MX2008013674A - Herramienta de intervencion con sensores de parametros operativos. - Google Patents

Herramienta de intervencion con sensores de parametros operativos.

Info

Publication number
MX2008013674A
MX2008013674A MX2008013674A MX2008013674A MX2008013674A MX 2008013674 A MX2008013674 A MX 2008013674A MX 2008013674 A MX2008013674 A MX 2008013674A MX 2008013674 A MX2008013674 A MX 2008013674A MX 2008013674 A MX2008013674 A MX 2008013674A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
intervention
module
tool
hole
intervention tool
Prior art date
Application number
MX2008013674A
Other languages
English (en)
Inventor
Ruben Martinez
Matthew Billingham
Todor Sheiretov
Paul Beguin
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=38458180&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=MX2008013674(A) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of MX2008013674A publication Critical patent/MX2008013674A/es

Links

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
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • 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
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E21B44/005—Below-ground automatic control systems

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Finish Polishing, Edge Sharpening, And Grinding By Specific Grinding Devices (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Numerical Control (AREA)
  • Control Of Electric Motors In General (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Manipulator (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Programmable Controllers (AREA)
  • Electrophonic Musical Instruments (AREA)
  • Automatic Control Of Machine Tools (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Se proporciona una herramienta de intervención (100) para uso dentro de un agujero que incluye un módulo de intervención (70) con capacidad para realizar una operación de intervención en el fondo del agujero, y un módulo de electrónica de mando (40) en comunicación con el módulo de intervención y configurado para controlar el módulo de intervención. La herramienta también incluye uno o más sensores (25, 45, 65, 85) que miden por lo menos un parámetro operativo de la operación e intervención durante la operación de intervención. La operación de intervención se optimiza con base en por lo menos un parámetro operativo medido.

Description

HERRAMIENTA DE INTERVENCIÓN CON SENSORES DE PARÁMETROS OPERATIVOS CAMPO DE LA INVENCION La presente invención se refiere en general a una herramienta de intervención en el fondo del agujero, y más particularmente a la herramienta que tiene uno o más sensores para medir uno o más parámetros operativos de una operación de intervención.
ANTECEDENTE No se admite que las siguientes descripciones y ejemplos sean de la técnica anterior en virtud de su inclusión dentro de esta sección.
Una amplia variedad de herramientas en el fondo del agujero se pueden utilizar dentro de un agujero en relación con la producción de hidrocarburos de los pozos de petróleo y gas. Las herramientas para el fondo del agujero como pueden ser obturadores de la fractura, tapones- de detención, y empaquetadores, por ejemplo, se pueden utilizar para sellar un componente contra un revestimiento a lo largo de la pared del agujero o para aislar una zona de presión de la formación de otra. En adición, las pistolas perforadoras se pueden utilizar para crear perforaciones a través del revestimiento y hacia la formación para producir hidrocarburos.
En algunas ocasiones, sin embargo, es deseable utilizar una herramienta para el fondo del agujero para realizar diversas operaciones de intervención, las cuales mantienen y/o optimizan la producción de un pozo. Las herramientas existentes son utilizadas para realizar una variedad de operaciones de intervención. Sin embargo, esas herramientas no tienen capacidad para monitorizar parámetros operativos durante una operación de intervención. En su lugar, con las herramientas de intervención anteriores, un parámetro operativo deseado se media con una herramienta separada, la cual mide el parámetro operativo deseado únicamente después de que la operación de intervención es completada. Por lo tanto, un operador no puede saber si una operación de intervención tuvo éxito o no hasta después de que la operación es completada .
Por consiguiente, existe una necesidad de una herramienta para el fondo del agujero que realice una operación de intervención, la cual incluya uno o más sensores para medir parámetros operativos de la operación de intervención .
COMPENDIO En una modalidad, la presente invención es una herramienta de intervención para uso dentro de un agujero que incluye un módulo de intervención con capacidad para realizar una operación de intervención en el fondo del agujero, y un módulo de electrónica de mando en comunicación con el módulo de intervención y configurado para controlar el módulo de intervención. La herramienta también incluye uno o más sensores que miden por lo menos un parámetro operativo de la operación de intervención durante la operación de intervención. La operación de intervención se optimiza con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
En otra modalidad, la presente invención es un método para realizar una operación de intervención que incluye una herramienta de intervención que tiene uno o más sensores; despliega la herramienta de intervención en el fondo del agujero a un lugar deseado en un agujero; opera la herramienta de intervención para realizar una operación de intervención; mide por lo menos un parámetro operativo durante la operación de intervención usando uno o más sensores; y optimiza la operación de intervención con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
En aún otra modalidad, la presente invención es un método para realizar una operación de intervención que incluye una herramienta de intervención que tiene uno o más sensores; despliega la herramienta de intervención en el fondo del agujero a un lugar deseado en un agujero; opera la herramienta de intervención para realizar una operación de intervención; mide por lo menos un parámetro operativo durante la operación de intervención usando uno o más sensores; y monitoriza el progreso de la operación de intervención con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
El tema reivindicado no se limita a las modalidades que resuelven cualquiera o todas las desventajas observadas. Además, la sección del compendio se proporciona para introducir una selección de conceptos en una forma simplificada que se describe posteriormente en la sección de descripción detallada. No se intenta que la sección del compendio identifique características clave o características esenciales del tema reivindicado, ni se intenta que se utilicen para limitar el alcance del tema reivindicado .
BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS La puesta en práctica de diversas tecnologías se describirá de aquí en adelante con referencia a los dibujos acompañantes. Se entenderá, sin embargo, que los dibujos acompañantes muestran únicamente las diversas formas de poner en práctica descritas en la presente y no significa que limiten el alcance de las diversas tecnologías descritas en la misma.
La Figura 1 es una representación esquemática de una herramienta de intervención para realizar una operación de intervención de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 2 es una representación esquemática de una herramienta de intervención para realizar una operación de intervención de acuerdo con otra modalidad de la presente invención; y La Figura 3 es una representación esquemática de una herramienta de intervención para realizar una operación de intervención de acuerdo con otra modalidad de la presente invención.
DESCRIPCION DETALLADA DE MODALIDADES DE LA INVENCION Como se muestra en las Figuras 1-3, las modalidades de la presente invención están dirigidas a una herramienta de intervención para realizar una operación de intervención, la cual incluye uno o más sensores para medir uno o más parámetros operativos. En diversas modalidades de la invención, los parámetros operativos se pueden medir durante una operación de intervención. En adición, los parámetros operativos medidos se pueden enviar a un sistema de superficie en la superficie durante una operación de intervención. En una modalidad, la operación de intervención se optimiza con base en los parámetros operativos medidos.
La Figura 1 es una representación esquemática de una herramienta de intervención 100 de acuerdo con una modalidad de la presente invención. La herramienta de intervención 100 puede estar configurada para realizar diversas operaciones de intervención en el fondo del agujero, como puede ser colocar y recuperar obturadores, abrir y cerrar válvulas, cortar elementos tubulares, perforar a través de obstrucciones, realizar operaciones de limpieza y/o pulido, recolectar desechos, realizar corridas de calibrador, desplazar mangas deslizantes, realizar operaciones de fresado, realizar operaciones de pesca, y otras operaciones de intervención adecuadas. Algunas de estas operaciones se describirán en más detalle en los párrafos siguientes.
En la modalidad de la Figura 1, la herramienta de intervención 100 incluye un montaje de cabezal 20, un módulo de comunicación 30, un módulo electrónico de mando 40, un módulo de energía hidráulica 50, un sistema de anclaje 60, y un módulo de intervención 70, el cual puede ser definido como cualquier dispositivo con capacidad para realizar una operación de intervención.
El montaje de cabezal 20 puede estar configurado para acoplar mecánicamente la herramienta de intervención 100 a una línea alámbrica 10. En una modalidad, el montaje de cabezal 20 incluye un sensor 25 para medir la cantidad de tensión del cable entre la línea alámbrica 10 y el montaje de cabezal 20. Aunque se muestra una línea alámbrica 10 en la Fig. 1, se debe entender que en otras modalidades se pueden utilizar otros mecanismos de despliegue, como puede ser una sarta de tubería enrollada, una slickline, o tubo de perforación, entre otros mecanismos de despliegue apropiados.
El módulo de comunicaciones 30 puede estar configurado para recibir y enviar comandos y datos que son transmitidos en forma digital en la linea alámbrica 10. Esta comunicación se utiliza para iniciar, controlar y monitorizar la operación de intervención realizada por la herramienta de intervención. El módulo de comunicaciones 30 también puede estar configurado para facilitar esta comunicación entre el módulo de electrónica de mando 40 y un sistema de superficie 160 en la superficie del pozo 110. Esa comunicación se describirá en más detalle en los párrafos siguientes. Como tal, el módulo de comunicaciones 30 puede operar como un dispositivo de telemetría .
El módulo de electrónica de mando 40 puede estar configurado para controlar la operación del módulo de intervención 70. El módulo de electrónica de mando 40 también puede estar configurado para controlar el módulo de energía hidráulica 50. Como tal, el módulo de electrónica de mando 40 puede incluir diversos componentes electrónicos (por ejemplo, procesadores de señal digital, transistores de energía, y similares) para controlar la operación del módulo de intervención 70 y/o el módulo de energía hidráulica 50.
En una modalidad, el módulo de electrónica de mando 40 puede incluir un sensor 45 para medir la temperatura de la electrónica contenida en él. En otra modalidad, el módulo de electrónica de mando 40 puede estar configurado para apagar automáticamente o detener la operación de la electrónica si la temperatura medida excede una temperatura de operación máxima predeterminada.
El módulo de energía hidráulica 50 puede estar configurado para suministrar energía hidráulica a diversos componentes de la herramienta de intervención 100, incluyendo el sistema de anclaje 60 y el módulo de intervención 70. El módulo de energía hidráulica50 puede incluir un motor, una bomba y otros componentes que normalmente son parte de un sistema de energía hidráulica. En una modalidad, el módulo de energía hidráulica 50 incluye uno o más sensores 55 para medir la cantidad de presión generada por el módulo de energía hidráulica 50. En otra modalidad, el uno o más sensores del módulo de energía hidráulica 55 se utilizan para medir la temperatura del motor dentro del módulo de energía hidráulica 50. La presión y/o temperatura medidas se pueden enviar entonces al módulo de electrónica de mando 40.
En respuesta a la recepción de mediciones de uno o más sensores del módulo de energía hidráulica 55, el módulo de electrónica de mando 40 puede determinar si la temperatura medida excede una temperatura de operación máxima predeterminada. Si se determina que la temperatura medida excede la temperatura de operación máxima predeterminada, entonces el módulo de electrónica de mando 40 puede detener o apagar automáticamente el motor dentro del módulo de energía hidráulica 50 para evitar sobre calentamiento. De otro modo, el módulo de electrónica de mando 40 puede monitorizar la presión medida y controlar el módulo de energía hidráulica 50 para mantener una presión de salida deseada.
De manera alternativa, el módulo de electrónica de mando 40 puede enviar las mediciones de presión y/o temperatura hechas por el sensor o sensores del módulo de energía hidráulica 55 al sistema de superficie 160 a través del módulo de comunicaciones 30. En respuesta a la recepción de estas mediciones, un operador en la superficie del pozo 110 puede monitorizar y/o optimizar la operación del módulo de energía hidráulica 50, por ejemplo, apagando manualmente el motor o la bomba del módulo de energía hidráulica .50. Aunque la herramienta de intervención 100 se describe con referencia a un sistema de energía hidráulica, se debe entender que en algunas modalidades la herramienta de intervención 100 puede utilizar otros tipos de sistemas de distribución de energía, como puede ser un suministro de energía eléctrica, una celda de combustible, u otro sistema de energía apropiado.
El sistema de anclaje 60 puede estar configurado para sujetar la herramienta de intervención 100 a una superficie interna de una pared del agujero 120, la cual puede incluir o no un revestimiento, tubería, forro, u otro elemento tubular. De forma alternativa, el sistema de anclaje 60 se puede utilizar para sujetar la herramienta de intervención 100 a cualquier otra estructura fija apropiada o a cualquier otro dispositivo sobre el cual actúe la herramienta de intervención 100.
En una modalidad el sistema de anclaje 60 incluye un pistón 62 que está acoplado a un par de brazos 64 en una forma tal que el movimiento lineal del pistón 62 provoque que los brazos 64 se extiendan radialmente hacia fuera hacia la pared del agujero 120, sujetando por lo tanto la herramienta de intervención 100 a la pared del agujero 120. En una modalidad, el sistema de anclaje 60 incluye uno o más sensores 65 para medir el desplazamiento lineal del pistón 62, lo que después se utilizará para determinar la extensión a la cual se han movido los brazos 64 hacia la pared del agujero 120, y por lo tanto la abertura radial del agujero. En otra modalidad, el o los sensores del sistema de anclaje 65 se utilizan para medir la cantidad de presión ejercida por los brazos 64 contra la pared del agujero 120. En aún otra modalidad, el sensor o los sensores del sistema de anclaje 65 se utilizar para medir el deslizamiento de la herramienta de intervención 100 en relación con la pared del agujero 120.
Como con las mediciones descritas anteriormente, las mediciones del desplazamiento lineal, abertura radial, presión y/o deslizamiento hechas por uno o más de los sensores del sistema de anclaje 65 se pueden enviar al módulo de electrónica de mando 40. En una modalidad, el módulo de electrónica de mando 40 puede enviar estar mediciones al sistema de superficie 160 a través del módulo de comunicaciones 30. Después de recibir las mediciones, el operador en la superficie del pozo 110 puede entones monitorizar, ajustar y/o optimizar la operación del sistema de anclaje 60.
En otra modalidad, el módulo de electrónica de mando 40 ajusta u optimiza automáticamente la operación del sistema de anclaje 60, ajustando el desplazamiento lineal del pistón 62 de manera que los brazos 64 puedan embragar adecuadamente la pared del agujero 120 con base en las mediciones del desplazamiento lineal, abertura radial, presión y/o deslizamiento.
Como se menciona brevemente anteriormente, la herramienta de intervención 100 incluye un módulo de intervención 70, el cual tiene capacidad para realizar una operación de intervención. En una modalidad, el módulo de intervención 70 incluye un módulo accionador lineal 80 y un módulo rotatorio 90. El módulo activador lineal 80 puede estar configurado para empujar o jalar el módulo rotatorio 90.
En una modalidad, el módulo activador lineal 80 incluye uno o más sensores 85 para medir el desplazamiento lineal del activador lineal. En otra modalidad, el sensor o los sensores del activador lineal 85 se utilizan para medir la cantidad de fuerza ejercida por el módulo del activador lineal 80. Como con otras mediciones mencionadas anteriormente, las mediciones del desplazamiento lineal y/o de fuerza hechas por uno o más de los sensores del activador lineal 85 se pueden enviar al módulo de electrónica de mando 40, el cual puede enviar después estas mediciones al sistema de superficie 160 a través del módulo de comunicaciones 30. Después de recibir las mediciones de desplazamiento lineal y/o fuerza, el operador en la superficie del pozo 120 puede monitorizar y/u optimizar la operación del módulo activador lineal 80.
En una modalidad, el módulo de electrónica de mando 40 puede ajustar automáticamente el desplazamiento lineal del módulo activador lineal 80 y la cantidad de fuerza ejercida por el módulo activador lineal 80 con base en las mediciones del desplazamiento lineal y/o fuerza hechas por uno o más de los sensores del activador lineal 85.
El módulo rotatorio 90 puede estar configurado para girar cualquier dispositivo o herramienta que se una a él. En una modalidad, el módulo rotatorio 90 incluye un sensor 95 para medir la cantidad de torsión ejercida por el módulo rotatorio 90. En otra modalidad, el sensor o los sensores del módulo rotatorio 95 se utilizan para medir la velocidad (por ejemplo, revoluciones por minuto (rpm) del módulo rotatorio 90. En aún otra modalidad, el sensor o los sensores del módulo rotatorio 95 se utilizan para medir la temperatura del módulo 90. En aún otra modalidad, el sensor o los sensores del módulo rotatorio 95 se utilizan para medir las vibraciones producidas por el módulo rotatorio 90.
Como con otras mediciones antes mencionadas, las mediciones de par de torsión, velocidad, temperatura y/o vibración hechas por el sensor o los sensores del módulo rotario 95 se pueden enviar al módulo de electrónica de mando 40, el cual después envía estar mediciones al sistema de superficie 160 a través del módulo de comunicaciones 30. Después de recibir las mediciones de torsión, velocidad, temperatura y/o vibración, el operador en la superficie del pozo 120 puede monitorizar y/u optimizar la operación del módulo rotatorio 90. En una modalidad, el módulo de electrónica de mando 40 puede optimizar automáticamente la operación del módulo rotatorio 90 con base en las mediciones de torsión, velocidad, temperatura y/o vibración.
En una modalidad, se coloca un tractor entre el módulo de comunicaciones 30 y el módulo de electrónica de mando 40 para desplegar la herramienta de intervención 100 en el fondo del agujero. Una vez que la herramienta de intervención 100 ha sido colocada en el lugar deseado en el agujero 120, el tractor se puede apagar. De esta manera, la herramienta de intervención 100 puede ser modular .
En la Fig. 1, la herramienta de intervención 100 incluye un módulo activador lineal 80 acoplado a un módulo rotatorio 90. La Fig. 2 muestra una herramienta de intervención 100' que tiene un módulo de intervención 70' , en donde el módulo rotatorio 90 es recolocado con otro accesorio de intervención 130. El accesorio de intervención 130 puede ser cualquier accesorio con capacidad para realizar una operación de intervención. Por ejemplo, los accesorios de intervención ejemplares 130 incluyen una herramienta de desplazamiento para embragar un accesorio deslizante en un dispositivo de completación, un eliminador de desechos, (por ejemplo, una carda metálica) o recolector, un cabezal fresador o de perforación, un esmeril, un cabezal de pesca, una herramienta para soldar, una herramienta de perfilar, un sistema de inyección de fluido, o cualquier combinación de éstos entre otros accesorios apropiados .
La herramienta de desplazamiento puede estar configurada para abrir y cerrar mangas deslizantes, válvulas de aislamiento de la formación, y otros dispositivos de control de flujo utilizados en las completaciones del pozo. El eliminador de desechos puede estar configurado para desalojar cemento, escalar y similares desde la pared interna de la tubería. El recolector de desechos puede estar configurado para recolectar arena, residuos de perforación y otros desechos desde el interior de la tubería o revestimiento. La cabeza de molido o perforación puede estar configurada para moler y perforar obstrucciones en el fondo del agujero, por ejemplo, obturadores, bridas delgadas y similares. La piedra para afilar puede estar configurada para pulir agujeros sellados .
La Figura 3 muestra una herramienta de intervención 100' ' que tiene un módulo de intervención 70' ' , en donde un accesorio de intervención 140 está unido a una flecha rotatoria articulada 150, la cual se puede utilizar para doblar en ángulo el accesorio 140 fuera del eje longitudinal de la herramienta 100' ' . Esa flecha rotatoria articulada 150 facilita algunas operaciones de intervención como puede ser ventanas fresadora o maquinar otras características en un revestimiento del agujero. En una modalidad, la flecha rotatoria articulada 150 incluye uno o más sensores 155 para medir el ángulo de inclinación de la flecha rotatoria, la orientación angular de la compensación, y/o la fuerza lateral aplicada por la flecha rotatoria articulada. Los sensores 155 pueden, adicional o alternativamente, utilizarse para adquirir imágenes fijas o en movimiento de la operación que está siendo realizada.
De esta manera, mientras una operación de intervención está siendo realizada en el fondo del agujero, cualquiera de las diversas mediciones descritas anteriormente en relación con la operación de intervención se puede hacer y comunicar dentro de la herramienta de intervención 100, 100', 100''. En base a estas mediciones, la herramienta de intervención 100, 100', 100'' puede ajusfar automáticamente los parámetros operativos de los diversos módulos o accesorios a los cuales se refiere la medición.
De otro modo, cualquiera de las diversas mediciones descritas anteriormente en relación con la operación de intervención se puede comunicar al sistema de superficie 160, lo que permite a un operador monitorizar el progreso de la operación de intervención y optimizar la operación de intervención, si es necesario. Esta optimización la puede realizar el sistema de superficie 160 de forma automática o manual. En una modalidad, cualquiera de las diversas mediciones descritas anteriormente en relación con la operación de intervención se puede comunicar al sistema de superficie 160 en tiempo real. En otra modalidad, cualquiera de las diversas mediciones descritas anteriormente en relación con la operación de intervención puede ser grabada para recuperarla posteriormente ya sea en la herramienta de intervención 100, 100', 100'' o en el sistema de superficie 160.
Observe que mientras las modalidades anteriores de la herramienta de intervención 100, 100', 100'' se muestran en un pozo vertical, las modalidades descritas anteriormente de la herramienta de intervención 100, 100', 100'' se pueden utilizar en pozos horizontales o desviados también.
Mientras que lo antes mencionado está dirigido a poner en prácticas las diversas tecnologías descritas en la presente, se aconsejan otras y más formas de ponerla en práctica sin salir del alcance básico de la misma, lo cual se puede determinar por las reivindicaciones que siguen. Aunque el tema ha sido descrito en lenguaje específico para características estructurales y/o actividades metodológicas, se debe entender que el tema definido en las reivindicaciones anexas, no se limita necesariamente a las características específicas o actos descritos anteriormente. En su lugar, las características específicas y actos descritos anteriormente se describen en formas ejemplares para poner en práctica las reivindicaciones .

Claims (36)

REIVINDICACIONES
1. Una herramienta de intervención para uso dentro de un agujero que incluye: un módulo de intervención con capacidad para realizar una operación de intervención en el fondo del aguj ero, un módulo de electrónica de mando en comunicación con el módulo de intervención y configurado para controlar el módulo de intervención, y uno o más sensores que miden por lo menos un parámetro operativo de la operación de intervención durante la operación de intervención; en donde la operación de intervención se optimiza con base en por lo menos un parámetro operativo medido .
2. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la operación de intervención se optimiza automáticamente con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
3. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el módulo de electrónica de mando optimiza automáticamente la operación de intervención del módulo de intervención con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
4. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, en donde uno o más sensores miden una temperatura del módulo de electrónica de mando.
5. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 4, en donde el módulo de electrónica de mando termina automáticamente la operación cuando la temperatura medida excede una temperatura de operación máxima predeterminada.
6. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, además contiene un módulo de comunicaciones en comunicación con el módulo de electrónica de mando y configurado para facilitar las comunicaciones entre el módulo de electrónica de mando y un sistema de superficie en la superficie del agujero; y en donde el módulo de comunicaciones está además configurado para enviar por lo menos un parámetro operativo medido al sistema de superficie durante la operación de intervención.
7. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 6, en donde el sistema de superficie optimiza la operación de intervención del módulo de intervención con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
8. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 7, en donde el sistema de superficie es operado manualmente por un operador en la superficie del pozo.
9. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 6, en donde el sistema de superficie optimiza automáticamente la operación de intervención del módulo de intervención con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
10. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el módulo de intervención contiene un activador lineal y un accesorio de intervención acoplado al activador lineal, en donde el activador lineal está configurado para desplazar linealmente el accesorio de intervención; y en donde uno o más sensores miden por lo menos el desplazamiento lineal o la cantidad de fuerza ejercida por el activador lineal.
11. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el accesorio de intervención es un módulo rotatorio, y en donde uno o más de los sensores mide por lo menos uno de lo siguiente: una torsión, una velocidad, una temperatura, y una vibración del. módulo rotatorio.
12. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, además contiene un sistema de anclaje en comunicación con el módulo de electrónica de mando, y en donde un sensor o más sensores miden por lo menos uno de lo siguiente: una presión ejercida por el sistema de anclaje contra la pared interna del agujero, una abertura radial del agujero, y un deslizamiento del sistema de anclaje en relación con la pared interna del aguj ero .
13. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, además contiene un módulo de energía en comunicación con el módulo de electrónica de mando, en donde el módulo de energía alimenta el módulo de intervención, y en donde el sensor o los sensores miden por lo menos la temperatura del módulo de energía o la presión generada por el módulo de energía.
14. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 13, en donde el módulo de electrónica de mando está además configurado para terminar la operación del módulo de energía cuando la temperatura medida del módulo de energía excede una temperatura de operación máxima
15. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, además contiene un montaje de cabezal que acopla la herramienta de intervención a un dispositivo de despliegue, y en donde uno o más de los sensores mide una cantidad de tensión entre el montaje de cabezal y el dispositivo de despliegue.
16. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el módulo de intervención se escoge del grupo consistente en una herramienta de desplazamiento, un eliminador de desechos, un recolector de desechos, una carda metálica, un cabezal fresador, un cabezal de perforación, un esmeril, un cabezal de pesca, una herramienta para soldar, una herramienta de perfilar, y un sistema de inyección de fluido.
17. La herramienta de intervención de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la operación de intervención se escoge del grupo que consiste en ajustar un obturador, recuperar un obturador, abrir un válvula, cerrar una válvula, cortar un elemento tubular, perforar a través de una obstrucción, realizar una operación de limpieza, realizar una operación de pulido, recolectar desechos, eliminar desechos, realizar una corrida de calibrador, desplazar un manga deslizante, realizar una operación de fresado, y realizar una operación de pesca.
18. Un método para realizar una operación de intervención consiste en: proporcionar una herramienta de intervención que contiene uno o más sensores; desplegar la herramienta de intervención pozo abajo a un lugar deseado en el agujero; operar la herramienta de intervención para realizar una operación de intervención; medir por lo menos un parámetro operativo durante la operación de intervención usando uno o más de los sensores; y optimizar la operación de intervención con base en el por lo menos un parámetro operativo medido.
19. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en proporcionar un sistema, en donde la optimización es realizada automáticamente por el sistema con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
20. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en proporcionar la herramienta de intervención con un módulo de electrónica de mando, y en donde la optimización la realiza automáticamente el módulo de electrónica de mando con base en el por lo menos un parámetro operativo medido.
21. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en proporcionar la herramienta de intervención con un módulo de electrónica de mando controla la operación de intervención, y en donde la medición consiste en medir una temperatura del módulo de electrónica de mando.
22. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en terminar automáticamente la operación de intervención cuando la temperatura medida del módulo de electrónica de mando excede una temperatura de operación máxima predeterminada.
23. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en enviar el por lo menos un parámetro operativo medido a un sistema de superficie en la superficie del agujero durante la operación de intervención .
24. El método de acuerdo con la reivindicación 23, en donde la optimización es realizada por el sistema de superficie con base en el por lo menos un parámetro operativo medido.
25. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en operar manualmente el sistema de superficie .
26. El método de acuerdo con la reivindicación 23, en donde la optimización es realizada automática por el sistema de superficie con base en el por lo menos un parámetro operativo medido.
27. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en proporcionar la herramienta de intervención con un accionador lineal y un módulo de intervención, y acoplar el accionador lineal al módulo de intervención en una manera que permita el desplazamiento lineal del módulo de intervención mediante el accionador lineal, en donde la medición consiste en medir por lo menos uno de un desplazamiento lineal del accionador lineal y una cantidad de fuerza ejercida por el accionador lineal .
28. El método de acuerdo con la reivindicación 27, en donde el módulo de intervención es un módulo rotatorio, y en donde la medición además consiste en medir por lo menos uno de un par de torsión, una velocidad, una temperatura, y una vibración del módulo rotatorio.
29. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en proporcionar la herramienta de intervención con un sistema de anclaje, y en donde la medición consiste en medir por lo menos uno de una presión ejercida por el sistema de anclaje contra una pared interna del agujero, una abertura radial del agujero, y un deslizamiento de la sujeción relativa con la pared interna del agujero.
30. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en proporcionar la herramienta de intervención con un módulo de energía que alimenta la herramienta de intervención, y en donde la medición consiste en medir por lo menos uno de una temperatura del módulo de energía y una presión generada por el módulo de energía.
31. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en terminar automáticamente la operación del módulo de energía cuando la temperatura medida del módulo de energía excede una temperatura de operación máxima predeterminada.
32. El método de acuerdo con la reivindicación 18, además consiste en proporcionar la herramienta de intervención con un montaje de cabezal, y acoplar el montaje de cabezal a un dispositivo de despliegue, en donde la medición consiste en medir una cantidad de tensión entre el montaje de cabezal y el dispositivo de despliegue .
33. El método de acuerdo con la reivindicación 18, en donde la herramienta de intervención contiene un módulo de intervención escogido del grupo consistente en una herramienta de desplazamiento, un eliminador de desechos, un recolector de desechos, una carda metálica, un cabezal fresador, un cabezal de perforación, un esmeril, un cabezal de pesca, una herramienta para soldar, una herramienta de perfilar, y un sistema de inyección de fluido.
34. El método de acuerdo con la reivindicación 18, en donde la operación de intervención se escoge del grupo consistente en colocar un obturador, recuperar un obturador, abrir una válvula, cerrar una válvula, cortar un elemento tubular, perforar a través de una obstrucción, recolectar desechos, eliminar desechos, realizar una corrida de calibrador, desplazar una manga deslizante, realizar una operación de fresado, y realizar una operación de pesca.
35. Un método para realizar una operación de intervención consiste en: proporcionar una herramienta de intervención que contenga uno o más sensores; desplegar la herramienta de intervención en el fondo del agujero a un lugar deseado en el agujero; operar la herramienta de intervención para realizar una operación de intervención; medir por lo menos un parámetro operativo durante la operación de intervención usando uno o más sensores; y monitorizar el progreso de la operación de intervención con base en por lo menos un parámetro operativo medido.
36. El método de acuerdo con la reivindicación 35, además consiste en enviar por lo menos un parámetro operativo medido a un sistema de superficie en la superficie del agujero durante la operación de intervención.
MX2008013674A 2006-04-28 2007-04-27 Herramienta de intervencion con sensores de parametros operativos. MX2008013674A (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/380,690 US7607478B2 (en) 2006-04-28 2006-04-28 Intervention tool with operational parameter sensors
PCT/IB2007/051591 WO2007125509A1 (en) 2006-04-28 2007-04-27 Intervention tool with operational parameter senors

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MX2008013674A true MX2008013674A (es) 2008-11-19

Family

ID=38458180

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MX2008013674A MX2008013674A (es) 2006-04-28 2007-04-27 Herramienta de intervencion con sensores de parametros operativos.

Country Status (9)

Country Link
US (2) US7607478B2 (es)
CN (1) CN101479441B (es)
BR (1) BRPI0710893B1 (es)
CA (1) CA2650000C (es)
GB (1) GB2451370B (es)
MX (1) MX2008013674A (es)
NO (1) NO341169B1 (es)
RU (1) RU2463448C2 (es)
WO (1) WO2007125509A1 (es)

Families Citing this family (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006099143A1 (en) * 2005-03-12 2006-09-21 Baker Hughes Incorporated Optical position sensor
US20120118562A1 (en) * 2006-11-13 2012-05-17 Mcafee Wesley Mark System, apparatus and method for abrasive jet fluid cutting
NO326954B1 (no) * 2007-08-09 2009-03-23 Pipetech Internat As Anordning ved lineaer aktuator for aksial forskyvning av et verktoy i et borehull
CA2871928C (en) 2008-05-05 2016-09-13 Weatherford/Lamb, Inc. Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations
US8540035B2 (en) 2008-05-05 2013-09-24 Weatherford/Lamb, Inc. Extendable cutting tools for use in a wellbore
GB0814095D0 (en) * 2008-08-01 2008-09-10 Saber Ofs Ltd Downhole communication
US8690486B2 (en) * 2008-11-21 2014-04-08 Uretek Usa, Inc. Method and device for measuring underground pressure
US8800654B2 (en) * 2008-12-12 2014-08-12 Statoil Petroleum As Wellbore machining device
US8109331B2 (en) * 2009-04-14 2012-02-07 Baker Hughes Incorporated Slickline conveyed debris management system
US8191623B2 (en) * 2009-04-14 2012-06-05 Baker Hughes Incorporated Slickline conveyed shifting tool system
US8056622B2 (en) * 2009-04-14 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Slickline conveyed debris management system
US8210251B2 (en) * 2009-04-14 2012-07-03 Baker Hughes Incorporated Slickline conveyed tubular cutter system
US8136587B2 (en) * 2009-04-14 2012-03-20 Baker Hughes Incorporated Slickline conveyed tubular scraper system
US8047291B2 (en) * 2009-04-15 2011-11-01 Baker Hughes Incorporated Tool and method for abrasive formation of openings in downhole structures
US8151902B2 (en) * 2009-04-17 2012-04-10 Baker Hughes Incorporated Slickline conveyed bottom hole assembly with tractor
US20110083845A1 (en) * 2009-10-09 2011-04-14 Impact Guidance Systems, Inc. Datacoil™ Downhole Logging System
US8261817B2 (en) * 2009-11-13 2012-09-11 Baker Hughes Incorporated Modular hydraulic operator for a subterranean tool
WO2011079169A2 (en) 2009-12-23 2011-06-30 Schlumberger Canada Limited Hydraulic deployment of a well isolation mechanism
US8789585B2 (en) * 2010-10-07 2014-07-29 Schlumberger Technology Corporation Cable monitoring in coiled tubing
US9127507B2 (en) * 2010-12-14 2015-09-08 Schlumberger Technology Corporation Rotatable wireline tool of enhanced hydraulic drive consistency
US9222350B2 (en) 2011-06-21 2015-12-29 Diamond Innovations, Inc. Cutter tool insert having sensing device
DK2773837T3 (en) 2011-11-04 2019-01-28 Schlumberger Technology Bv Method and system for an automatic milling operation
US9133671B2 (en) 2011-11-14 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated Wireline supported bi-directional shifting tool with pumpdown feature
EP2604789A1 (en) 2011-12-16 2013-06-19 Welltec A/S Method of controlling a downhole operation
WO2014089490A1 (en) * 2012-12-07 2014-06-12 Halliburton Energy Services Inc. Drilling parallel wells for sagd and relief
WO2014099723A1 (en) * 2012-12-18 2014-06-26 Schlumberger Canada Limited Pump down conveyance
US9376906B2 (en) * 2012-12-20 2016-06-28 Schlumberger Technology Corporation Downhole cable sensor
EP2813665A1 (en) * 2013-06-14 2014-12-17 Welltec A/S Downhole machining system and method
US9631446B2 (en) 2013-06-26 2017-04-25 Impact Selector International, Llc Impact sensing during jarring operations
WO2014210400A2 (en) 2013-06-26 2014-12-31 Impact Selector, Inc. Downhole-adjusting impact apparatus and methods
GB2519376B (en) * 2013-10-21 2018-11-14 Schlumberger Holdings Observation of vibration of rotary apparatus
US8893808B1 (en) * 2014-04-09 2014-11-25 Cary A. Valerio Control systems and methods for centering a tool in a wellbore
US20170145760A1 (en) * 2014-06-27 2017-05-25 Schlumberger Technology Corporation Dynamically automated adjustable downhole conveyance technique for an interventional application
WO2016010436A1 (en) * 2014-07-17 2016-01-21 C6 Technologies As A petroleum well downhole mechanical services platform tool
US9816355B2 (en) * 2014-07-24 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Multi-purpose through tubing tool
DK3259100T3 (da) * 2015-02-18 2021-01-11 Ant Applied New Tech Ag Vand-abrasiv-skæreanlæg
US9951602B2 (en) 2015-03-05 2018-04-24 Impact Selector International, Llc Impact sensing during jarring operations
US10037836B2 (en) 2015-04-03 2018-07-31 Schlumberger Technology Corporation Slickline manufacturing techniques
CN105043447B (zh) * 2015-08-11 2017-08-25 北京航空航天大学 一种月面环境下钻具测试装置
GB2548104A (en) * 2016-03-07 2017-09-13 Shanghai Hengxu Mat Co Ltd Tubular cutting device
CN108131118A (zh) * 2016-11-30 2018-06-08 中国石油天然气股份有限公司 测试通井一体化工具
US10570696B2 (en) 2016-12-06 2020-02-25 Saudi Arabian Oil Company Thru-tubing retrievable intelligent completion system
WO2018125054A1 (en) 2016-12-27 2018-07-05 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole machining tool
US10557330B2 (en) * 2017-04-24 2020-02-11 Saudi Arabian Oil Company Interchangeable wellbore cleaning modules
CN112513410A (zh) 2018-06-28 2021-03-16 斯伦贝谢技术有限公司 用于移除部分的井眼壁的方法和装置
US11248427B2 (en) * 2018-08-06 2022-02-15 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for manipulating wellbore completion products
US10920586B2 (en) * 2018-12-28 2021-02-16 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for logging while treating
WO2020172459A1 (en) * 2019-02-20 2020-08-27 Mechoshade Systems, Llc Maintenance and operation of a window shade system
US11655685B2 (en) * 2020-08-10 2023-05-23 Saudi Arabian Oil Company Downhole welding tools and related methods
US11492862B2 (en) 2020-09-02 2022-11-08 Saudi Arabian Oil Company Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous cutting tools
WO2022051720A1 (en) * 2020-09-04 2022-03-10 Schlumberger Technology Corporation Milling and catching devices
RU206678U1 (ru) * 2020-09-28 2021-09-22 Тимофей Евгеньевич Гресюк Устройство очистки скважины механическое
US11933140B2 (en) 2021-02-02 2024-03-19 Saudi Arabian Oil Company Well cleaning tools and related methods of cleaning wells in oil and gas applications
US11414961B1 (en) 2021-02-02 2022-08-16 Saudi Arabian Oil Company Well cleaning tools and related methods of cleaning wells in oil and gas applications
US11713651B2 (en) 2021-05-11 2023-08-01 Saudi Arabian Oil Company Heating a formation of the earth while drilling a wellbore
US11624265B1 (en) 2021-11-12 2023-04-11 Saudi Arabian Oil Company Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools
US11802827B2 (en) 2021-12-01 2023-10-31 Saudi Arabian Oil Company Single stage MICP measurement method and apparatus
CN114427367B (zh) * 2022-01-14 2023-06-23 中国石油大学(华东) 海上采油平台废弃井筒中高压磨料射流切割系统及方法

Family Cites Families (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2085481A1 (en) * 1970-04-24 1971-12-24 Schlumberger Prospection Anchoring device - for use in locating a detector for a jammed drilling string
SU592962A1 (ru) * 1975-10-29 1978-02-15 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт Ловитель
US4102394A (en) * 1977-06-10 1978-07-25 Energy 76, Inc. Control unit for oil wells
US5115860A (en) * 1989-12-27 1992-05-26 Perf-O-Log, Inc Gravel pack apparatus run with an electric wireline
US5033549A (en) * 1989-12-27 1991-07-23 Perf-O-Log, Inc. Method for placing a gravel pack in an oil well with an electric wireline
US5224547A (en) * 1991-04-30 1993-07-06 Halliburton Company Retrieving tool for downhole packers utilizing non-rotational workstrings
US5228507A (en) * 1991-08-23 1993-07-20 Marcel Obrejanu Wireline hydraulic retrieving tool
US5322118A (en) * 1992-06-16 1994-06-21 Terrell Jamie B Downhole chemical cutter
US5392715A (en) * 1993-10-12 1995-02-28 Osaka Gas Company, Ltd. In-pipe running robot and method of running the robot
GB2290812B (en) * 1994-07-01 1998-04-15 Petroleum Eng Services Release mechanism for down-hole tools
US6868906B1 (en) * 1994-10-14 2005-03-22 Weatherford/Lamb, Inc. Closed-loop conveyance systems for well servicing
US6206108B1 (en) * 1995-01-12 2001-03-27 Baker Hughes Incorporated Drilling system with integrated bottom hole assembly
US5675088A (en) * 1995-04-03 1997-10-07 Serata; Shosei Method and apparatus for automatic monitoring of tectonic stresses and quantitative forecast of shallow earthquakes
US5592991A (en) * 1995-05-31 1997-01-14 Baker Hughes Inc. Method and apparatus of installing a whipstock
US5575331A (en) * 1995-06-07 1996-11-19 Halliburton Company Chemical cutter
US5778980A (en) * 1996-05-29 1998-07-14 Baroid Technology, Inc. Multicut casing window mill and method for forming a casing window
US6041860A (en) * 1996-07-17 2000-03-28 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores
US5947213A (en) * 1996-12-02 1999-09-07 Intelligent Inspection Corporation Downhole tools using artificial intelligence based control
AU738284C (en) 1996-09-23 2002-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous downhole oilfield tool
US6112809A (en) * 1996-12-02 2000-09-05 Intelligent Inspection Corporation Downhole tools with a mobility device
US6281489B1 (en) * 1997-05-02 2001-08-28 Baker Hughes Incorporated Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics
US6787758B2 (en) * 2001-02-06 2004-09-07 Baker Hughes Incorporated Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices
US6029744A (en) * 1997-05-02 2000-02-29 Baird; Jeffrey D. Method and apparatus for retrieving fluid samples during drill stem tests
US6199629B1 (en) 1997-09-24 2001-03-13 Baker Hughes Incorporated Computer controlled downhole safety valve system
US5961252A (en) * 1997-10-20 1999-10-05 Digital Control, Inc. Underground utility installation tension monitoring arrangement and method
US6923273B2 (en) * 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US5941305A (en) * 1998-01-29 1999-08-24 Patton Enterprises, Inc. Real-time pump optimization system
US6179066B1 (en) * 1997-12-18 2001-01-30 Baker Hughes Incorporated Stabilization system for measurement-while-drilling sensors
US6196309B1 (en) * 1998-12-11 2001-03-06 Felix F. Estilette, Sr. Down hole pulling tool and method of use
US6158529A (en) * 1998-12-11 2000-12-12 Schlumberger Technology Corporation Rotary steerable well drilling system utilizing sliding sleeve
US6216789B1 (en) * 1999-07-19 2001-04-17 Schlumberger Technology Corporation Heave compensated wireline logging winch system and method of use
US6216784B1 (en) * 1999-07-29 2001-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Subsurface electro-hydraulic power unit
US6257332B1 (en) * 1999-09-14 2001-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Well management system
US7096976B2 (en) * 1999-11-05 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling formation tester, apparatus and methods of testing and monitoring status of tester
US6715550B2 (en) * 2000-01-24 2004-04-06 Shell Oil Company Controllable gas-lift well and valve
GB2373266B (en) * 2001-03-13 2004-08-18 Sondex Ltd Apparatus for anchoring a tool within a tubular
RU2230904C2 (ru) * 2001-09-24 2004-06-20 ОАО "Кузбасский научно-исследовательский институт шахтного строительства" Устройство для измерения свойств горных пород в скважинах приконтурного массива выработок
RU2204714C1 (ru) * 2001-09-28 2003-05-20 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" Испытатель пластов автоматический
US20030234111A1 (en) * 2002-06-19 2003-12-25 Echols Ralph H. Internal support apparatus for downhole tubular structures and method of use
RU2241109C2 (ru) * 2003-01-14 2004-11-27 Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП "ВНИИГИС") Устройство на кабеле для ловильных работ в скважине
RU2310748C2 (ru) * 2003-02-14 2007-11-20 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Скважинные измерения при проведении отличных от бурения операций
US7143843B2 (en) * 2004-01-05 2006-12-05 Schlumberger Technology Corp. Traction control for downhole tractor
US7219747B2 (en) * 2004-03-04 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Providing a local response to a local condition in an oil well
US7246662B2 (en) * 2004-03-30 2007-07-24 Core Laboratories Canada Ltd Systems and methods for controlling flow control devices
US7617873B2 (en) * 2004-05-28 2009-11-17 Schlumberger Technology Corporation System and methods using fiber optics in coiled tubing
US7626393B2 (en) * 2005-05-06 2009-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for measuring movement of a downhole tool

Also Published As

Publication number Publication date
US7607478B2 (en) 2009-10-27
US8220541B2 (en) 2012-07-17
CA2650000A1 (en) 2007-11-08
NO341169B1 (no) 2017-09-04
US20070251687A1 (en) 2007-11-01
CN101479441A (zh) 2009-07-08
US20100006279A1 (en) 2010-01-14
RU2008146970A (ru) 2010-06-10
BRPI0710893A2 (pt) 2011-06-21
GB2451370A (en) 2009-01-28
BRPI0710893B1 (pt) 2018-02-06
RU2463448C2 (ru) 2012-10-10
NO20084527L (no) 2008-11-27
GB2451370B (en) 2011-11-23
GB0819409D0 (en) 2008-12-03
CN101479441B (zh) 2013-06-12
CA2650000C (en) 2016-04-26
WO2007125509A1 (en) 2007-11-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
MX2008013674A (es) Herramienta de intervencion con sensores de parametros operativos.
US6009948A (en) Resonance tools for use in wellbores
US7644610B2 (en) Automated formation fluid clean-up to sampling switchover
RU2693074C2 (ru) Инструмент для внутрискважинных работ для проходки сквозь препятствия в стволе скважины
US8636086B2 (en) Methods of drilling with a downhole drilling machine
US20190345779A1 (en) Coil tubing bottom hole assembly with real time data stream
US20120018225A1 (en) Tilted bit rotary steerable drilling system
US20050205302A1 (en) Hydraulic and mechanical noise isolation for improved formation testing
US6176327B1 (en) Method and toolstring for operating a downhole motor
JP2010538187A (ja) ２つのボトムホールアセンブリを有する掘削システム
CA2861177C (en) Piston tractor system for use in subterranean wells
WO2009108068A1 (en) Hydraulic brush for use in downhole operations
US20180156001A1 (en) Downhole Friction Control Systems and Methods
GB2349403A (en) Drill string with a vibratory source
WO2015042380A1 (en) Cleaning mechanisms for optical elements
US20130206396A1 (en) Piston tractor system for use in subterranean wells
US20120147703A1 (en) Methods and apparatus for improved acoustic data acquisition
AU3217497A (en) Wellbore resonance tools

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration