermische Gleichgewicht die Differenz zwischen dem augenblicklichen Wert und einem gleitenden zeitlichen Mittelwert des Wärmestromes ist, der durch die Wandung des Verlängerungsrohres hindurch in einer gegebenen Tiefe zwischen dem beladenen Schlamm und dem Meerwasser zirkuliert.
  12. Verfahren nach einem der Ansprüche von 9 bis 11, dadurch gekennzeichnet, daß die Bohranlage mittels eines Überwachungs- und Steuer-Systems geleitet wird und das Verfahren des weiteren darin besteht, im Falle der Erkennung einer über eine bestimmte Schwelle hinausgehenden Veränderung des charakteristischen Merkmals des Wärmestromes, dem System ein für die Erkennung charakteristisches Signal zu senden, damit das System einen Alarm auslöst.
  13. Vorrichtung zur Erkennung eines Formationsflüssigkeits-Zuflusses in einem Unterwasserbohrloch (1) während des Bohrens, wobei das Bohren mittels einer Anlage realisiert wird, die ein hohles, zylindrisches Bohrgestänge (3) umfaßt, das innerhalb einer Verrohrung (5) angeordnet ist, die durch ein sich im Wasser zwischen dem Meeresboden und der Oberfläche erstreckendes Verlängerungsrohr verlängert ist, wobei frischer Bohrschlamm in das Bohrgestänge (3) injiziert wird, das zusammen mit der Verrohrung (5) und mit dem Verlängerungsrohr einen ringförmigen Raum (7) bildet, durch den beladener Schlamm nach oben steigt, dadurch gekennzeichnet, daß die Vorrichtung folgendes umfaßt:
    mindestens einen Meßfühler zur Messung des Wärmestromes, der in gegebener Tiefe durch die Wandung des Verlängerungsrohrs hindurch zwischen dem beladenen Schlamm und dem Meerwasser zirkuliert, wobei der Fühler ein Meßsignal des Wärmestroms an einen Ausgang liefert,
    an den Ausgang des Fühlers angeschlossene Berechnungsmittel zum Berechnen des Werts eines charakteristischen Merkmals eines thermischen Gleichgewichts ausgehend von dem gemessenen Wärmestrom, welches Gleichgewicht sich in Abwesenheit eines Formationsflüssigkeits-Zuflusses zwischen dem in dem ringförmigen Raum (7) nach oben steigenden beladenen Schlamm und dem Meerwasser durch die Wandung des Verlängerungsrohres in einer gegebenen Tiefe einstellt, und
    an einen Ausgang der Berechnungsmittel angeschlossene Verarbeitungsmittel zum:
    Erkennen von oberhalb einer bestimmten Schwelle liegenden Veränderungen im Wert des Merkmals, wobei die Veränderungen einen aus dem Formationsflüssigkeits-Zufluß in das Bohrloch (1) resultierenden Bruch des thermischen Gleichgewichts darstellen, und
    Abgeben eines für den Formationsflüssigkeits-Zufluß kennzeichnenden Signals an einen Ausgang.
  14. Vorrichtung nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, daß das charakteristische Merkmal für das thermische Gleichgewicht die Schwankungsgeschwindigkeit des gemessenen Wärmestromes ist.
  15. Vorrichtung nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, daß das charakteristische Merkmal für das thermische Gleichgewicht die Differenz zwischen dem augenblicklichen Wert und dem gleitenden zeitlichen Mittelwert des gemessenen Wärmestromes ist.
  16. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 13 bis 15, dadurch gekennzeichnet, daß die Bohranlage mittels eines Überwachungs- und Steuer-Systems geleitet wird und die Vorrichtung an den Ausgang der Verarbeitungsmittel angeschlossene Übertragungsmittel umfaßt, um dem System ein einen Formationsflüssigkeits-Zufluß angebendes Signal zu senden, damit das System einen Alarm auslöst.
EP99961157A 1998-12-23 1999-12-23 Verfahren zur erkennung eines flüssigkeitszuflusses im bohrloch während des bohrens und vorrichtung zur durchführung des verfahrens Expired - Lifetime EP1144804B1 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9816363 1998-12-23
FR9816363 1998-12-23
PCT/FR1999/003267 WO2000039433A1 (fr) 1998-12-23 1999-12-23 Procede de detection d'une venue de fluide de formation dans un puits en cours de forage et dispositif pour la mise en oeuvre de ce procede

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP1144804A1 EP1144804A1 (de) 2001-10-17
EP1144804B1 true EP1144804B1 (de) 2003-08-13

Family

ID=9534432

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP99961157A Expired - Lifetime EP1144804B1 (de) 1998-12-23 1999-12-23 Verfahren zur erkennung eines flüssigkeitszuflusses im bohrloch während des bohrens und vorrichtung zur durchführung des verfahrens

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6540021B1 (de)
EP (1) EP1144804B1 (de)
AT (1) ATE247222T1 (de)
DE (1) DE69910438D1 (de)
NO (1) NO320180B1 (de)
WO (1) WO2000039433A1 (de)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040252748A1 (en) * 2003-06-13 2004-12-16 Gleitman Daniel D. Fiber optic sensing systems and methods
US7171316B2 (en) * 2003-10-17 2007-01-30 Invensys Systems, Inc. Flow assurance monitoring
DK1792048T3 (en) * 2004-09-21 2018-03-12 Benthic Geotech Pty Ltd REMOTE GAS MONITORING REMOTE CONTROL DEVICE
DE602005005625T2 (de) * 2005-02-08 2009-06-18 Mikron Agie Charmilles Ag Kontrollverfahren für eine Werkzeugmaschine
US8256565B2 (en) * 2005-05-10 2012-09-04 Schlumberger Technology Corporation Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool
US7913806B2 (en) * 2005-05-10 2011-03-29 Schlumberger Technology Corporation Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool
US9400227B2 (en) * 2009-04-09 2016-07-26 Schlumberger Technology Corporation Method and system for detection of fluid invasion in an annular space of flexible pipe
EP2341214A1 (de) * 2009-12-29 2011-07-06 Welltec A/S Thermografisches Erfassungswerkzeug
CN109164205B (zh) * 2018-07-06 2024-06-14 覃楚倩 一种基于海底基盘的钻探钻井气体监测系统及其监测方法
CN115653573B (zh) * 2022-12-13 2023-04-07 中国石油大学(华东) 一种基于弹性波信号的套管内外双向井下监测装置与方法

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3304766A (en) * 1964-01-17 1967-02-21 Texaco Inc Method for measuring two-phase fluid flow
US3776032A (en) * 1972-07-03 1973-12-04 Shell Oil Co Method and apparatus for detecting an inflow of fluid into a well
US4171642A (en) * 1978-04-19 1979-10-23 Taylor Julian S Fluid producing formation tester
US4733233A (en) * 1983-06-23 1988-03-22 Teleco Oilfield Services Inc. Method and apparatus for borehole fluid influx detection
US4802143A (en) * 1986-04-16 1989-01-31 Smith Robert D Alarm system for measurement while drilling oil wells
US5661236A (en) * 1996-05-24 1997-08-26 Mobil Oil Corporation Pad production log tool

Also Published As

Publication number Publication date
NO20013116D0 (no) 2001-06-21
US6540021B1 (en) 2003-04-01
ATE247222T1 (de) 2003-08-15
NO320180B1 (no) 2005-11-07
NO20013116L (no) 2001-08-23
WO2000039433A1 (fr) 2000-07-06
EP1144804A1 (de) 2001-10-17
DE69910438D1 (de) 2003-09-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
FR2619156A1 (fr) Procede de controle des venues de fluides dans les puits d'hydrocarbures
FR2619155A1 (fr) Procede d'analyse dynamique des venues de fluides dans les puits d'hydrocarbures
CN106194165B (zh) 深水气井测试中天然气水合物堵塞监测装置及方法
JP4960238B2 (ja) 海底掘削のための遠隔ガスモニタリング装置
EP0364362B1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Messen in einem nichteruptiven Bohrloch
US5006845A (en) Gas kick detector
EP1144804B1 (de) Verfahren zur erkennung eines flüssigkeitszuflusses im bohrloch während des bohrens und vorrichtung zur durchführung des verfahrens
CN111364978B (zh) 一种井涌井漏监测装置和监测方法
US20090044617A1 (en) Downhole gas detection in drilling muds
FR2858065A1 (fr) Systeme et procede de mesure de parametres de fond pendant le forage
NO335412B1 (no) Fremgangsmåte og apparat for forsterket impulstelemetri under underbalansert boring
FR2865762A1 (fr) Procede pour determiner la pression de formations terrestres
FR2562152A1 (fr) Procede et appareil de mesure du pouvoir reflecteur d'un sondage pour diametrage en cours de forage
US20140209384A1 (en) Method and system for detecting changes in drilling fluid flow during drilling operations
US11566480B2 (en) Method for detecting fluid influx or fluid loss in a well and detecting changes in fluid pump efficiency
FR2562151A1 (fr) Procede et appareil de determination de la pression dans des formations traversees par un sondage
FR2626615A1 (fr) Methode de mesure acoustique de l'impedance et de la dissipation du sous-sol entourant un forage
FR2659387A1 (fr) Methode d'estimation de la pression interstitielle d'une formation souterraine.
WO2008077041A2 (en) Method to measure flow line return fluid density and flow rate
EP1457778A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Analyse des CO2 Gehaltes in einer Flüssigkeit aus einem Bohrloch
WO2000039431A1 (fr) Procede et dispositif pour regler a une valeur de consigne le niveau du fluide de forage dans le tube prolongateur
FR2549132A1 (fr) Procede et appareil pour la detection de la penetration d'un fluide dans un trou de forage
FR3041372A1 (de)
CN204591261U (zh) 一种石油钻井超声波液位监控装置
CN113806919A (zh) 一种基于隔水管外含气率监测的深水地层参数预测方法

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: 20010528

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE

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

Designated state(s): AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE

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 FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20030813

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT;WARNING: LAPSES OF ITALIAN PATENTS WITH EFFECTIVE DATE BEFORE 2007 MAY HAVE OCCURRED AT ANY TIME BEFORE 2007. THE CORRECT EFFECTIVE DATE MAY BE DIFFERENT FROM THE ONE RECORDED.

Effective date: 20030813

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20030813

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20030813

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20030813

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)
REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: FRENCH

REF Corresponds to:

Ref document number: 69910438

Country of ref document: DE

Date of ref document: 20030918

Kind code of ref document: P

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

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20031113

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20031113

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20031113

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 FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20031114

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

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20031124

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

Ref country code: LU

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

Effective date: 20031223

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20031223

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

Ref country code: MC

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

Effective date: 20031231

Ref country code: LI

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

Effective date: 20031231

Ref country code: CH

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

Effective date: 20031231

Ref country code: BE

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

Effective date: 20031231

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

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20040113

NLV1 Nl: lapsed or annulled due to failure to fulfill the requirements of art. 29p and 29m of the patents act
REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FD4D

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

BERE Be: lapsed

Owner name: *ELF EXPLORATON PRODUCTION

Effective date: 20031231

26N No opposition filed

Effective date: 20040514

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 17

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 18

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 19

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

Ref country code: GB

Payment date: 20181127

Year of fee payment: 20

Ref country code: FR

Payment date: 20181127

Year of fee payment: 20

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: PE20

Expiry date: 20191222

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 EXPIRATION OF PROTECTION

Effective date: 20191222