FR2712626A1 - Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . - Google Patents
Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . Download PDFInfo
- Publication number
- FR2712626A1 FR2712626A1 FR9313719A FR9313719A FR2712626A1 FR 2712626 A1 FR2712626 A1 FR 2712626A1 FR 9313719 A FR9313719 A FR 9313719A FR 9313719 A FR9313719 A FR 9313719A FR 2712626 A1 FR2712626 A1 FR 2712626A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- well
- sensor
- reservoir
- communication
- fluid
- 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
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims description 14
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/119—Details, e.g. for locating perforating place or direction
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
- E21B47/017—Protecting measuring instruments
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Rolling Contact Bearings (AREA)
- Investigating Materials By The Use Of Optical Means Adapted For Particular Applications (AREA)
Abstract
Procédé pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres (10) constituant au moins un réservoir (R1) de fluide et traversé par au moins un puits (9), dans lequel on mesure, à l'aide d'au moins un capteur (14), au moins un paramètre représentatif du réservoir et/ou des mouvements du fluide, caractérisé par les étapes suivantes: - on fixe de manière permanente ledit capteur dans le puits; et - on assure la communication (au sens hydraulique) dudit capteur avec ledit réservoir, tout en isolant au moins la section du puits où se trouve ledit capteur, du reste du puits.
Description
1 PROCEDE ET DISPOSITIF POUR LA SURVEILLANCE
ET LE CONTROLE DE FORMATIONS TERRESTRES
CONSTITUANT UN RESERVOIR DE FLUIDES
La présente invention concerne un procédé et un dispositif pour sa mise en oeuvre, en vue de surveiller et contrôler un réservoir d'hydrocarbures et/ou gaz, lesdites formations étant traversées par au moins un puits de production par lequel lesdits fluides
sont acheminés vers la surface.
Lors de la production de fluides tels que les hydrocarbures et/ou du gaz provenant d'un gisement souterrain, il est important de connaître l'évolution et le comportement du réservoir, pour permettre de contrôler et d'optimiser la production d'une part, et de prévoir les modifications susceptibles d'affecter le réservoir,
afin de prendre les mesures appropriées, d'autre part.
On connaît des procédés et dispositifs destinés à contrôler et déterminer le comportement de réservoirs souterrains, par la mesure de la pression des fluides. Une première méthode consiste à disposer au fond d'un puits de production, une jauge de pression, reliée à la surface par un cable apte à permettre la transmission d'informations depuis et vers la jauge, à
partir de la surface.
Cette méthode connue présente des inconvénients. En premier lieu, la jauge de pression disposée au fond du puits et ses dispositifs annexes sont très coûteux; à titre d'exemple, il arrive que le coût
soit de l'ordre de celui du puits de production lui-même.
Par ailleurs, la jauge de pression ainsi disposée au fond -2-
du puits ne permet de mesurer la pression que dans le puits, et en cours de production.
Selon une seconde méthode connue, appelée en anglais "interference testing", on procède à des mesures de pression, à l'aide d'au moins deux puits distants l'un de l'autre et traversant la zone productrice, cette dernière étant isolée en partie supérieure et inférieure, dans chacun des puits, par des organes obturateurs (connus en langue anglaise sous la10 dénomination "packer"). On dispose une ou plusieurs jauge(s) de pression dans la zone productrice, dans chaque puits. Ensuite, on provoque une impulsion de pression, artificiellement, dans l'un des puits, et on mesure la variation dans le temps de la pression dans
l'autre puits, résultant de cette impulsion de pression.
Cette méthode dite d'interférence testing, présente des inconvénients, malgré l'intérêt relatif des mesures qu'elle est susceptible d'apporter. Cette méthode est très coûteuse car il est nécessaire d'arrêter la20 production des puits dans lesquels on effectue la mesure, et ceci se traduit par des montants extrêmement élevés puisqu'une campagne de mesures peut durer plusieurs jours. Ceci est d'autant plus vrai qu'il est nécessaire d'arrêter l'ensemble des puits d'une zone faisant l'objet de mesures. Par ailleurs, cette méthode n'est possible qu'entre puits existants, et nécessite donc au moins deux
puits forés dans la même zone de production.
Enfin et surtout, les méthodes connues, quelles qu'elles soient, ne permettent d'effectuer des mesures que dans le puits de production. Il faut se livrer à des interpolations, des extrapolations et de calculs complexes pour tenter de déterminer, à partir de ces mesures dans le puits de production, le comportement du réservoir. En d'autres termes, ces mesures ne -3- I permettent pas de déterminer le comportement du réservoir lui-même, et ceci est d'autant plus vrai pour les zones du réservoir éloignées du puits de production o sont effectuées les mesures.5 La présente invention remédie à ces inconvénients et propose une méthode et un dispositif
aptes à réaliser des mesures représentatives du comportement effectif d'un réservoir, et ce directement, de manière économique, et sans que la mesure soit10 affectée par les conditions régnant dans le puits de production.
A cette fin, selon l'invention, le procédé pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant au moins un réservoir de fluide et15 traversées par au moins un puits, dans lequel on mesure, à l'aide d'au moins un capteur, au moins un paramètre représentatif du réservoir et/ou des mouvements du fluide, est caractérisé par les étapes suivantes: - on fixe de façon permanente ledit capteur dans le puits; et on assure la mise en communication (au sens hy- draulique) dudit capteur avec ledit réservoir, tout en isolant au moins la section du puits o se trouve
ledit capteur du reste du puits.
Selon un mode préféré, le paramètre est la pression du fluide dans le réservoir.
L'invention concerne également un ensemble, pour la mise en oeuvre du procédé, et comportant: - des moyens de fixation permanents dudit capteur dans le puits au niveau du réservoir; - des moyens de mise en communication (au sens hydraulique) du capteur avec le réservoir; et -4 -
1 - des moyens d'isolation aptes à isoler la section du puits o se trouve le capteur, du reste du puits.
L'invention concerne en outre un dispositif destiné à être installé dans un puits traversant un réservoir, en vue de l'étude et/ou contrôle de ce dernier, comprenant un capteur apte à être fixé de façon permanente dans le puits au niveau du réservoir, et des moyens de mise en communication du capteur avec le réservoir, l'ensemble capteur/moyens de communication 10 étant apte à être descendu à l'extrémité d'un cable dans
le puits.
L'invention sera bien comprise à la
lumière de la description qui suit, se rapportant à des
exemples illustratifs et non limititatifs, en liaison avec le dessin annexé dans lequel: - la figure 1 est une représentation schématique d'un premier exemple de mise en oeuvre de l'invention; - la figure 2 est une vue schématique de détail du dispositif de la figure 1; - la figure 3 est une coupe longitudinale schématique partielle du puits équipé du dispositif de la figure 2; - la figure 4 est une coupe transversale schématique montrant le fonctionnement de la charge explosive directionnelle associée au capteur de la figure 2;25 - la figure 5 montre un second exemple de mise en oeuvre de l'invention; et - les figures 6A et 6B montrent chacune une variante de réalisation des moyens de mise en communication du
capteur avec le réservoir.
Comme montré sur la figure 1, un puits de production 9 traverse des formations terrestres 10 dont la surface porte la référence 11. Les formations 10 comportent un premier réservoir Ri et un second réservoir R2 d'hydrocarbures. Le puits 9 est équipé d'un tubage 12 1 et, disposée concentriquement au tubage, d'une colonne de production 13, connue en elle-même, et destinée à amener
le fluide (hydrocarbures et/ou gaz) issu de la zone productrice (réservoir R2) vers la surface, en vue de5 stocker le fluide et d'acheminer ce dernier vers des moyens de traitement à la surface.
Le réservoir Rl n'est pas producteur de fluide dans le puits 9 de production; seul le fluide provenant du réservoir R2 (symbolisé par les flèches) est acheminé, grâce aux perforations 16, à l'intérieur de la
colonne de production 13.
A la profondeur correspondant au réservoir Ri non producteur dans le puits 10, sur la surface extérieure du tubage 12, est fixé un capteur de pression15 14, tel qu'une jauge de pression connue en elle-même. Cette dernière est reliée à la surface 11 par l'intermédiaire d'un cable 15 courant le long du tubage. Le cable 15 est relié en surface d'une part à des moyens 18 d'alimentation en énergie, et d'autre part à des moyens 19 aptes à envoyer et recevoir des informations,
respectivement vers et depuis la jauge de pression 14.
Les moyens 19, ainsi que les moyens d'alimentation en
énergie électrique 18, sont connus en eux-mêmes.
Le capteur ou jauge de pression 14 est disposé de façon permanente contre la paroi externe du tubage 12. Une fois le tubage 12 mis en place de manière que la jauge soit disposée à la profondeur voulue, on injecte du ciment 20, de manière connue, dans l'espace annulaire entre la face extérieure du tubage et la paroi
27 du puits.
La mesure de pression réalisée dans la zone du réservoir Rl traversée par le puits est rendue possible par la mise en communication de la jauge de
pression avec le réservoir Rl.
-6- 1 La mise en communication de la jauge avec les fluides de la formation est, selon un exemple de mise en oeuvre, réalisée à distance, depuis la surface, à l'aide de moyens tels qu'une charge explosive5 directionnelle, disposée à proximité de la jauge. Le capteur 14 reste cependant isolé du fluide entrant dans la colonne 13 et provenant du réservoir producteur R2. Il n'a été représenté sur la figure 1 qu'un seul capteur 14 et un seul puits. Plusieurs puits et plusieurs jauges peuvent être disposés de manière à augmenter la couverture, en terme de mesure, du réservoir Rl. La figure 2 montre une vue de détail du tubage 12 et du dispositif de la figure 1 comportant une jauge de pression 14, représentée symboliquement et fixée sur la paroi extérieure du tubage 12. Une liaison filaire 21 relie la jauge de pression et une interface électronique 22 permettant d'alimenter le capteur et transmettre l'information depuis et vers la jauge de pression. L'interface 22, connue en elle-même et non représentée en détail, est reliée au cable 15 dont
l'extrémité supérieure est reliée en surface aux moyens de traitement 19 et à la source d'énergie 18 (figure 1). Le cable 15 est fixé contre la paroi extérieure du tubage 25 12.
Une charge explosive directionnelle 24 est disposée à la base de la jauge de pression. Sa mise à feu est commandée depuis la surface via l'interface 22 et le cable 15.30 La figure 3 montre schématiquement la disposition de la jauge de pression et de la charge explosive associée, dans le puits. La jauge 14 est fixée par tout moyen connu sur la paroi extérieure du tubage 12. La charge explosive 24 est fixée sur la jauge de -7- I pression. Du ciment 20 est injecté entre la paroi extérieure du tubage 12 et la paroi 27 du puits 10 traversant le réservoir R1. La figure 4 montre, en coupe transversale (transversalement à l'axe longitudinal du puits), la disposition réciproque de la jauge de pression et de la charge explosive directionnelle. Cette dernière est disposée de manière à diriger l'énergie résultant de l'explosion, selon une direction sensiblement tangente au tubage 12, et également transversale à l'axe longitudinal de ce dernier. Les flêches "fM symbolisent le flux d'énergie résultant de l'explosion de la charge et permettant de percer le ciment à cet endroit et également une partie de la formation terrestre, au niveau de la15 paroi 27 du puits. Ceci permet de mettre en communication
les fluides du réservoir Rl avec la jauge de pression 14.
La charge explosive est de préférence composée de deux charges 24a et 24b dégageant une énergie dans deux sens opposés de la même direction tangente. Ainsi, la mise en
communication de la jauge avec le réservoir n'endommage pas le tubage 12.
Sur la figure 5, on a représenté une seconde forme de réalisation de l'invention, o les éléments similaires portent les mêmes références que ceux
des figures 1 à 4.
Un puits de production 9 équipé d'un tubage 12 et d'une colonne 13 traverse un réservoir d'hydrocarbures R3; du ciment 20 est injecté entre la
paroi exterieure du tubage 12 et la paroi 27 du puits.
Des perforations 16 permettent au fluide de pénétrer dans
le puits et l'intérieur de la colonne 13.
Un puits 30, creusé à quelque distance (entre quelques centaines de mètres et quelques kilomètres par exemple), traverse également le réservoir I R3. Seule la partie supérieure du puits 30 est pourvue d'un tubage 31 (sur une.hauteur qui dépend du niveau de la zone R3 et de l'état du puits), le reste du puits est laissé sans tubage.5 On descend, accroché à un cable 32, un dispositif de mesure 33 comportant un tube 34 (tel qu'une section de tubage) sur la paroi extérieure duquel sont fixées une jauge de pression 14 et une charge explosive directionnelle 24. Le tube 34 peut contenir un dispositif
électronique associé au capteur.
Du ciment 35 est injecté dans le puits à une profondeur correspondant au réservoir R3, de façon à ce que le dispositif de mesure 33 soit fixé de manière permanente dans le puits et de façon à empêcher le fluide15 du réservoir R3 de pénétrer dans le puits 30. Ce dernier constitue un puits de mesure, alors que le puits 9 est
destiné à la production.
L'actionnement de la charge explosive 24, de la manière décrite cidessus, permet d'engendrer des perforations 36, 37 aptes à mettre en communication le fluide du réservoir R3 et la jauge de pression 14. Le fluide avec lequel cette dernière est en communication ne
peut pénétrer dans le puits de mesure 30.
Selon une première variante, représentée schématiquement sur la figure 6A, on assure la communication entre le réservoir et le capteur par exemple à l'aide d'un élément 40 associé au capteur qui met ce dernier en communication avec le réservoir. Le canal 41 de communication ainsi créé est protégé par cet élément lors de la cimentation. On évite ainsi les problèmes et difficultés liés à l'usage d'explosifs (mise
à feu et sécurité).
Une seconde variante, montrée sur la figure 6B, montre deux volumes cylindriques de ciment, -9 - 1 respectivement 35A et 35B, disposés de part et d'autre d'une zone ou section 43 du puits o se trouve le capteur 34. Le réservoir 10 est en communication, au sens hydraulique, avec la section 43 et donc avec le capteur 34. La section 43 est isolée du reste du puits par les volumes ou Ubouchonsa de ciment inférieur 35B et
supérieur 35A.
- 10 -
Claims (1)
1 communication comportent une charge explosive directionnelle (24).
13 - Dispositif selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu'il comporte deux charges explosives aptes à diriger l'énergie selon deux directions opposées.
14 - Dispositif selon l'une des revendications 9 ou 10, caractérisé en ce que le capteur (14)est associé à un
élément (40) apte à réaliser un canal de communication
entre le capteur et le réservoir.
Priority Applications (9)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9313719A FR2712626B1 (fr) | 1993-11-17 | 1993-11-17 | Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . |
DE69429901T DE69429901T2 (de) | 1993-11-17 | 1994-11-02 | Verfahren und Vorrichtung zur Regelung von unterirdischen Speichern |
EP94402468A EP0656460B1 (fr) | 1993-11-17 | 1994-11-02 | Méthode et dispositif de contrôle de réservoir souterrains |
DK94402468T DK0656460T3 (da) | 1993-11-17 | 1994-11-02 | Fremgangsmåde og indretning til overvågning af underjordiske reservoirer |
CA002135446A CA2135446C (fr) | 1993-11-17 | 1994-11-09 | Methodes pour la surveillance des formations/gisements petroliferes, et installations et dispositifs pour leur mise en oeuvre |
GB9422975A GB2284626B (en) | 1993-11-17 | 1994-11-15 | Methods for monitoring reservoir-bearing formations,installations and devices for their implementation |
AU78846/94A AU693809B2 (en) | 1993-11-17 | 1994-11-16 | Methods for monitoring reservoir-bearing formations, installations and devices for their implementation |
NO19944379A NO315133B1 (no) | 1993-11-17 | 1994-11-16 | Fremgangsmåte og anordning for overvåking av en undergrunnsformasjon |
US08/340,973 US5467823A (en) | 1993-11-17 | 1994-11-17 | Methods and apparatus for long term monitoring of reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9313719A FR2712626B1 (fr) | 1993-11-17 | 1993-11-17 | Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FR2712626A1 true FR2712626A1 (fr) | 1995-05-24 |
FR2712626B1 FR2712626B1 (fr) | 1996-01-05 |
Family
ID=9452936
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FR9313719A Expired - Fee Related FR2712626B1 (fr) | 1993-11-17 | 1993-11-17 | Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5467823A (fr) |
EP (1) | EP0656460B1 (fr) |
AU (1) | AU693809B2 (fr) |
CA (1) | CA2135446C (fr) |
DE (1) | DE69429901T2 (fr) |
DK (1) | DK0656460T3 (fr) |
FR (1) | FR2712626B1 (fr) |
GB (1) | GB2284626B (fr) |
NO (1) | NO315133B1 (fr) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101236255B (zh) * | 2007-12-28 | 2011-02-09 | 上海神开石油化工装备股份有限公司 | 地下流体复合监测方法 |
Families Citing this family (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO325157B1 (no) * | 1995-02-09 | 2008-02-11 | Baker Hughes Inc | Anordning for nedihulls styring av bronnverktoy i en produksjonsbronn |
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 |
US5730219A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US6065538A (en) * | 1995-02-09 | 2000-05-23 | Baker Hughes Corporation | Method of obtaining improved geophysical information about earth formations |
NO301674B1 (no) * | 1995-05-24 | 1997-11-24 | Petroleum Geo Services As | Fremgangsmåte for installering av en eller flere instrumentenheter |
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 |
US6766854B2 (en) | 1997-06-02 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Well-bore sensor apparatus and method |
US6693553B1 (en) | 1997-06-02 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir management system and method |
US6426917B1 (en) | 1997-06-02 | 2002-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir monitoring through modified casing joint |
US6691779B1 (en) | 1997-06-02 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore antennae system and method |
US5992519A (en) * | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
US6300762B1 (en) | 1998-02-19 | 2001-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Use of polyaryletherketone-type thermoplastics in a production well |
CA2264409A1 (fr) * | 1998-03-16 | 1999-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methode de mise en place permanente de capteurs dans un cuvelage |
CA2236615C (fr) | 1998-04-30 | 2006-12-12 | Konstandinos S. Zamfes | Mesure differentielle de la quantite totale de gaz eliminee pendant le forage |
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 |
US6135204A (en) * | 1998-10-07 | 2000-10-24 | Mccabe; Howard Wendell | Method for placing instrumentation in a bore hole |
US6276873B1 (en) | 1999-01-29 | 2001-08-21 | Southern California Edison Company | Ground water remediation control process |
US6429784B1 (en) | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
US6386288B1 (en) * | 1999-04-27 | 2002-05-14 | Marathon Oil Company | Casing conveyed perforating process and apparatus |
US6230800B1 (en) * | 1999-07-23 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for long term monitoring of a hydrocarbon reservoir |
US6182013B1 (en) | 1999-07-23 | 2001-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for dynamically estimating the location of an oil-water interface in a petroleum reservoir |
US6507401B1 (en) | 1999-12-02 | 2003-01-14 | Aps Technology, Inc. | Apparatus and method for analyzing fluids |
US6580751B1 (en) | 2000-02-01 | 2003-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | High speed downhole communications network having point to multi-point orthogonal frequency division multiplexing |
US6980940B1 (en) * | 2000-02-22 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corp. | Intergrated reservoir optimization |
US6534986B2 (en) | 2000-05-01 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Permanently emplaced electromagnetic system and method for measuring formation resistivity adjacent to and between wells |
US6360820B1 (en) | 2000-06-16 | 2002-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore |
GB2366578B (en) * | 2000-09-09 | 2002-11-06 | Schlumberger Holdings | A method and system for cement lining a wellbore |
US6788065B1 (en) | 2000-10-12 | 2004-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slotted tubulars for subsurface monitoring in directed orientations |
US7096092B1 (en) | 2000-11-03 | 2006-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for remote real time oil field management |
AU781387B2 (en) | 2000-11-03 | 2005-05-19 | Noble Engineering And Development Ltd. | Instrumented cementing plug and system |
WO2003029614A2 (fr) * | 2001-09-28 | 2003-04-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Outil et procede permettant de mesurer les proprietes d'une formation de terrain entourant un trou de forage |
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 |
GB2387859B (en) | 2002-04-24 | 2004-06-23 | Schlumberger Holdings | Deployment of underground sensors |
US6886632B2 (en) | 2002-07-17 | 2005-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating formation properties in inter-well regions by monitoring saturation and salinity front arrivals |
US6788263B2 (en) * | 2002-09-30 | 2004-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Replaceable antennas for subsurface monitoring apparatus |
US7152676B2 (en) * | 2002-10-18 | 2006-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Techniques and systems associated with perforation and the installation of downhole tools |
US7493958B2 (en) * | 2002-10-18 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for multiple zone perforating |
GB2406871B (en) * | 2002-12-03 | 2006-04-12 | Schlumberger Holdings | Intelligent well perforating systems and methods |
US6962202B2 (en) * | 2003-01-09 | 2005-11-08 | Shell Oil Company | Casing conveyed well perforating apparatus and method |
US7040402B2 (en) * | 2003-02-26 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corp. | Instrumented packer |
GB0502395D0 (en) * | 2005-02-05 | 2005-03-16 | Expro North Sea Ltd | Reservoir monitoring system |
US8151882B2 (en) * | 2005-09-01 | 2012-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to deploy a perforating gun and sand screen in a well |
EP1945905B1 (fr) * | 2005-11-04 | 2010-11-24 | Shell Oil Company | Surveillance de proprietes de formation |
US7637318B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure communication assembly external to casing with connectivity to pressure source |
US8540027B2 (en) | 2006-08-31 | 2013-09-24 | Geodynamics, Inc. | Method and apparatus for selective down hole fluid communication |
GB2444957B (en) * | 2006-12-22 | 2009-11-11 | Schlumberger Holdings | A system and method for robustly and accurately obtaining a pore pressure measurement of a subsurface formation penetrated by a wellbore |
EP2000630A1 (fr) | 2007-06-08 | 2008-12-10 | Services Pétroliers Schlumberger | Appareil de mesure de la pression 4D de fond de trou et procédé pour la caractérisation de la perméabilité |
EP2025863A1 (fr) * | 2007-08-09 | 2009-02-18 | Services Pétroliers Schlumberger | Système et procédé de surveillance d'une formation sous-marine |
WO2009022095A1 (fr) * | 2007-08-10 | 2009-02-19 | Schlumberger Holdings Limited | Procédés et systèmes d'installation d'un câble pour la mesure d'un paramètre physique |
US7784539B2 (en) * | 2008-05-01 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrocarbon recovery testing method |
US20100044027A1 (en) | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Arrangement and method for sending and/or sealing cement at a liner hanger |
GB2464481B (en) * | 2008-10-16 | 2011-11-02 | Dynamic Dinosaurs Bv | Method for installing sensors in a borehole |
EP2192263A1 (fr) * | 2008-11-27 | 2010-06-02 | Services Pétroliers Schlumberger | Procédé de contrôle de bouchons de ciment |
US8781747B2 (en) * | 2009-06-09 | 2014-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining parameters of a layered reservoir |
US8365824B2 (en) * | 2009-07-15 | 2013-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Perforating and fracturing system |
US20120048539A1 (en) * | 2010-08-24 | 2012-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Reservoir Pressure Monitoring |
CA2830927C (fr) * | 2011-04-12 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ouverture d'une conduite cimentee dans un puits |
AU2012323825B2 (en) * | 2011-10-11 | 2017-03-30 | Gray, Ian Dr | Formation pressure sensing system |
US20140318232A1 (en) * | 2013-04-29 | 2014-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Relative permeability from borehole resistivity measurements |
NO340917B1 (no) | 2013-07-08 | 2017-07-10 | Sensor Developments As | System og fremgangsmåte for in-situ bestemmelse av et brønnformasjonstrykk gjennom et sementlag |
EP2886794A1 (fr) * | 2013-12-23 | 2015-06-24 | Services Pétroliers Schlumberger | Systèmes et procédés de calibrage, évaluation de ciment |
US9797218B2 (en) * | 2014-05-15 | 2017-10-24 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore systems with hydrocarbon leak detection apparatus and methods |
WO2016111629A1 (fr) | 2015-01-08 | 2016-07-14 | Sensor Developments As | Procédé et appareil de mesure permanente de pression de formation de puits de forage à partir d'un emplacement cémenté in situ |
US9970286B2 (en) | 2015-01-08 | 2018-05-15 | Sensor Developments As | Method and apparatus for permanent measurement of wellbore formation pressure from an in-situ cemented location |
US10669817B2 (en) * | 2017-07-21 | 2020-06-02 | The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. | Downhole sensor system using resonant source |
WO2019083955A1 (fr) | 2017-10-23 | 2019-05-02 | Philip Teague | Procédés et moyens de mesure de l'interface eau-huile à l'intérieur d'un réservoir à l'aide d'une source de rayons x |
US11261727B2 (en) | 2020-02-11 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Reservoir logging and pressure measurement for multi-reservoir wells |
US11867033B2 (en) | 2020-09-01 | 2024-01-09 | Mousa D. Alkhalidi | Casing deployed well completion systems and methods |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4475591A (en) * | 1982-08-06 | 1984-10-09 | Exxon Production Research Co. | Method for monitoring subterranean fluid communication and migration |
WO1985003105A1 (fr) * | 1984-01-04 | 1985-07-18 | Claude Louis | Piezometre multiple et application d'un tel piezometre |
US4548266A (en) * | 1984-01-20 | 1985-10-22 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for isolating two aquifers in a single borehole |
FR2682715A1 (fr) * | 1991-10-21 | 1993-04-23 | Elf Aquitaine | Detecteur de venue de gaz. |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4480690A (en) * | 1981-02-17 | 1984-11-06 | Geo Vann, Inc. | Accelerated downhole pressure testing |
NO844838L (no) * | 1984-12-04 | 1986-06-05 | Saga Petroleum | Fremgangsmaate ved registrering av forbindelse mellom oljebroenners reservoarer. |
FR2648509B1 (fr) * | 1989-06-20 | 1991-10-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour conduire des operations de perforation dans un puits |
US5302780A (en) * | 1992-06-29 | 1994-04-12 | Hughes Aircraft Company | Split coaxial cable conductor and method of fabrication |
-
1993
- 1993-11-17 FR FR9313719A patent/FR2712626B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1994
- 1994-11-02 DE DE69429901T patent/DE69429901T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1994-11-02 EP EP94402468A patent/EP0656460B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1994-11-02 DK DK94402468T patent/DK0656460T3/da active
- 1994-11-09 CA CA002135446A patent/CA2135446C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1994-11-15 GB GB9422975A patent/GB2284626B/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-11-16 AU AU78846/94A patent/AU693809B2/en not_active Ceased
- 1994-11-16 NO NO19944379A patent/NO315133B1/no not_active IP Right Cessation
- 1994-11-17 US US08/340,973 patent/US5467823A/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4475591A (en) * | 1982-08-06 | 1984-10-09 | Exxon Production Research Co. | Method for monitoring subterranean fluid communication and migration |
WO1985003105A1 (fr) * | 1984-01-04 | 1985-07-18 | Claude Louis | Piezometre multiple et application d'un tel piezometre |
US4548266A (en) * | 1984-01-20 | 1985-10-22 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for isolating two aquifers in a single borehole |
FR2682715A1 (fr) * | 1991-10-21 | 1993-04-23 | Elf Aquitaine | Detecteur de venue de gaz. |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101236255B (zh) * | 2007-12-28 | 2011-02-09 | 上海神开石油化工装备股份有限公司 | 地下流体复合监测方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US5467823A (en) | 1995-11-21 |
EP0656460A2 (fr) | 1995-06-07 |
AU693809B2 (en) | 1998-07-09 |
GB2284626A (en) | 1995-06-14 |
NO315133B1 (no) | 2003-07-14 |
FR2712626B1 (fr) | 1996-01-05 |
EP0656460B1 (fr) | 2002-02-20 |
CA2135446A1 (fr) | 1995-05-18 |
GB9422975D0 (en) | 1995-01-04 |
DE69429901D1 (de) | 2002-03-28 |
DE69429901T2 (de) | 2002-09-05 |
EP0656460A3 (fr) | 1995-07-26 |
CA2135446C (fr) | 2003-01-14 |
NO944379L (no) | 1995-05-18 |
DK0656460T3 (da) | 2002-06-03 |
AU7884694A (en) | 1995-05-25 |
NO944379D0 (no) | 1994-11-16 |
GB2284626B (en) | 1997-04-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
FR2712626A1 (fr) | Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . | |
EP0122839B1 (fr) | Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits | |
CA1304073C (fr) | Methode et dispositif de transmission de l'information par cable et par ondes de boue | |
EP1706714B1 (fr) | Dispositif tubulaire instrumente pour le transport d'un fluide sous pression par des rosettes de bragg | |
FR2785330A1 (fr) | Appareil et procede d'orientation dynamique pour le forage d'un puits devie | |
EP0816632A1 (fr) | Dispositif et méthode de transmission d'informations par onde électromagnétique | |
US20060102347A1 (en) | Method and apparatus for logging a well using fiber optics | |
FR2609105A1 (fr) | Methode et dispositif pour effectuer des mesures ou/et interventions dans une portion de puits fortement inclinee et son application a la realisation de profils sismiques | |
FR2648509A1 (fr) | Methode et dispositif pour conduire des operations de perforation dans un puits | |
FR2858065A1 (fr) | Systeme et procede de mesure de parametres de fond pendant le forage | |
FR2515346A1 (fr) | Appareil et procede de surveillance d'une matiere stockee | |
FR2583815A1 (fr) | Dispositif et methode de protection temporaire d'un outil d'intervention ou d'un instrument de mesure fixe a l'extremite d'une colonne | |
CA1328399C (fr) | Procede et dispositif pour effectuer des mesures caracterisant des formations geologiques, dans un forage horizontal realise depuis une voie souterraine | |
FR2562150A1 (fr) | Sonde geomecanique pour puits de forage | |
EP0773344A1 (fr) | Dispositif d'exploration d'une formation souterraine traversée par un puits horizontal comportant plusieurs sondes ancrables | |
CA2292917A1 (fr) | Systeme d'installation permanente des sondes de mesure a l'interieur d'un conduit par verrou amovible par pression de fluide | |
WO2020025667A1 (fr) | Dispositif d'acquisition et communication de données entre colonnes de puits de pétrole ou de gaz | |
FR2609101A1 (fr) | Systeme de deplacement d'un ensemble d'instruments et methode de mesures ou/et d'interventions dans un puits | |
FR2826402A1 (fr) | Support pour moyen de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures | |
FR2495773A1 (fr) | Plate-forme marine munie de moyens de detection d'eventuelles fissures | |
FR3021992B1 (fr) | Procede et systeme d'exploitation et de surveillance d'un puits d'extraction ou de stockage de fluide | |
FR2617901A1 (fr) | Procede de forage avec transmission electromagnetique d'informations depuis le fond | |
EP0537076A1 (fr) | Procédé et dispositif d'introduction provisoire d'un appareil dans une canalisation enterrée | |
FR2721347A1 (fr) | Améliorations des, ou liées aux mesures en cours de forage dans un puits. | |
FR3047040A1 (fr) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
ST | Notification of lapse |