FR3050755A1 - - Google Patents

Download PDF

Info

Publication number
FR3050755A1
FR3050755A1 FR1752829A FR1752829A FR3050755A1 FR 3050755 A1 FR3050755 A1 FR 3050755A1 FR 1752829 A FR1752829 A FR 1752829A FR 1752829 A FR1752829 A FR 1752829A FR 3050755 A1 FR3050755 A1 FR 3050755A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
sensors
sensor
data
well
control condition
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.)
Pending
Application number
FR1752829A
Other languages
English (en)
Inventor
Matthew Scogin
James Flygare
Colin Mckay
Aswin Balasubramanian
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.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
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 Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of FR3050755A1 publication Critical patent/FR3050755A1/fr
Pending legal-status Critical Current

Links

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
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/003Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
    • 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
    • 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
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure
    • 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
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07Temperature
    • 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
    • E21B47/12Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)
  • Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
  • Cable Transmission Systems, Equalization Of Radio And Reduction Of Echo (AREA)

Abstract

Un système de capteurs de fond de puits (102) en réseau pour un puits (102) comprend un réseau de capteurs, comprenant : le réseau de capteurs comprend une pluralité de capteurs (134) et des segments de câble (132). Chaque capteur est associé à une adresse numérique unique et qui est localisable au fond du puits (102) pour capter des données simultanément et pour émettre les données captées simultanément sous une première condition de commande, et un capteur unique de la pluralité des capteurs (134) est configuré pour capter des données indépendamment et pour émettre indépendamment les données captées d'une seconde condition de commande. Les segments de câble (132) couplent les capteurs en une ligne ou un réseau pour alimenter les capteurs et constituer un canal de communication vers les capteurs et à partir de ceux-ci.

Description

Systèmes et procédés de capteurs en réseau
Historique |0001] Cette section vise à introduire le lecteur à divers aspects de la technique susceptibles d'être liés à divers aspects des modes de réalisation présentement décrits. On considère que la discussion est utile pour procurer au lecteur des informations de fond, afin de faciliter une meilleure compréhension des divers aspects des modes de réalisation décrits. Par conséquent, on comprendra que ces énoncés doivent être lus à la lumière de cela et non comme des admissions de la technique antérieure.
[0002] Les puits de gaz et de pétrole sont généralement équipés de divers capteurs de fond de puits pour mesurer diverses conditions de l'environnement de fond de puits et/ou des paramètres du puits tels que la température, la pression, la vibration, les défaillances, la position et l'orientation des câbles, le flux, la densité, entre autres. Étant donné que les puits peuvent être très profonds, par ex., 1000 à 3000 m, ou plus, les conditions peuvent être différentes à différentes profondeurs du puits. Ainsi, afin de collecter des données concernant les conditions sur toute la profondeur du puits, des capteurs doivent être placés à différentes profondeurs à travers tout le puits. Cependant, l'environnement de fond de puits, et le fait qu'il ne soit pas facilement accessible, présente plusieurs défis pour équiper le puits d'instruments.
[0003] En outre, le fait d'équiper le puits avec des capteurs peut rallonger le temps du procédé de complétion, augmentant les coûts.
Brève descrip'tion des xllus'kra'kions [0004] Pour une description détaillée des modes de réalisation de l'invention, on se référera maintenant aux illustrations ci-jointes, dans lesquelles : [00051 La figure 1 est une vue schématique illustrant un puits de production équipé d'une ligne de capteurs multipoints, conformément à certains modes de réalisation ; [0006] La figure 2 illustre une vue schématique d'une colonne de production avec une ligne de capteurs multipoints fixée à celle-ci, conformément à certains modes de réalisation ; [0007] La figure 3 est une vue détaillée illustrant la ligne de capteurs de la ligne de capteurs multipoints, conformément à certains modes de réalisation ; [0008] La figure 4 est une vue interne illustrant un capteur de la ligne de capteurs multipoints, conformément à certains modes de réalisation ; et [0009] La figure 5 est une vue schématique illustrant le déploiement de la ligne de capteurs multipoints, conformément à certains modes de réalisation.
Description détaillée [0010] En se référant maintenant aux figures, la figure 1 illustre un exemple d'un système de puits de production 100. Le système de puits 100 contient un puits 102 creusé dans une formation 104. Le puits 102 peut être un puits de forage vertical, tel qu'illustré, ou il peut être un puits horizontal ou directionnel. La formation 104 peut être composée de plusieurs zones qui peuvent comprendre des réservoirs de pétrole. Dans certains modes de réalisation, le système de puits 100 peut comprendre un arbre de production 108 et une tête de puits 109 placés au niveau du site de puits 106. Une colonne de production 112 se prolonge de la tête de puits 109 dans le puits 102. La colonne de production 112 comprend une pluralité de perforations 126 à travers lesquelles des fluides provenant de la formation 104 peuvent pénétrer la colonne de production 112 et circuler vers le haut vers l'arbre de production 108.
[0011] Dans certains modes de réalisation, le puits de forage 102 est tubé avec un ou plusieurs segments de tubage 130. Les segments de tubage 130 aident à maintenir la structure du puits 102 et empêchent l'affaissement du puits 102 sur lui-même. Dans certains modes de réalisation, une partie du puits n'est pas tubée et peut être appelée un « trou ouvert ». L'espace entre la colonne de production 112 et le tubage 130 ou le puits de forage 102 est un anneau 110. Les fluides de production pénètrent dans l'anneau 110 à partir de la formation 104 et entrent ensuite dans la colonne de production 112 à partir de l'anneau 110. Le fluide de production entre dans l'arbre de production 108 à partir de la colonne de production 112. Le fluide de production est ensuite transporté vers diverses installations en surface pour le traitement à travers un pipeline en surface 114. 10012] Il doit être compris gue le système de puits 100 n'est qu'un exemple de système de puits et qu'il existe plusieurs autres configurations de système de puits qui peuvent également convenir.
[0013] Une ligne de capteurs multipoints 144 est placée au fond du puits dans le puits de forage 102. Dans certains modes de réalisation, la ligne de capteurs 144 est placée sur l'extérieur de la colonne de production 112 le long d'au moins une partie de la longueur de la colonne de production 112. Dans certains modes de réalisation, la ligne de capteurs 144 est couplée à la colonne de production 112 avec une pluralité de crampons 136 à des intervalles le long de la ligne de capteurs 144. La ligne de capteurs 144 comprend un câble 132 avec une pluralité de capteurs. Les capteurs 134 sont configurés pour effectuer des mesures d'une ou de plusieurs conditions de fond de puits telles que la température, la pression, l'humidité, la vibration, la position et 1'orientation .du puits, et ainsi de suite. Par conséquent, les capteurs 134 peuvent être un capteur de température, un capteur de pression, un capteur d'humidité, un accéléromètre, et ainsi de suite. Dans certains modes de réalisation, les capteurs 134 peuvent tous être des capteurs de température, des capteurs de pression, ou un autre type de capteur. Dans d'autres modes de réalisation, la ligne de capteurs 144 comporte un mélange de différents types de capteurs. La ligne de capteurs 144 peut être couplée à un système de commande en surface 150 qui fournit une alimentation au capteur 134 et qui reçoit des données provenant des capteurs 134. La ligne de capteurs 144 peut atteindre une extrémité inférieure 138 de la colonne de production 138 ou un quelconque point entre l'extrémité supérieure 140 et l'extrémité inférieure 138. Dans certains modes de réalisation, les capteurs 134 sont distribués le long de la longueur de la colonne de production 112 de sorte qu'un capteur 134 soit en amont d'un autre. Ainsi, les capteurs 134 peuvent effectuer des mesures à différents profondeurs du puits 102.
[0014] La figure 2 est une vue détaillée de la colonne de production 112 avec la ligne de capteurs 144 couplée à celle-ci. La ligne de capteurs 144 est couplée contre la surface externe de la colonne de production 112 avec des crampons 136 ou d'autres dispositifs de fixation. Dans certains modes de réalisation, la colonne de production 112 est composée d'une pluralité de segments de tuyaux couplés ensemble aux extrémités 202. La ligne de capteurs 144 se prolonge à travers les extrémités articulées 202 et elle est couplée par un crampon d'extrémité 206 qui se prolonge à travers les extrémités articulées 202 des segments de tuyaux. Dans certaines réalisations, la colonne de production 112 peut être équipée d'une ou de plusieurs lignes de capteurs 144 ou d'un réseau de capteurs.
[0015] La figure 3 illustre la ligne de capteurs 144 par elle-même. La ligne de capteurs 144 comprend une pluralité de segments de câble 132a, 132b, 132c, 132d et une pluralité de capteurs 134a, 134b, 134c. Dans certains modes de réalisation, les segments de câble 132 et les capteurs 134 sont couplés linéairement ou de façon alternée. Les capteurs 134 peuvent être soudés aux segments de câble 132. Le câble 132 peut être un câble encapsulé dans un tubage ou un quelconque autre type de câble isolé qui convient pour cette application, comme le saura un spécialiste du domaine. Le nombre de capteurs 134a, 134b, 134c et la distance entre ceux-ci, peuvent varier selon l'application et la résolution souhaitée des données du puits.
La ligne de capteurs 144 peut avoir une longueur globale appropriée, telle que 1000 m, 3000 m, etc., en fonction de l'application et du puits 102. Dans certains modes de réalisation, les connexions entre les capteurs 134a, 134b, 134c et les segments de câble 132a, 132b, 132c, 132d peuvent être entubées ou enroulées d'un tubage de rétrécissement ou un autre moyen de mécanisme de renforcement.
[0016] La figure 4 est une vue interne d'un capteur 134 de la ligne de capteurs 144. Le capteur 134 comporte un boîtier 401 présentant une première extrémité 404a et une seconde extrémité 404b. Dans certains modes de réalisation, le boîtier 401 est composé d'une première partie de boîtier 403a et d'une seconde partie de boîtier 403b couplées ensemble par une vis 418. Le boîtier 401 contient des composants du capteur et des composants électroniques qui permettent le fonctionnement du capteur 134. Le boîtier 401 du mode de réalisation illustré a une forme tubulaire, mais dans d'autres modes de réalisation le boîtier 401 peut avoir d'autres formes contenant un orifice dans lequel les composants du capteur sont placés. Le boîtier 401 peut être fabriqué en métaux ou en alliage de métal, ou à partir d'un quelconque autre matériau approprié connu des spécialistes du domaine. Dans certains modes de réalisation, le boîtier 401 peut être conçu pour résister à une certaine pression, telle que 30 000 psi. Le boîtier 401 peut résister à des pressions supérieures ou inférieures à 30 000 psi.
[00171 Le capteur 134 est couplé à un premier segment de câble 132a au niveau de la première extrémité 404a et à un deuxième segment de câble 132b au niveau de la seconde extrémité 404b. Chacun premier et du deuxième segments de câble 132a, 132b comprend un conducteur 402a, 402b. Le conducteur 402a, 402b peut être un conducteur en cuivre ou un quelconque autre type de conducteur approprié. Les segments de câble 132a, 132b peuvent également comporter un matériau de remplissage placé dans ceux-ci qui centralise les conducteurs 134a, 134b. Dans certains modes de réalisation, la première extrémité 404a du boîtier du capteur 401 est couplée au premier segment de câble 132. Spécifiquement, la première extrémité 404a du boîtier du capteur 401 peut être soudée, brasée, ou autrement couplée mécaniquement au premier segment de câble 132. La seconde extrémité 404b du boîtier du capteur 401 peut être, de la même façon, couplée au second segment de câble 132b. Lorsque le capteur 134 est couplé aux segments de câble 132, les conducteurs 402 des segments de câble 132 peuvent partiellement se prolonger dans le boîtier du capteur 401. Dans certains modes de réalisation, au lieu de ou en sus du soudage du capteur 134 aux conducteurs 402, les capteurs 134 peuvent être couplés aux conducteurs 402 à travers des joints métalliques ou des joints élastomères. (00181 Dans certains modes de réalisation, le capteur 134 comprend un trajet conducteur 406 placé à l'intérieur de celui-ci. Le trajet conducteur 406 est électriquement couplé au conducteur 402a du premier segment de câble 132a au niveau d'une extrémité et au conducteur 402b du deuxième segment de câble 132 à l'autre extrémité. Ainsi, le conducteur 402a du premier segment de câble 132a est électriquement couplé au conducteur 402b du deuxième segment de câble 132b. Le trajet conducteur 406 peut être un fil enroulé, soudé, cramponné et/ou coulé au conducteur 402 aux extrémités. Dans d'autres modes de réalisation, le trajet conducteur 406 peut être implémenté sous forme d'une tracée sur une carte de circuit ou sous forme d'une pièce de matériau conducteur, auquel les conducteurs 402 sont soudés ou autrement électriquement couplés. Dans certains modes de réalisation, il peut également y avoir un joint d'étanchéité placé entre les segments de câble 132 et au niveau des extrémités 404 du boîtier du capteur 401.
Le joint d'étanchéité constitue une barrière, empêchant les fluides du puits de forage de pénétrer le capteur 134 et les segments de câble 132.
[0019] Dans le mode de réalisation illustré dans la figure 4, le capteur 134 est un capteur de température qui comprend un ou plusieurs circuits intégrés à application spécifique (ASIC). Les ASIC peuvent être contenus dans un module multi-puces (MCM) 408. Le capteur 134 peut également comprendre un cristal de référence 410, et un cristal de température 412. Les cristaux 410, 412 peuvent être des cristaux de quartz. Le MCM 408 peut comprendre de multiples ASIC ou circuits intégrés connectés sur un substrat unique. Le MCM 408 peut également être hermétiquement scellé et utiliser un substrat en céramique. Le MCM 408 permet les conversions de télémétrie et d'alimentation pour le capteur 134. L'ASIC 408 est électriquement couplé au conducteur interne 406 et il est alimenté à partir de celui-ci, alimentant l'ASIC 408 et d'autres composants électriques du capteur 134.
[0020] L'ASIC 408 est couplé au cristal de référence 410 et au cristal de température 412. L'ASIC 408 calibre et entraîne les cristaux 410, 412 en même temps qu'il détecte leur fréquence d'oscillation. L'ASIC 408 peut réaliser quelques traitements sur la fréquence mesurée pour générer des données de température qui peuvent être envoyées en haut du puits vers le système de commande 150 à travers le câble 132. Dans certains modes de réalisation, chaque capteur 134 dans la ligne de capteurs 144 peut avoir une adresse unique. Dans certains modes de réalisation de ce type, le système de commande 150 peut envoyer une requête vers l'un des capteurs 134 demandant une sortie de données. La requête contient l'adresse du capteur demandé 134 et seul le capteur demandé 134 répond avec les données. Ainsi, le système de commande 150 est en mesure de cartographier les données reçues vers le capteur de source 134. Le système de commande 150 peut successivement interroger tous les capteurs de cette façon. Dans certains modes de réalisation, les capteurs 134 sont configurés pour envoyer des données vers le système de commande 150 à travers le câble 132 automatiquement sans recevoir une demande spécifique de la part du système de commande 150. Dans de tels modes de réalisation, chaque capteur 134 peut encoder son adresse ou identifiant unique dans les données. Ainsi, lorsque le système de commande 150 reçoit les données provenant de tous les capteurs 134, il peut analyser et/ou cartographier chaque paquet de données individuel par rapport au capteur source 134. L'ASIC 408 peut réaliser un traitement de signal analogique aussi bien que numérique. Dans certains modes de réalisation, un châssis pour l'ASIC 408 est intégré dans le boîtier 401. Dans certains cas, tous les capteurs 134 peuvent être configurés pour prendre des mesures de données au même moment dans le temps en utilisant un schéma de synchronisation. Ceci peut être suivi par le fait que les données soient automatiquement poussées ou que les capteurs 134 soient individuellement adressés pour la récupération des données.
[0021) Les ASIC ou MCM 408 sont un exemple de moyen pour réaliser le traitement ou d'autres fonctions électroniques du capteur 134. Cependant, d'autres types et combinaisons de composants électroniques et de modèles de circuit peuvent être utilisés pour réaliser des fonctions semblables. Ainsi, l'utilisation des ASIC est un exemple de l'activation et non pas de limitation de la présente divulgation.
[0022| Dans certains modes de réalisation, le trajet conducteur 406 qui couple électriquement le premier et le deuxième segments de câble 132a, 132b ne dépend pas de la fonctionnalité de l'ASIC 408 ou d'un quelconque autre composant électronique dans le capteur 134. En cas de défaillance du circuit du capteur 134 et lorsque le capteur 134 ne retourne pas de données, aussi longtemps que le trajet conducteur 406 n'est pas entravé, une alimentation peut être délivrée à travers le capteur et vers les autres capteurs 134 dans la ligne de capteurs 144. En d'autres termes, les composants électroniques du capteur 134 s'alimentent à partir du trajet conducteur 406 de façon parallèle plutôt que d'une façon en série. Ainsi, les capteurs restant 134 dans la ligne de capteurs peuvent rester fonctionnels même si un capteur 134 dans la ligne de capteurs est défectueux. Dans certains modes de réalisation, les capteurs 134 comportent un mécanisme d'atténuation de la contrainte, temporaire ou permanent, au-dessus et en-dessous de chaque capteur 134 afin de protéger la ligne de capteurs 144, particulièrement lors du déploiement et de la récupération de la ligne de capteurs 144.
[0023] La ligne de capteurs 144 est fabriquée sensiblement avant le déploiement au fond du puits. Dans certains modes de réalisation, la ligne de capteurs 144 peut être enroulée autour d'une bobine, dans laquelle elle est stockée jusqu'à son couplage à la colonne de production 112 et son déploiement au fond du puits. La figure 5 est une vue schématique d'une opération de descente dans le trou (RIH) dans laquelle une ligne de capteurs multipoints 144 est déployée. Une opération RIH est réalisée pour placer une colonne de production 112 dans le puits 102, à travers laquelle des fluides de production sont ramenés vers le haut du puits à partir du puits et transportés vers des installations en surface. L'opération RIH est généralement réalisée après forage et tubage du puits.
La colonne de production 112 est généralement composée d'une pluralité de segments de tuyaux couplés ensemble pour former une colonne de production 112. Au cours d'une opération RIH, un segment de tuyau est partiellement descendu dans le puits et suspendu à une extrémité au niveau de la surface. Un autre segment de tuyau est soulevé au-dessus du premier segment de tuyau à partir d'une plateforme 504 et couplé au premier segment de tuyau formant un train de tiges. Le train de tiges est ensuite abaissé plus loin dans le puits 102. Des segments additionnels de tuyau sont ajoutés au train de tiges, de cette façon, jusqu'à ce que la profondeur souhaitée soit atteinte.
[0024] La ligne de capteurs préfabriquée 144 est couplée à la colonne de production 112 lorsque la colonne de production 112 est assemblée et descendue dans le puits 102. Spécifiquement, dans certains modes de réalisation, la ligne de capteurs 144 est couplée au train de tiges au niveau d'un ou de plusieurs points au-dessus du sol. Lorsque le train de tiges est descendu, la ligne de capteurs 144 est également descendue dans le puits. Dans certains modes de réalisation, la ligne de capteurs 144 est déroulée d'une bobine 502 lorsqu'elle est descendue au fond du puits. La ligne de capteurs 144 est continuellement déroulée et couplée au train de tiges et descendue au fond du puits. Dans certains modes de réalisation, la ligne de capteurs 144 est couplée à la colonne de production 112 à travers des crampons ou d'autres moyens de couplage. La ligne de capteurs 144 peut être cramponnée à la colonne de production 112 à des intervalles variés, tels que tous les 10 m. Dans certains modes de réalisation, la ligne de capteurs 144 peut également être couplée à des tubes courts en sus de la colonne de production 112.
[0025] Une fois la colonne de production 112 installée dans le puits, la ligne de capteurs 144 est couplée à un système de commande 150 en surface. On peut alimenter et faire fonctionner la ligne de capteurs 144. Étant donné que la ligne de capteurs 144 est préfabriquée avant le déploiement au fond du puits, le procédé de déploiement de la ligne de capteurs 144 (par ex., le couplage de la ligne de capteurs 144 à la colonne de production 112), n'ajoute pas de durée importante à l'opération RIH.
[0026] En sus des modes de réalisation décrits ci-dessus, de nombreux exemples de combinaisons spécifiques font partie de la portée de la description, dont certains sont présentés plus en détails ci-après :
Exemple 1 : un système de capteurs de fond de puits en réseau pour un puits, comprenant : un réseau de capteurs comprenant : une pluralité de capteurs, dans laquelle chaque capteur est associé à une adresse numérique unique et qui est localisable au fond du puits pour capter des données simultanément et pour émettre les données captées simultanément sous une première condition de commande, et dans laquelle un capteur unique de la pluralité des capteurs est configuré pour capter des données indépendamment et pour émettre indépendamment les données captées d'une seconde condition de commande ; et des segments de câble couplant les capteurs en une ligne ou un réseau pour alimenter des capteurs et constituer un canal de communication vers les capteurs et à partir de ceux-ci.
Exemple 2 : le système de l'exemple 1, comprenant également un dispositif de commande couplé au réseau de capteurs pour alimenter les capteurs et recevoir des données provenant des capteurs.
Exemple 3 : le système de l'exemple 1, dans lequel une défaillance d'un des capteurs n'affecte pas la fonctionnalité de l'un quelconque des autres capteurs.
Exemple 4 : le système de l'exemple 1, dans lequel les capteurs sont configurés pour s'alimenter à partir des segments de câble d'une façon électriquement parallèle.
Exemple 5 : le système de l'exemple 4, dans lequel chaque capteur comprend un conducteur pour coupler électriquement le capteur aux segments de câble.
Exemple 6 : le système de l'exemple 1, dans lequel la pluralité de capteurs comprend des capteurs de température, des capteurs de pression, ou les deux.
Exemple 7 : le système de l'exemple 1 ou 6, dans lequel la pluralité de capteurs comprend un ou plusieurs capteurs à base de quartz.
Exemple 8 : le système de l'exemple 1, dans lequel la première condition de commande comprend une demande pour des données captées simultanément provenant des capteurs, et dans lequel la seconde condition de commande comprend une demande pour des données de capteurs provenant d'un capteur unique.
Exemple 9 : le système de l'exemple 1, dans lequel les capteurs comprennent des mécanismes d'atténuation de la contrainte.
Exemple 10 : un procédé permettant de déployer un système de capteurs en réseau au fond d'un puits, comprenant : l'utilisation d'un réseau de capteurs préfabriqué, le réseau de capteurs préfabriqué comprenant une pluralité de capteurs couplés ensemble à travers des segments de câble ; le couplage de la ligne de capteurs préfabriquée à une colonne de production ; la descente de la colonne de production dans le puits ; et la descente de la colonne de production plus loin dans le puits, dans laquelle la deuxième partie de la ligne de capteurs préfabriquée se trouve plus proche du haut du puits que la première partie de la ligne de capteurs préfabriquée.
Exemple 11 : le procédé de l'exemple 10, comprenant également : le couplage de la ligne de capteurs préfabriquée à un système de commande ; et la fourniture d'une alimentation à la pluralité de capteurs à partir du système de commande.
Exemple 12 : le procédé de l'exemple 10, dans lequel la défaillance d'un de la pluralité des capteurs n'affecte pas la fonctionnalité de l'un quelconque des autres capteurs de la pluralité des capteurs.
Exemple 13 : le procédé de l'exemple 10, dans lequel la pluralité des capteurs comprend un capteur de température, un capteur de pression, ou les deux.
Exemple 14 : le procédé de l'exemple 10 ou 13, dans lequel la pluralité de capteurs comprend un ou plusieurs capteurs à base de quartz.
Exemple 15 : un procédé de fonctionnement d'un système de capteurs en réseau, comprenant : la capture simultanée de données de capteurs par une pluralité de capteurs dans un réseau de capteurs sous une première condition de commande, dans laquelle la pluralité des capteurs est disposée à divers profondeurs au fond du trou et couplée ensemble via des segments de câble ; la transmission des données de capteurs captées simultanément vers le haut du puits via des segments de câble sous la première condition de commande ; la capture indépendante des données de capteurs avec un capteur unique dans le réseau de capteurs sous une seconde condition de commande ; et la transmission des données de capteurs captées indépendamment vers le haut du puits via des segments de câble sous la seconde condition de commande .
Exemple 16 : le procédé de l'exemple 15, dans lequel chaque capteur est associé à une adresse numérique unique.
Exemple 17 : le procédé de l'exemple 16, dans lequel la première condition de commande comprend la réception d'une requête pour des données de capteurs simultanées provenant de la pluralité des capteurs ; et dans lequel la seconde condition de commande comprend la réception d'une requête pour des données de capteur indépendantes provenant d'un capteur unique.
Exemple 18 : Le procédé de l'exemple 16, dans lequel les données de capteurs comprennent des données de température, des données de pression, ou des deux.
Exemple 19 : le procédé de l'exemple 16, dans lequel la première condition de commande comprend des instructions préprogrammées pour émettre des données de capteurs simultanées provenant de la pluralité des capteurs ; et dans lequel la seconde condition de commande comprend des instructions préprogrammées pour émettre des données de capteur indépendantes provenant d'un capteur unique.
Exemple 20 : le procédé de l'exemple 17, dans lequel la pluralité de capteurs comprend un ou plusieurs capteurs à base de quartz.
[0027] La discussion suivante concerne divers modes de réalisation de l'invention. Les figures des dessins ne sont pas nécessairement à l'échelle. Certaines caractéristiques des modes de réalisation peuvent être représentées de façon exagérée à l'échelle ou sous une forme quelque peu schématique, et certains détails d'éléments classiques ne sont pas illustrés par souci de clarté et de concision. Même si un ou plusieurs de ces modes de réalisation peuvent être préférés, les modes de réalisation décrits ne doivent pas être interprétés ou sinon utilisés comme limitant la portée de la description, y compris les revendications. Il faut bien reconnaître que les différents enseignements des modes de réalisation envisagés peuvent être employés séparément ou en une combinaison appropriée quelconque pour produire les résultats voulus. De plus, un spécialiste doit comprendre que la description a une application large, et la discussion de tout mode de réalisation ne doit être qu'un exemple de ce mode de réalisation, et ne vise pas à laisser entendre que la portée de la description, y compris les revendications, se limite à ce mode de réalisation.
[0028] Certains termes sont utilisés à travers toute la description et les revendications correspondent à des caractéristiques ou à des composants particuliers. Comme le comprendra un spécialiste du domaine, différentes personnes peuvent désigner la même caractéristique ou le même composant par des noms différents. Ce document n'est pas destiné à différencier entre les composants ou les caractéristiques qui diffèrent en nom mais non en fonction, sauf indication spécifique. Dans la discussion et dans les revendications, les termes « incluant » et « comprenant » sont utilisés de façon ouverte, et doivent donc être interprétés pour signifier « comprenant, sans limitation... ». De plus, le terme « couple » ou « couplent » vise à désigner une connexion soit indirecte soit directe. De plus, les termes « axial » et « axialement » désignent généralement le long ou parallèle à un axe central (par ex. l'axe central d'un corps ou d'un orifice), tandis que les termes « radial » et « radialement » signifient généralement perpendiculaire à l'axe central. L'emploi de « haut », « bas », « au-dessus », « au-dessous » et des variantes de ces termes se fait par commodité, mais ne nécessite pas d'orientation particulière des composants.
[0029] Tout au long de cette description, la référence à « un mode de réalisation », ou une expression similaire signifie qu'une structure ou une caractéristique particulière décrite en lien avec le mode de réalisation peut faire partie d'au moins un mode de réalisation de la présente description. Ainsi, l'apparition des phrases « dans un>mode de réalisation » et les expressions similaires tout au long de cette description peuvent correspondre toutes, mais pas nécessairement, au même mode de réalisation.
[00301 Bien que la présente invention ait été décrite en se référant à des détails spécifiques, on ne vise pas à ce ces détails soient considérés coirane des limitations de la portée de l'invention, sauf dans la mesure où ils font partie des revendications annexées.

Claims (20)

  1. Revendica-tions Ce qui est revendiqué :
    1. Système de capteurs de fond de puits (102) en réseau pour un puits (102), comprenant : un réseau de capteurs comprenant : une pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c), dans laquelle chaque capteur est associé à une adresse numérique unique et qui est localisable au fond du puits (102) pour capter des données simultanément et pour émettre les données captées simultanément sous une première condition de commande, et dans laquelle un capteur unique de la pluralité des capteurs (134a, 134b, 134c) est configuré pour capter des données indépendamment et pour émettre indépendamment les données captées d'une seconde condition de commande ; et des segments de câble (132) couplant les capteurs en une ligne ou un réseau pour alimenter des capteurs et constituer un canal de communication vers les capteurs et à partir de ceux- ci .
  2. 2. Système de la revendication 1, comprenant également un dispositif de commande (150) couplé au réseau de capteurs (144) pour alimenter les capteurs et recevoir des données provenant des capteurs.
  3. 3. Système de la revendication 1, dans lequel chaque capteur (134) est configuré de manière à ce qu'une défaillance dudit capteur (134) n'affecte pas la fonctionnalité de l'un quelconque des autres capteurs (134).
  4. 4. Système de la revendication 1, dans lequel les capteurs (134a, 134b, 134c) sont configurés pour s'alimenter à partir des segments de câble (132) d'une façon électriquement parallèle.
  5. 5. Système de la revendication 4, dans lequel chaque capteur (134) comprend un conducteur pour coupler électriquement le' capteur (134) aux segments de câble (132) .
  6. 6. Système de la revendication 1, dans lequel la pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c) comprend des capteurs de température, des capteurs de pression, ou les deux.
  7. 7. Système de la revendication 1 ou 6, dans lequel la pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c) comprend un ou plusieurs capteurs à base de quartz.
  8. 8. Système de la revendication 1, dans lequel la première condition de commande comprend une demande pour des données captées simultanément provenant des capteurs (134a, 134b, 134c), et dans lequel la seconde condition de commande comprend une demande pour des données de capteurs (134a, 134b, 134c) provenant d'un capteur unique.
  9. 9. Système de la revendication 1, dans lequel les capteurs (134a, 134b, 134c) comprennent des mécanismes d'atténuation de la contrainte.
  10. 10. Procédé permettant de déployer un système de capteurs en réseau au fond d'un puits (102), comprenant : l'utilisation d'un réseau de capteurs préfabriqué, le réseau de capteurs préfabriqué comprenant une pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c) couplés ensemble à travers des segments de câble (132); le couplage de la ligne de capteurs (144) préfabriquée à une colonne de production (112) ; la descente de la colonne de production (112) dans le puits(102) ; et la descente de la colonne de production (112) plus loin dans le puits (102), dans laquelle la deuxième partie de la ligne de capteurs (144) préfabriquée se trouve en haut du puits (102) par rapport à la première partie de la ligne de capteurs (144) préfabriquée.
  11. 11. Procédé de la revendication 10, comprenant également : le couplage de la ligne de capteurs (144) préfabriquée à un système de commande (150) ; et la fourniture d'une alimentation à la pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c) à partir du système de commande (150) .
  12. 12. Procédé de la revendication 10, dans lequel la pluralité des capteurs (134a, 134b, 134c) est configurée de manière à ce qu'une défaillance d'un capteur (134) de ladite pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c, ) n'affecte pas la fonctionnalité de l'un quelconque des autres capteurs (134) de la pluralité des capteurs (134a, 134b, 134c).
  13. 13. Procédé de la revendication 10, dans lequel la pluralité des capteurs (134a, 134b, 134c) comprend un capteur de température, un capteur de pression, ou les deux.
  14. 14. Procédé de la revendication 10 ou 13, dans lequel la pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c) comprend un ou plusieurs capteurs à base de quartz.
  15. 15. Procédé de fonctionnement d'un système de capteurs en réseau, comprenant : la capture simultanée de données de capteurs par une pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c) dans un réseau de capteurs sous une première condition de commande, dans laquelle la pluralité des capteurs (134a, 134b, 134c) est disposée à diverses profondeurs au fond du trou et couplée ensemble via des segments de câble (132) ; , la transmission des données de capteurs captées simultanément vers le haut du puits (102) via des segments de câble (132) sous la première condition de commande ; la capture indépendante des données de capteurs avec un capteur (134) unique dans le réseau de capteurs sous une seconde condition de commande ; et la transmission des données de capteurs captées indépendamment vers le haut du puits (102) via des segments de câble (132) sous la seconde condition de commande ;
  16. 16. Procédé de la revendication 15, dans lequel chaque capteur est associé à une adresse numérique unique.
  17. 17. Procédé de la revendication 16, dans lequel la première condition de commande comprend la réception d'une requête pour des données de capteurs simultanées provenant de la pluralité des capteurs (134a, 134b, 134c) ; et dans lequel la seconde condition de commande comprend la réception d'une requête pour des données de capteur indépendantes provenant d'un capteur unique.
  18. 18. Procédé de la revendication 16, dans lequel les données de capteurs comprennent des données de température, des données de pression, ou des deux.
  19. 19. Procédé de la revendication 16, dans lequel la première condition de commande comprend des instructions préprogrammées pour émettre des données de capteurs simultanées provenant de la pluralité des capteurs (134a, 134b, 134c) ; et dans lequel la seconde condition de commande comprend des instructions préprogrammées pour émettre des données de capteur indépendantes provenant d'un capteur unique.
  20. 20. Procédé de la revendication 17, dans lequel la pluralité de capteurs (134a, 134b, 134c) comprend un ou plusieurs capteurs à base de quartz.
FR1752829A 2016-04-28 2017-04-03 Pending FR3050755A1 (fr)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2016/029871 WO2017188964A1 (fr) 2016-04-28 2016-04-28 Systèmes et procédés à capteurs répartis

Publications (1)

Publication Number Publication Date
FR3050755A1 true FR3050755A1 (fr) 2017-11-03

Family

ID=59031340

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR1752829A Pending FR3050755A1 (fr) 2016-04-28 2017-04-03

Country Status (12)

Country Link
US (1) US11180983B2 (fr)
AR (1) AR108343A1 (fr)
AU (1) AU2016405318B2 (fr)
BR (1) BR112018071400B1 (fr)
CA (1) CA3019318C (fr)
FR (1) FR3050755A1 (fr)
GB (1) GB2563772B (fr)
MX (1) MX2018012709A (fr)
NL (2) NL1042322B1 (fr)
NO (1) NO20181254A1 (fr)
SG (1) SG11201807819YA (fr)
WO (1) WO2017188964A1 (fr)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2019199275A1 (fr) * 2018-04-10 2019-10-17 Halliburton Energy Services, Inc. Déploiement de capteurs de fond de trou
US20240159143A1 (en) * 2022-11-15 2024-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-sensor downhole gauge

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1988004131A2 (fr) * 1986-11-19 1988-06-16 The Commonwealth Of Australia Hydrophone a reseau distribue
US5172717A (en) * 1989-12-27 1992-12-22 Otis Engineering Corporation Well control system
NO325157B1 (no) * 1995-02-09 2008-02-11 Baker Hughes Inc Anordning for nedihulls styring av bronnverktoy i en produksjonsbronn
MY115236A (en) * 1996-03-28 2003-04-30 Shell Int Research Method for monitoring well cementing operations
NO315725B1 (no) 1998-06-18 2003-10-13 Norges Geotekniske Inst Anordning for måling og overvåking av resistivitet utenfor et brönnrör i etpetroleumsreservoar
US6511478B1 (en) * 2000-06-30 2003-01-28 Scimed Life Systems, Inc. Medical probe with reduced number of temperature sensor wires
WO2003083248A2 (fr) 2002-03-27 2003-10-09 Union Oil Company Of California Procede et appareil de perforation
US20040040707A1 (en) * 2002-08-29 2004-03-04 Dusterhoft Ronald G. Well treatment apparatus and method
US6986389B2 (en) * 2003-05-02 2006-01-17 Weatherford/Lamb, Inc. Adjustable deployment apparatus for an actively clamped tubing-conveyed in-well seismic station
US7999695B2 (en) 2004-03-03 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Surface real-time processing of downhole data
BRPI0508448B1 (pt) 2004-03-04 2017-12-26 Halliburton Energy Services, Inc. Method for analysis of one or more well properties and measurement system during drilling for collection and analysis of one or more measurements of force "
US9441476B2 (en) * 2004-03-04 2016-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple distributed pressure measurements
US20060013065A1 (en) * 2004-07-16 2006-01-19 Sensorwise, Inc. Seismic Data Acquisition System and Method for Downhole Use
US8004421B2 (en) * 2006-05-10 2011-08-23 Schlumberger Technology Corporation Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same
US7493954B2 (en) * 2005-07-08 2009-02-24 Besst, Inc. Systems and methods for installation, design and operation of groundwater monitoring systems in boreholes
US7735555B2 (en) 2006-03-30 2010-06-15 Schlumberger Technology Corporation Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly
US8121790B2 (en) * 2007-11-27 2012-02-21 Schlumberger Technology Corporation Combining reservoir modeling with downhole sensors and inductive coupling
US8055730B2 (en) * 2008-07-16 2011-11-08 Westerngeco L. L. C. System having a network connected to multiple different types of survey sensors
WO2010068463A2 (fr) 2008-11-25 2010-06-17 Citrix Systems, Inc. Systèmes et procédés de configuration hiérarchique groupable par lots
US8757276B2 (en) 2009-06-18 2014-06-24 Schlumberger Technology Corporation System and method for connecting communication lines in a well environment
US8251140B2 (en) * 2009-09-15 2012-08-28 Schlumberger Technology Corporation Fluid monitoring and flow characterization
US8594852B2 (en) * 2010-02-22 2013-11-26 Eaton Corporation Device and method for controlling a fluid actuator
US9200508B2 (en) 2011-01-06 2015-12-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for monitoring vibration using fiber optic sensors
KR101237642B1 (ko) 2011-02-08 2013-03-04 이병노 미닫이문의 다단 잠금장치
US20120312102A1 (en) * 2011-06-07 2012-12-13 The University Of Texas System Force sensing device and methods for preparing and uses thereof
US20130099791A1 (en) * 2011-10-24 2013-04-25 Baker Hughes Incorporated Methodologies to Improve Reliability of Transducer Electrical Interconnections
EP3175084B1 (fr) 2014-09-10 2019-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Flux de travail multicapteur destiné à l'évaluation d'écoulement d'eau dans des chaînes de tubage multiples dotées de capteurs distribués

Also Published As

Publication number Publication date
SG11201807819YA (en) 2018-10-30
NL1042671B1 (en) 2018-07-23
AR108343A1 (es) 2018-08-08
AU2016405318A1 (en) 2018-09-27
NO20181254A1 (en) 2018-09-27
US20180266236A1 (en) 2018-09-20
NL1042671A (en) 2018-01-05
NL1042322A (en) 2017-11-06
BR112018071400B1 (pt) 2023-01-17
MX2018012709A (es) 2019-01-30
AU2016405318B2 (en) 2021-09-23
GB2563772B (en) 2021-07-14
CA3019318C (fr) 2021-01-12
NL1042322B1 (en) 2017-12-20
BR112018071400A2 (pt) 2019-02-05
WO2017188964A1 (fr) 2017-11-02
GB2563772A (en) 2018-12-26
CA3019318A1 (fr) 2017-11-02
US11180983B2 (en) 2021-11-23
GB201814743D0 (en) 2018-10-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0780702B1 (fr) Méthode et dispositif pour l'acquisition de signaux en cours de forage
FR2858065A1 (fr) Systeme et procede de mesure de parametres de fond pendant le forage
US11286769B2 (en) Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements
FR2681461A1 (fr) Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur.
FR2910925A1 (fr) Systeme et procede de telemetrie dans les puits de forage
NO20171153A1 (no) Multiple distribuerte sensorer langs borestreng
FR2681373A1 (fr) Dispositif perfectionne de surveillance d'un gisement pour puits de production.
US6230800B1 (en) Methods and apparatus for long term monitoring of a hydrocarbon reservoir
FR2750450A1 (fr) Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique
NO325054B1 (no) Fremgangsmate og anordning for nedihulls maling av formasjonsegenskaper gjennom foringsror
AU2017271009A1 (en) Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules connected by a matrix
EP0504008B1 (fr) Méthode et dispositif de mise en place de sondes contre la paroi d'un puits cuvelé
NO346218B1 (no) Brønnsensorer dekket med en polymer impregnert med hydrofobt fluid og fremgangsmåte for fremstilling
CA1287160C (fr) Procede et dispositif d'installation de capteurs sismiques dans un puits de production petroliere
FR3050755A1 (fr)
FR2892448A1 (fr) Systeme et methode de telemetrie dans les puits de forage hystorique de l'invention.
US7273105B2 (en) Monitoring of a reservoir
MX2014010658A (es) Sistemas y metodos de sensor de resistividad del fluido en el interior de pozos.
FR3040068A1 (fr) Systeme et procede toroidal pour communiquer dans un environnement de fond de puits
EP1473256B1 (fr) Procédé et dispositif de transmission d'informations entre une cavité saline et la surface du sol
FR3060640A1 (fr) Procedes et systemes pour un couplage inductif de fond de puits
WO1997008424A1 (fr) Systeme d'outil de fond de puits
Garcia et al. Monitoring Dynamic Reservoir Pressure Responses Through Cement
US10408039B2 (en) Connecting a transducer to a cable without physically severing the cable

Legal Events

Date Code Title Description
PLFP Fee payment

Year of fee payment: 2

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 3

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 4

PLSC Publication of the preliminary search report

Effective date: 20200828

RX Complete rejection

Effective date: 20210909