NO316539B1 - Fremgangsmåte og anordning for måling av formasjonstrykk med en fjernsensor i et fôret borehull - Google Patents

Fremgangsmåte og anordning for måling av formasjonstrykk med en fjernsensor i et fôret borehull Download PDF

Info

Publication number
NO316539B1
NO316539B1 NO993947A NO993947A NO316539B1 NO 316539 B1 NO316539 B1 NO 316539B1 NO 993947 A NO993947 A NO 993947A NO 993947 A NO993947 A NO 993947A NO 316539 B1 NO316539 B1 NO 316539B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
intelligent sensor
equipment
antenna
borehole
location
Prior art date
Application number
NO993947A
Other languages
English (en)
Other versions
NO993947L (no
NO993947D0 (no
Inventor
Jacques René Tabanou
Reinhart Ciglenec
Original Assignee
Schlumberger Holdings
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 Schlumberger Holdings filed Critical Schlumberger Holdings
Publication of NO993947D0 publication Critical patent/NO993947D0/no
Publication of NO993947L publication Critical patent/NO993947L/no
Publication of NO316539B1 publication Critical patent/NO316539B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • E21B7/06Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/061Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/14Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for displacing a cable or cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02Determining slope or direction
    • E21B47/024Determining slope or direction of devices in the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/04Measuring depth or liquid level
    • E21B47/053Measuring depth or liquid level using radioactive markers
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B47/13Means 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 by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/10Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers

Description

Oppfinnelsens område
Foreliggende oppfinnelse gjelder hovedsakelig bestemmelse av forskjellige parametre i en underjordisk formasjon som er gjennomboret av et borehull, og nærmere bestemt slik bestemmelse etter at fonngsrør er blitt installert i borehullet ved å opprette kommunikasjon gjennom foringsrørveggen med fjernsensorer som er lagt inn i formasjonen forut for installasjonen av fonngsrøret
Beskrivelse av beslektet teknikk
Drift av oljebrønner og oljeproduksjon omfatter nå for tiden kontinuerlig overvåking av forskjellige brønnparametre En av de mest kritiske parametre når det gjelder å sikre stabil produksjon er reservoartrykk, også kjent som formasjonstrykk Kontinuerlig overvåking av slike parametre som reservoartrykk gjør det mulig å følge med i forandringer i formasjonstrykket over en tidsperiode, og er nødvendig for å forutsi produksjonskapasiteten og levetiden for en underjordisk formasjon Vanligvis overvåkes formasjonsparametre, innbefattet formasjonstrykket, overtrådledning til formasjons-utprøvningsredskaper, slik som de redskaper som er beskrevet i US-patenter nr 3 934 468, 4 860 581, 4 893 505, 4 936 139, og 5 622 223
Patentet med sluttsifre '468 og som er overdratt til Schlumberger Technology Corporation, som også har fått overdratt foreliggende oppfinnelse, be-sknver et langstrakt rørformet legeme som er anordnet i en ufåret borebrønn for å utprøve en formasjonssone av interesse Dette rørformede legemet har en avtetningspute som drives til tettende anlegg mot borebrønnen i formasjonssonen ved hjelp av sekundære brønn-kontaktende buffere rett overfor avtetningsputen samt en rekke hydrauliske utløsere Dette legemet er utstyrt med fluid-tilførselsmidler, innbefattet en bevegelig sonde som kommuniserer med og tar ut formasjons-stikk-prøver gjennom en midtåpning i avtetningsputen Slik fluidkommunikasjon og stikkprøve-uttak av denne art gjør det mulig å samle opp formasjonsparameter-data, innbefattet men ikke begrenset til, formasjonstrykket Den bevegelige sonde i henhold til '468-patentet er særlig innrettet for utprøvning av formasjonssoner som oppviser avvikende og ukjente produksjonsforhold eller dnftsstabiliteter
'581-patentet og '139-patentet, som også er overdratt til innehaveren av foreliggende oppfinnelse, angir modulare formasjonsutprøvningsredskaper som oppviser mange bruksmuligheter, innbefattet formasjonstrykkmåling og stikkprø-veuttak i ufdrede borebrønner Disse patenter beskriver redskaper som er i stand til å ta målinger og stikkprøver i mange formasjonssoner under en enkelt tnpping av redskapet
'505-patentet, som er overdratt til Western Atlas International, Inc , angir på lignende måte et formasjonsutprøvningsredskap som er i stand til å måle trykk og temperatur i den formasjon som er gjennomboret av en uforet borebrønn, såvel som å samle opp fluid-stikkprøver i flere formasjonssoner
Patentet med sluttsifre '223, som er overdratt til Halliburton Company, angir et annet formasjons-utprøvntngsredskap med trådlednmgsforbindelse samt for å trekke ut et formasjonsfluid fra en sone av interesse i en uforet borebrønn Dette redskap utnytter en oppblåsbar pakning, og angis å kunne brukes for å bestemme på stedet type og boblepunkts-trykk for det fluid som trekkes ut, samt for selektivt å samle opp fluid-stikkprøver som er hovedsakelig fri for slam-filtrater
Hver av de ovenfor nevnte patenter er begrenset ved at de formasjonsut-prøvningsredskaper som er beskrevet i dem bare er i stand til å utlede formasjonsdata så lenge redskapene er anordnet i borebrønnen og befinner seg i fysisk kontakt med den formasjonssone som er av interesse
US-patentsøknad nr 09/019 466, som også er overdratt til innehaveren av foreliggende oppfinnelse, beskriver fremgangsmåte og apparat for å sette ut intelligente sensorer, slik som trykksensorer, fra en borekrage på borestrengen inn i den underjordiske formasjon på utsiden av borebrønnen samtidig som borearbeid-ene utføres Utplasseringen av slike intelligente sensorer under en oljebrønns ut-bonngsfase oppnås ved hjelp av enten utskytning, utbonng, hydraulisk utdrivnmg, eller på annen måte innføring av sensorene i formasjonen, slik som beskrevet i '466-søknaden som herved tas inn her som referanse i sin helhet Denne publika-sjonen tilsvarer norsk patentsøknad NO 1998 2483 som er en PL § 2 2 3-søknad som det ikke kreves oppfinnelseshøyde for
'466-søknaden beskriver videre bruk av utstyr for å identifisere beliggenheten av slike intelligente sensorer lenge etter at de er utplassert, særlig ved bruk av gammastråle-glimttagger (gamma-ray pip-tags) i sensorene Disse gammastråle-
glimttaggene avgir distinkte radioaktive "signaturer" som står i klar kontrast til gammastråle-bakgrunnsprofilene eller signaturene forde forskjellige lokale underjordiske formasjoner, slik at de derved letter en bestemmelse av hver sensors beliggenhet i formasjonen Ved et visst fremdriftstrmn under ferdigstilhngsfasen av brøn-nen vil en fonngsbønn bli installert i borebrønnen Etter at borebrønnen er blitt foret med fonngsstrengen og denne fonng er blitt sementert, hvis nødvendig, vil
vanlig elektromagnetisk kommunikasjon med de enkelte fjernsensorer utenfor foringen ikke lenger være mulig fra det indre av borebrønnen Hvis det ikke foreligger noen effektive midler for å kommunisere med en intelligent sensor som er blitt innleiret utenfor den forede borebrønn i formasjonen, så vil denne dataføler ikke lenger være til noen nytte For at de fjerntliggende intelligente sensorer skal kunne avgi kontinuerlig overvåkingsinformasjon under hele borebrønnens produktive liv, så må således kommunikasjon med de intelligente sensorene bli gjenopprettet For å kunne optimalisere kommunikasjonen med disse datafølere, så må videre følernes beliggenhet kunne fastlegges etter av borebrønnen er blitt fåret og sementert
De redskaper og metoder som er beskrevet i de ovenfor nevnte patenter med sluttsifre '468, "581, "139, '505 og '223 er ikke beregnet på bruk i forede bore-brønnen og er vanligvis ikke permanent tilsluttet borebrønnen eller formasjonen Formasjonsutprøvningsredskaper på fremgangsmåter som er beregnet for bruk i forede borebrønner er imidlertid vel kjent innenfor dette tekniske felt, slik det som f eks vil fremgå av US-patentsknfter nr 5 065 619, 5 195 588 og 5 692 565
Patentet med sluttsifre '619, og som er overdratt til Halliburton Logging Services, Inc , angir utstyr for undersøkelse av trykket i en formasjon utenfor f<y>rin-gen i en borebrønn som gjennomskjærer formasjonen En "oppbakkings-sko" rager hydraulisk ut fra den ene side av en trådlednings-formasjonsmåler for å bringes i kontakt med foringsrørveggen, og en utprøvningssonde rager hydraulisk ut fra den annen side av måleren Denne sonde omfatter en omgivende tetnmgsnng som danner en avtetning mot foringsrørveggen på motsatt side av oppbakkings-skoen En liten formet sprengladning er plassert i midten av tetningsnngen for å kunne gjennomhulle foringen og det omgivende sementlag, hvis dette foreligger Formasjonsfluid strømmer da gjennom perforeringen og tetningsringen inn i en strømningsledning for overføring til en trykksensor og et par tanker for fluidbe-handling og stikkprøveuttak
Patentet med sluttsifre '588, og som også er overdratt til innehaveren av foreliggende oppfinnelse, angir forbednnger på de formasjons-utprøvere som per-forerer foringen for å vinne tilgang til formasjonen på utsiden av denne foring ved å sørge for midler for tilpluggmg av fåringshullet Nærmere bestemt angir '588-patentet et verktøy som er i stand til å plugge igjen en perforering mens redskapet fremdeles befinner seg innstilt i den posisjon hvor perforeringen ble utført Lukking av den eller de foreliggende perforeringer ved et passende tidspunkt ved gjen-plugging utelukker muligheten fortap av borebrønnsfluid inn i formasjonen og/eller degradering av formasjonen Den hindrer også ukontrollert innløp av formasjons-fluider i borebrønnen, hvilket kan være skadelig, slik som i tilfellet gassinn-trengnmg
Patentet med sluttsifre '565, som også er overdratt til Schlumberger Technolgy Corporation, beskriver et ytterligere forbedret apparat samt en fremgangsmåte for stikkprøveuttak fra en formasjon utenfor en foret borebrønn, idet denne oppfinnelsesgjenstand utnytter en bøyelig bonngsaksel for å frembringe en mer ensartet fonngsperforering enn det som er tilfellet med en formet sprengladning Denne uniforme perforering gir større sikkerhet for at foringen vil bli korrekt gjenplugget, da de formede ladninger frembringer ujevne perforeringer som det kan være vanskelig å plugge igjen og ofte krever både en faststoff-plugg og et formbart tetningsmatenale Den jevne perforering som dannes ved hjelp av den bøyelige bonngsaksel vil således øke påliteligheten ved bruk av plugger for å avtette fånngen Så snart forings-perforenngene er tilplugget, vil det imidlertid ikke foreligge noen mulighet for å kommunisere med formasjonen uten å gjenta perfo-reringsprosessen Men også i dette tilfellet vil slik formasjonskommunikasjon bare være mulig så lenge formasjons-utprøveren er innstilt i borebrønnen og férings-perforeringen forblir åpen
For å kunne overvinne de problemer og mangler som foreligger i den be-slektede teknikk, er det et hovedformål for foreliggende oppfinnelse å frembringe en fremgangsmåte og et apparat for å gjenopprette kommunikasjon med fjernut-lagte intelligente sensorer gjennom foringsrørveggen og sementlaget i en foret borebrønn
Det er et ytterligere formål å frembringe en fremgangsmåte og et apparat for å bestemme beliggenheten av hver slik intelligent sensor i den underjordiske formasjon i forhold til foringsrørveggen
Det er enda et formål å frembringe en fremgangsmåte og et apparat for å frembringe en åpning i den fonngsrørvegg og det sementlag som omgir en foret borebrønn i nærheten av det sted hvor en intelligent sensor eller en gruppe av intelligente sensorer befinner seg
Det er et ytterligere formål å frembringe en fremgangsmåte og et apparat for å installere en antenne t den frembrakte åpning og i avtettet forhold til forings-rørveggen med det formål å kommunisere med den eller de foreliggende fjernsensorer
Det er enda et ytterligere formål å angi en fremgangsmåte og frembringe et apparat for å overføre kommandosignaler til de fjerne intelligente sensorene og å motta datasignaler fra disse intelligente sensorer over den installerte antenne for å overvåke borebrønnen
Det er et ytterligere formål å frembnnge en datamottaker som utnytter et mikrobølge-hulrom og kan anbringes inne i borebrønnen for å kommunisere med den eller de utenforliggende intelligente sensorer over den eller de installerte antenner
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN
De formål som er beskrevet ovenfor, såvel som andre forskjellige formål og fordeler er oppnådd ved hjelp av en fremgangsmåte og et apparat som etter at foringsrøren er blitt installert i en borebrønn, muliggjør kommunikasjon med en intelligent sensor som er blitt fjernplassert i en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av borebrønnen, før fonngsrøret er blitt installert i den utplasserte dybde Kommunikasjon opprettes ved å installere en antenne i foringsrørveggen, og derpå innføre en datamottaker i den forede borebrønn for å kunne kommunisere med den intelligente sensoren over antennen for å motta formasjons-datasignaler som avføles og utsendes av den intelligente sensoren
I en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse blir beliggenheten av den intelligente sensoren i den underjordiske formasjon fastlagt før antennen installeres, slik at antennen kan anbringes i en åpning i foringsrørveggen i nærheten av den intelligente sensorens beliggenhet Det foretrekkes også at den intelligente sensoren utstyres med midler for utsendelse av et signatursignal som gjør det mulig å fastlegge plassenngen av den intelligente sensoren ved avføling av signatursignalet I denne forbindelse er den intelligente sensoren fortrinnsvis utført med en gammastråle-glimttagg for å sende ut et ghmttagg-signatursignal Plasseringen av den intelligente sensoren bestemmes ved først å opprette en gammastråle-logg for den åpne borebrønn, og derpå bestemme den intelligente sensorens dybde ved å utnytte det åpne borehulls gammastråle-logg og glimttagg-signatursignalet for vedkommende den intelligente sensor, samt derpå å fastlegge asimut for den intelligente sensoren i forhold til borebrønnen ved å anvende en gammastråle-detektor og ghmttagg-signatursignalet Asimut-verdien fastlegges fortrinnsvis ved å anvende en kollimert gammastråle-detektor
Antennen blir fortrinnsvis installert og avtettet i en åpning i foringen under
anvendelse av et trådlednings-verktøy Dette trådlednings-verktøy omfatter midler for å identifisere den intelligente sensorens asimut i forhold til borebrønnen, utstyr for å dreie verktøyet til den fastlagte asimut-vinkel, utstyr for å bore eller på annen måte danne en åpning gjennom foringen og sementen i den fastlagte asimut-retning, samt midler for å installere antennen i åpningen og i avtettet forhold til for-ingsrøret
Datamottakeren innføres fortrinnsvis i den forede borebrønn på en trådled-ning og omfatter et mikrobølge-hulrom
I et annet aspekt, omfatter foreliggende oppfinnelse boring av en borebrønn med en borestreng som har en borekrage og en borekrone Borekragen har en intelligent sensor innrettet for fjernplassenng inne i en valgt underjordisk formasjon som gjennomskjæres av borebrønnen, for derved å avføle og utsende datasignaler som representerer forskjellige parametre for formasjon Før borebrønnen er fullstendig foret, blir den intelligente sensoren fjernet fra borekragen og ført inn i den valgte underjordiske formasjon Etter at fonngsrør er blitt installert i borebrøn-nen, blir en antenne anbrakt i en åpning som er utformet i foringsrørveggen En datamottaker blir derpå innført i den forede borebrønn for å kommunisere med den intelligente sensoren over antennen med det formål å motta formasjons-datasignaler som er avfølt og utsendt av den intelligente sensoren
I et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse bruk av en borekrage som utgjør et vektrør med et verktøy som har avføhngsmidler som kan beveges fra en tilbaketrukket stilling inne i verktøyet til en fremskutt posisjon inne i den underjordiske formasjon på utsiden av borebrønnen Avføhngsutstyret har indre elektroniske kretser som er utført for å avføle valgte formasjonsparametre og frembringe datautgangssignaler som representerer de avfølte formasjonsparametre Når vektrøret og verktøyet er posisjonsinnstilt i en ønsket stilling i forhold til en underjordisk formasjon av interesse, blir avføhngsutstyret fjernet fra en tilbaketrukket stilling inne i verktøyet til en utplassert posisjon inne i den underjordiske formasjon av interesse og i avstand fra vektrøret samt på utsiden av borebrønnen Etter at fåringsrør er blitt installert i borebrønnen blir beliggenheten av den intelligente sensoren i den underjordiske formasjon fastlagt, og en antenne installeres i en sideåpning gjennom foringsrørveggen i avtettet forhold til fonngsrøren og nær den intelligente sensorens beliggenhet En mottakerinnretning blir så innført i den forede borebrønn og de elektroniske kretser i avføhngsutstyret blir elektronisk aktivert, hvilket bringer avføhngsutstyret til å avføle de valgte formasjonsparametre og sende ut datasignaler som representerer disse avfølte formasjonsparametre De utsendte datasignaler blir så mottatt av mottakerutstyret
Ved enda et annet aspekt av foreliggende oppfinnelse, omfatter oppfinnel-sesgjenstanden et vektrør innrettet for å påføres en borestreng og utstyrt med en sensor-beholder En inspeksjonssensor er anbrakt inne i sensor-beholderen på vektrøret og er utstyrt med elektroniske kretser for å avføle utvalgte formasjonsdata, samt for å motta kommandosignaler og sende ut datasignaler som angir de avfølte formasjonsdata Den fjernplasserte inspeksjonssensor er innrettet for sideveis utplassering fra føler-beholderen til en plassering inne i den underjordiske formasjon utenfor borebrønnen En antenne for kommunikasjon med den utenforliggende inspeksjonssensor er utstyrt med midler for etter installasjonen av bore-brønnsfonngen å frembringe en åpning i foringsrørveggen \ nærheten av den Utlagte inspeksjonssensor samt for å innføre antennen i den frembrakte åpning i avtettet forhold til foringsrørveggen En datamottaker innrettet for innføring i bore-brønnen og utstyrt med elektroniske kretser for å sende ut kommandosignaler over antennen etter antenneinstallasjonen, samt for å motta formasjons-datasignaler over antennen fra den utenforliggende inspeksjonssensor, er også anordnet
Fortrinnsvis er sender- og mottaker-kretsene i datamottakeren innrettet for å sende ut kommandosignaler på en frekvens F og for å motta datasignaler på en frekvens 2F, mens mottaker- og sender-kretsene for den bortenforliggende inspeksjonssensor er innrettet for å motta kommandosignaler på en frekvens F samt for å sende ut datasignaler på en frekvens 2F
Fortrinnsvis omfatter den bortenforliggende inspeksjonssensor en elektronisk lagringskrets for å samle opp formasjonsdata over en viss tidsperiode De dataavfølende kretser i inspeksjonssensoren omfatter fortrinnsvis utstyr for å føre inn formasjonsdata i den elektroniske lagnngskrets samt en spole-regulenngskrets for å motta utgangssignaler fra den elektroniske lagringskrets og for å aktivere mottaker- og sender-kretsene i den fjerntliggende inspeksjonssensor til å sende ut signaler som representerer de avfølte formasjonsdata fra utplassenngsstedet for den fjerntliggende inspeksjonsføler til sender- og mottaker-kretsene i datamottakeren
Oppfinnelsen er angitt i de vedføyde patentkravene
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
For å forstå hvorledes de ovenfor omtalte formål og fordeler ved foreliggende oppfinnelse er oppnådd og forstås i detalj, vil en mer grundig besknvelse av den oppfinnelse som er kort sammenfattet ovenfor, bh gitt under henvisning til den foretrukne utførelse av oppfinnelsen og som er vist på de vedføyde tegninger, som da inngår som en del av den følgende beskrivelse
Det bør imidlertid bemerkes at de vedføyde tegninger bare viser en eneste typisk utførelse av foreliggende oppfinnelse og derfor ikke må betraktes som be-grensende for dens omfang, idet oppfinnelsen også muliggjør andre like effektive utførelser
Det skal da henvises til tegningene, hvorpå
fig 1 er en oppnss-skisse av en borestreng-seksjon i en borebrønn, og viser et vektrør samt en utenforliggende plassert intelligent sensor som er blitt utplassert fra vektrøret mn i en underjordisk formasjon av interesse,
fig 2 er en snittskisse gjennom den underjordiske formasjon etter at for-ingsrør er blitt installert i borebrønnen, og med en antenne anbrakt i en åpning gjennom foringsrørveggen og sementlaget i umiddelbar nærhet med den utenforliggende utplasserte dataføler,
fig 3 viser skjematisk et trådledningsredskap plassert inne i fonngsrøret og med øvre og nedre rotasjonsverktøy samt et mellomliggende antenne-installa-sjonsverktøy,
fig 4 er en skjematisk skisse av det nedre rotasjonsverktøy tatt langs en snittlinje 4-4 i fig 3,
fig 5 er en sideveis strålingsprofil tatt i en valgt borebrønnsdybde for å vise gammastråle-signaturen for en intelligent sensor-ghmttagg i kontrast med den underjordiske formasjons bakgrunns-gammastrålesignatur,
fig 6 viser skjematisk og i snitt et verktøy for å frembnnge en perforering i fonngsrøret og installere en antenne i denne perforering for kommunikasjon med den intelligente sensoren,
fig 6A viser et par fønngsplater som anvendes av antenneinstallasjonsverk-tøyet for å fremføre en bøyelig aksel som anvendes for å gjennomhulle fonngs-røret,
fig 7 er et flytskjema som viser driftsprosess-sekvensen for det verktøy som er vist i fig 6,
fig 8 viser et snitt gjennom et alternativt verktøy for perforering av fonngs-røret,
fig 9A-9C er påfølgende snittskisser som viser installasjonen av en anten-neutførelse i perforenngshullet i fonngsrøret,
fig 9D er en snittskisse av en andre utførelse av antennen installert i for-ingsrør-perforenngen,
fig 10 er en detaljert skisse som viser et snitt gjennom det nedre parti av antenne-installenngsverktøyet, og særlig antennemagasinet og installasjonsmeka-ntsmen for den antenneutførelse som er vist i fig 9A-9C,
fig 11 er en skjematisk skisse av datamottakeren som er plassert inne i for-ingsrøret for kommunikasjon med den utenforliggende utplasserte dataføler over en antenne som er installert gjennom perforeringen i foringsrørveggen, og an-skueliggjør elektriske og magnetiske felter inne i et mikrobølge-hulrom i datamottakeren,
fig 12 er en opptegning av datamottakerens resonansfrekvens som en funksjon av mikrobølge-hulrommets lengde,
fig 13 er en skjematisk skisse av den datamottaker som kommuniserer med den intelligente sensoren, og omfatter et blokkskjema av datamottakerens elektronikk,
fig 14 er et blokkskjema av datafølerens elektronikk, og
fig 15 er et pulsbredde-modulasjonsskjema som angir tidsforløpet av data-signaloverfønngen mellom den intelligente sensoren og datamottakeren
BESKRIVELSE AV FORETRUKKET UTFØRELSE
Det skal nå henvises til tegningene og først til fig 1, hvor det i henhold til foreliggende oppfinnelse er vist utbonng av en borebrønn WB med en borestreng DS som har et vektrør 12 og en borekrone 14 Vektrøret har flere intelligente inspeksjons-sensorer 16 som bæres på vektøret for innføring i borebrønnen under utbonngsarbeidet Som det vil bh nærmere beskrevet nedenfor, har de intelligente sensorene 16 elektronisk instrumentering og integrerte kretser for avføhng av utvalgte formasjonsparametre, samt elektroniske kretser for å motta valgte kommandosignaler og frembringe data-utgangssignaler som representerer de avfølte formasjonsparametre
Hver intelligente sensor 16 er utført for å kunne utplasseres fra sin tilbake-trukne eller lagrede stilling 18 på vektrøret 12 til en utenforliggende beliggenhet inne i en utvalgt underjordisk formasjon 20 som gjennomskjæres av borebrønnen WB for å kunne avføle og sende ut datasignaler som angir forskjellige parametre, slik som formasjonstrykk, temperatur og permeabilitet for den valgte formasjon Når således vektøret 12 er plassert av borestrengen DS på et ønsket sted i forhold til den underjordiske formasjonen 20, vil den intelligente sensoren 16 blir for-flyttet til en utplassert posisjon inne i den underjordiske formasjon 20 utenfor bore-brønnen WB drevet ut av et drivmiddel eller et hydraulisk støtstempel, eller annen lignende kraftvirknmg med utgangspunkt i vektrøret og som påvirker den intelligente sensoren Slik drevet bevegelse er beskrevet i detalj i US-patentsøknad nr 09/019 466 i forbindelse med et vektrør som er forsynt med utplassenngsutstyr
Utplassering av et ønsket antall av slike intelligente sensorer finner sted i forskjellige borebrønnsdybder fastlagt av de nivåer hvorfra formasjonsdata ønskes Så lenge borebrønnen forblir åpen eller uforet, vil de utplasserte intelligente sensorer kunne kommunisere direkte med vektrør, sonde eller trådhneverktøy som inneholder en datamottaker, slik det også er beskrevet i '466-søknaden, for å overføre data som angir formasjonsparametre til en lagnngsmodul i datamottakeren for midlertidig lagring, eller direkte til jordoverflaten over datamottakeren
Ved et visst tidspunkt under ferdigstillingen av brønnen vil borebrønnen være fullstendig foret og fonngsrøret vil vanligvis være sementert på plass Etter dette tidspunkt vil normal kommunikasjon med utplasserte intelligente sensorer 16 som ligger i formasjonen 20 utenfor borebrønnen WB ikke lenger være mulig Kommunikasjon må således gjenopprettes med de utplasserte intelligente sensorer gjennom den fonngsrørvegg og det sementlag, hvis dette foreligger, som forer borebrønnen
Det skal nå henvises til fig 2, som angir at kommunikasjon gjenopprettes ved å frembnnge en åpning 22 i foringsrørveggen 24 og sementlaget 26, og derpå installere en avettet antenne 28 i åpningen 22 i foringsrørveggen For optimal kommunikasjon bør imidlertid antennen 28 være plassert i en posisjon nær eller inntil den utlagte intelligente sensor For å muliggjøre effektiv elektromagnetisk kommunikasjon er det å foretrekke at antennen anbnnges innenfor 10-15 cm fra vedkommende intelligent sensor eller sensorer i formasjonen Beliggenheten av de intelligente sensorene i forhold til den forede borebrønn må således fastlegges
Fastleggelse av datafølers beliggenhet
For å kunne bestemme plasseringen av datafølerne, må disse intelligente sensorer være utstyrt med midler for å sende ut hvert sitt identifiserende signatursignal Nærmere bestemt må de intelligente sensorene være utstyrt med gammastråle-ghmttagg 21 for utsendelse av et glimttagg-signatursignal Denne ghmttagg er en smal strimmel av papirhgnende materiale som er mettet med en radioaktiv løsning og plassert inne i den intelligente sensoren 16 for å kunne stråle ut gam-mastråler
Beliggenheten av hver intelligent sensor blir da fastlagt ved en totrinns prosess Først blir den intelligente sensorens dybdeplassenng bestemt ved anvendelse av en gammastrålelogg i åpent hull, og som opprettes for borebrønnen etter at datafølerne 16 er utlagt, samt ut i fra det kjente glimttagg-signatursignal for den intelligente sensoren Den intelligente sensoren vil kunne identifiseres på loggen for det åpne hull på grunn av at den radioaktive utstråling fra ghmttaggen 21 vil bringe den lokalt omgivende gammastråle-bakgrunn til å økes i det område hvor dataføleren befinner seg Denne gammastråle-bakgrunn vil da klart kunne utskil-les på loggen i den intelligente sensorens utplassenngsområde sammenlignet med strålingsbakgrunnen i sonene på oversiden og undersiden av sensoren Dette vil bidra til å fastlegge den vertikale dybde og posisjon for den intelligente sensoren
Den intelligente sensorens asimut-plassenng i forhold til borebrønnen vil så bh fastlagt ved anvendelse av en gammastråledetektor og den intelligente sensorens glimttagg-signatursignal Asimut bestemmes da ved å anvende en kollimert gammastråle-detektor, slik det vil bli nærmere beskrevet nedenfor i forbindelse med et flerfunksjons-trådlednmgsverktøy
Antennen 28 blir fortrinnsvis installert og avtettet i åpningen 22 i foringen ved bruk av et trådlednings-verktøy Dette trådledningsverktøy, som generelt er angitt ved 30 i fig 3 og 4, er et komplisert apparat som utfører flere arbeidsfunk-sjoner og omfatter øvre og nedre rotasjonsverktøy 34, 36 samt et mellomliggende antenne-installasjonsverktøy 38 Fagkyndige på området vil erkjenne at verktøyet 30 kunne være like effektivt i det minste for noen av sine tilsiktede formål som en borestreng-sub eller -redskap, selv om dets beskrivelse her ville være begrenset til en utførelse som trådhne-redskap
Trådlme-redskapet 30 senkes ned på en trådhne eller kabel 31, og lengden av denne vil bestemme dybden av redskapet 30 i borebrønnen Dybdemålere kan anvendes for å måle kabeluttrekket over en bæremekanisme, slik som et skive-hjul, og angir da trådhne-verktøyets dybdebeliggenhet på en måte som vil være velkjent innenfor fagområdet På denne måte vil trådhne-redskapet 30 kunne anbringes i samme dybde som dataføleren 16 Dybden av trådline-redskapet 30 kan også måles ved hjelp av elektriske, nukleære eller andre følere som korrelerer dybden med tidligere målinger som er utført i borebrønnen eller med foringsrørets lengde Kabelen 31 utgjør også et middel for å kommunisere med regulerings- og behandlingsutstyr på jordoverflaten over kretser som bæres i kabelen
Trådlednings-redskapet omfatter videre utstyr, i form av øvre og nedre rota-sjonsverktøy 34, 36 for å dreie trådline-redskapet 30 til den fastlagte asimut, etter å ha blitt nedsenket til den korrekte den intelligente sensor-dybde, slik den er fastlagt ut i fra det første trinn i lokaliseringsprosessen for den intelligente sensoren En utførelse av et enkelt rotasjonsverktøy er angitt ved det øvre rotasjonsverktøy 34 som er vist i fig 3 og 4, og omfatter et sylinderformet legeme 40 med et sett av to drivhjul 42, 44 i samme plan og som rager ut gjennom en side av legemet Disse drivhjul blir trykket mot fonngsrøren av et drivende hydraulisk oppbakkings-stempel 46 på vanlig måte Utdnvning av det hydrauliske stempel 46 vil da drive hjulet 48 til kontakt med den indre fonngsrørvegg På grunn av at foringen 24 er sementert i borebrønnen WB, og således fast forbundet med formasjonen 20, vil fortsatt utdnvning av stempelet 46 etter at presshjulet 48 har kommet i kontakt med innsiden av foringsrørveggen tvinge drivhjulene 42, 44 mot den indre fonngs-rørvegg på motsatt side i forhold til presshjulet
De to drivhjul på hvert rotasjonsverktøy drives over hvert sitt tannhjulsdrev, slik som tannhjulene 45a og 45b, fra en elektrisk servomotor 50 Primærtannhjulet 45a er forbundet med motorens utgangsaksel for rotasjon sammen med denne Rotasjonskraften overføres til drivhjulene 42, 44 over sekundære tannhjul 45b, og friksjonen mellom dnvhjulene og den indre fonngsrørvegg bringer trådline-redskapet 30 til å dreies etterhvert som drivhjulene 42, 44 "krabber" langs innsiden av foringen 24 Denne drivvirkning utføres både av det øvre og det nedre rotasjons-verktøy 34, 36 for å muliggjøre dreining av hele redskaps-sammenstillingen 30 inne i fonngsrøret 24 om foringsrørets lengdeakse
Antenne-installasjonsverktøyet 38 omfatter utstyr for å fastlegge asimut for den intelligente sensoren 16 i forhold til borebrønnen WB i form av en kollimert gammastråle-detektor 32, hvilket da utgjør det andre trinn i den bestemmelsespro-sess som går ut på å bestemme den intelligente sensorens beliggenhet Som angitt tidligere, kan den kolhmerte gammastråle-detektor 32 anvendes for å detektere strålingssignaturen for alt som er plassert i dens deteksjonssone Denne kollimerte gammastråle-detektor som vil være velkjent i bonngsindustnen, er utstyrt med skjermende materiale som er anbrakt omkring en tallium-aktivert natnumjo-did-krystall, bortsett fra et lite åpent område med detektorvinduet Dette åpne området er buet og av liten utstrekning for nøyaktig fastleggelse av den intelligente sensorens asimut
En 360 graders dreining av trådline-redskapet under utgangs-dreiemomen-tet fra motoren 50 inne i foringen 24 vil således åpenbare et sideveis strålings-mønster i enhver bestemt dybde hvor trådline-redskapet, eller nærmere bestemt den kollimerte gammastråle-detektor befinner seg Ved å anbringe gammastråle-detektoren i den dybde hvor den intelligente sensoren 16 befinner seg, vil det siderettede strålingsmønster omfatte den intelligente sensorens gammastrålesignatur overfor en målt basislinje Denne målte basishnje har sammenheng med den grad av detektert gammastråhng som tilsvarer den foreliggende lokale forma-sjonsbakgrunn Giimttagg for hver dataføler vil gi et sterkt signal ovenpå denne basishnje og fastlegge den asimutretning hvori den intelligente sensoren befinner seg, slik som angitt i fig 5 På denne måte kan antenne-installeringsverktøyet 38 bringes til å "peke" meget nær i retning av den intelligente sensoren av interesse
Arbeidsfunksjonen for verktøyet 38 er nærmere anskueliggjort ved flytskjema-sekvensen i fig 7, som nå vil bh nærmere beskrevet Ved dette tidspunkt er trådlednings-redskapet 30 posisjonsinnstilt i korrekt dybde og orientert til korrekt asimutretning, slik som angitt ved blokk 800 i fig 7, og vil være riktig plassert for utbonng eller på annen måte å danne en sideveis åpning 22 gjennom fonngsrøret 24 og sementlaget 26 i nærheten av den posisjonsbestemte dataføler 16 For dette formål utnyttes i henhold til foreliggende oppfinnelse en modifisert versjon av verktøyet for formasjons-prøvetagning som er beskrevet i US-patent nr 5 692 565, som også er overdratt til innehaver av foreliggende oppfinnelse Dette '565-patent tas da inn her som referanse i sin helhet
Foringsrørperforering og antenneinstallasion
Fig 6 viser en utførelse av perforeringsverktøyet 38 for å danne den laterale åpning i fonngsrøret 24 og installasjon av en antenne i denne Verktøyet 38 er anbrakt inne i trådlednings-redskapet 30 mellom det øvre og det nedre rotasjons-verktøyet 34, 36 og har et sylinderformet legeme 217 som omgir et indre hus 214 og tilhørende komponenter Foranknngsstempler 215 blir hydraulisk aktivert på vanlig måte for å drive en verktøypakning 217b mot innsiden av fonngsrøret 24, for derved å danne en trykktett avtetning mellom antenne-installasjonsverk-
tøyet 38 og fdnngsrøret 24, samt for å stabilisere redskapet 30, slik som angitt ved blokk 801 i fig 7
Fig 3 angir skjematisk et alternativ til pakningen 217b i form av en hydraulisk pakningssammenstilling 41, som omfatter en avtetningspute på en bæreplate som kan beveges ved hjelp av hydrauliske stempler til avtettende inngrep med for-ingsrøret 24 Fagkyndige på området vil erkjenne at andre tilsvarende midler er like godt egnet for å opprette en tetning mellom antenne-installasjonsverktøyet 38 og fonngsrøret omkring det område som skal gjennomhulles
Det skal nå henvises tilbake til fig 6, hvor det er vist at det indre hus 214 er understøttet for bevegelse inne i legemet 217 langs legemets akse ved hjelp av husets forskyvningsstempel 216, slik det vil bli nærmere beskrevet nedenfor Huset 214 inneholder tre undennnretninger, nemlig utstyr for å perforere fonngsrø-ret, utstyr for å utprøve trykktetningen på fonngsrøret, samt midler for å installere en antenne i perforeringen Bevegelsen av det indre hus 214 ved hjelp av forskyv-ningsstemplet 216 posisjonsinnstiller komponentene i hver av husets tre indre undennnretninger over den avtettede foringsrør-perforenng
Den første av de indre undennnretninger i huset 214 omfatter en bøyelig
aksel 218 som fremføres gjennom tilpassede fønngsplater 242, hvorav en er vist i fig 6A Borekronen 219 roteres ved hjelp av den bøyelige aksel 218 som drives av drivmotoren 220, og som er fastholdt av en motorbrakett 221 Denne motorbrakett 221 er festet til forskyvningsmotoren 222 ved hjelp av en gjenget aksel 223 som befinner seg i inngrep med en mutter 221a som er festet til motorbraketten 221 Forskyvningsmotoren 222 vil således rotere den gjengede aksel 223 til å bevege drivmotoren 220 oppover og nedover i forhold til det indre hus 214 og fonngsrør 24 Bevegelse nedover av drivmotoren 220 påfører en nedoverrettet kraft på den bøyelige aksel 218 og øker derved gjennomtreng ni ngstakten for borekronen 219 gjennom fonngsrøret 24 En J-formet kanal 243 utformet i føringsplatene 242 overfører den nedoverrettede kraft som påføres akselen 218 til en tverrettet kraft på borekronen 219, og hindrer også akselen 218 fra å utbuktes under den trykk-
belastning som påføres borekronen Etter hvert som borekronen trenger gjennom fonngsrøret, danner den en ren ensartet gjennomhulhng som er meget å foretrekke fremfor den som oppnås ved hjelp av formede sprengladninger
Boringsprosessen er representert ved blokken 802 i fig 7 Etter at fånngs-rørperforenngen er blitt utboret, blir borekronen 219 tilbaketrukket ved å reversere omdreiningsretningen for forskyvningsmotoren 222
Den andre indre undennnretning i huset 214 har sammenheng med utprøv-ningen av trykktetningen på fonngsrøret For dette formål blir hus-forskyvnings-stemplet 216 energisert fra regulenngsutstyr på jordoverflaten over kretser som er ført gjennom kabelen 31 for forskyvning av det indre hus 214 oppover for derved å bevege pakningen 217c omkring åpningen i huset 217 Paknings-innstillingsstem-pelet 224b blir så aktivert til å drive pakningen 217c mot innsiden av huset 217, slik at det derved dannes en avtettet passasje mellom fåringsrør-perforeringen og strømningskanalen 224, slik som angitt ved blokk 803 Formasjonstrykket kan da måles på vanlig måte, og en fluid-stikkprøve kan tas ut hvis så ønskes, som angitt ved blokk 804 Så snart de tilsiktede målinger og stikkprøver er blitt tatt, blir stempelet 224b trukket tilbake for å trekke med seg pakningen 217c, slik som angitt i blokk 805
Fig 8 viser alternativt utstyr for utboring av en perforenng i fonngsrøret, innbefattet en tannhjulsutveksling 330 i rett vinkel og som overfører det dreiemoment som frembringes av en tilkoplet dnvaksel 332 til et dreiemoment på borekronen 331 Aksial kraft påføres borekronen 331 av et hydraulisk stempel (ikke vist) som energiseres av det fluid som avgis gjennom strømningskanalen 333 Dette hydrauliske stempel aktiveres på vanlig måte til å forskyve tannhjulsutvekslingen 330 i retning av borekronen 331 ved hjelp av et støttelegeme 334 som er innrettet for glidebevegelse langs banen 335 Så snart foringsrør-gjennomhulhngen er fullført blirtannhjulsutvekshngen 330 og borekronen 331 trukket tilbake fra perforeringen ved bruk av det hydrauliske stempel
Husforskyvnmgsstemplet 216 blir så aktivert til å forskyve det indre hus 214 oppover enda mer for å rette inn antennemagasinet 226 i posisjon og over fonngs-rørperforenngen, slik som angitt ved blokk 806 Antenne-innsetningsstempelet 225 blir så aktivert for å drive en antenne 28 fra magasinet 226 inn i fonngsrørper-forenngen Arbeidssekvensen ved innsetting av antennen er nærmere vist i fig 9A-9C, og 10
Under henvisning først til fig 9A-9C er det vist at antennen 28 omfatter to sekundære komponenter som er utført for fullt ut å kunne sammenstilles inne i for-ingsrørperforenngen, nemlig en rørformet sokkel 176 og et avsmalnende legeme 177 Den rørformede sokkel 176 er utført i et elastomer-matenale beregnet på å motstå de krevende omgivelser i borebrønnen, og inneholder en sylinderformet åpning gjennom sin akterende samt en avsmalnende åpning med liten diameter gjennom sin for-ende Den rørformede sokkel er også utstyrt med en bakre leppe 178 for å begrense utstrekningen av antennens bevegelse inn i fonngsrørperfore-nngen, samt en mellomliggende ribbe 179 mellom forsenkede områder for å bidra tii å opprette en trykktett avtetning i perforeringen
Fig 10 viser i detalj et avsnitt av sammenstillingen for antenneinnsetning inntil antennemagasinet 226 Innsetningsstemplet 225 omfatter et ytre stempel 171 og et indre stempel 180 Innsetting av antennen i fonngsrørperforenngen er en totrinns prosess Til å begynne med under innsetningsprosessen blir begge stempler 171, 180 aktivert til å beveges tvers over hulrommet 181 og trykke en antenne 28 inn i fonngsrørperforenngen Denne prosess bnnger både det avskrånede antennelegeme 177, som allerede er delvis innsatt i åpningen i den bakre ende av den rørformede sokkel 176, og den rørformede sokkel 176 til å forskyves mot fonngsrørperforenngen, slik som angitt i fig 9A Når den bakre leppe 178 kommer til anlegg mot innsiden av foringsrørveggen 24, slik som vist i fig 9B, vil det ytre stempelet 171 stoppe, men fortsatt påføring av hydraulisk trykk på stem-pelsammenstilhngen bringer det indre stempel 180 til å overvinne kraften fra fjær-sammenstilhngen 182 å trenge frem gjennom den sylinderformede åpning i den bakre ende av den rørformede sokkel 176 På denne måte blir det avsmalnende legeme 177 i sin helhet innført i den rørformede sokkel 176, slik som vist i fig 9C
Det avsmalnende antennelegeme 177 er utstyrt med en langstrakt antenne-pinne 177a, en konusformet isolasjonsmuffe 177b og et ytre isolerende sjikt 177c, slik som vist i fig 9C Antennepinnen 177a strekker seg utover bredden av for-ingsrørperforeringen 22 i hver ende av pinnen for å motta datasignalet fra dataføl-eren 16 og kommunisere signaler til datamottakeren som befinner seg i borebrøn-nen, slik det vil bli nærmere beskrevet nedenfor Isolasjonsmuffen 177b er av-smalnet nær for-enden av antennepinnen for å danne en interferenskile-hgnende pasning inne i den avskrånede åpning i for-enden av den rørformede sokkel 176, slik at det derved opprettes en trykktett avtetning i grensesnittet mellom antennen og perforermgshullet
Magasinet 226 som er vist i fig 10, lagrer flere antenner 28 og mater ut antenne under installeringsprosessen Etter at en antenne 28 er installert i et fonngs-rørhull, blir stempelsammenstillingen 225 trukket fullstendig tilbake og en annen antenne drives oppover av fjæren 186 i skyvesammenstilhngen 183 På denne måte kan flere antenner installeres i fonngsrøret 24
En alternativ antennestruktur er vist i fig 9D I denne utførelse er antennepinnen 312 permanent innsatt i isolasjonsmuffen 314, som i sin tur er permanent innsatt i innstillingskonusen 316 Isolasjonsmuffen 314 er sylinderformet, og inn-setningskonusen 316 har en konisk utside samt en sylinderformet indre utbonng som er dimensjonert for å motta utsiden av muffen 314 Innsetningsmuffen 318 har en konisk indre utbonng som er dimensjonert til å motta utsiden av innstillingskonusen 316, og den ytre overflate av muffen 318 er svakt avskrånet for derved å lette dens innføring i fonngsrørperforenngen 22 Ved å påføre motsatt rettede krefter på konusen 316 og muffen 318 blir det oppnådd en interferenspasning metall til metall for å avtette antenne-sammenstillingen 310 i perforeringen 22 Ved påfønng av kraft over motsatt rettede hydraulisk drevne stempler i retning av de piler som er vist i fig 9D, vil drive utsiden av muffen 318 til å ekspandere og innsiden av konusen 316 til å trekke seg sammen, hvilket fører til en avtetning av perforeringen eller åpningen 22 metall til metall overfor antennesammenstilhngen
Tettheten av den installerte antenne, enten den foreligger i den viste konfigurasjon i fig 9A-9C, konfigurasjonen i fig 9D eller en hvilken som helst annen
konfigurasjon som like godt kan utnyttes i henhold til foreliggende oppfinnelse, kan utprøves ved atter å forskyve det indre hus 214 ved hjelp av forskyvmngsstempe-let 216 på en slik måte at måhngspakningen 217c forskyves over den laterale åpning i huset 217, som tilbakestilling av pakningen med stempelet 224b, slik som angitt i blokk 808 i fig 7 Trykk gjennom strømningskanalen 224 kan da overvåkes for å se om det foreligger lekkasjer, slik som angitt med blokk 809, ved bruk av et nedtrekkstempel eller lignende for å redusere strømningskanal-trykket Når et
nedtrekks-stempel anvendes, vil en lekkasje bh angitt ved stigning av strømnings-kanal-trykket over nedtrekkstrykket etter at nedtrekkstempelet er pasifisert Så snart trykkutprøvningen er fullført, blir forankringsstemplene 215 tilbaketrukket for å frigjøre verktøyet 38 og trådlednings-redskapet 30 fra foringsrørveggen, slik som angitt ved blokken 810 Ved dette tidspunkt kan redskapet 30 posisjonsinnstilles på nytt i fonngsrøret for installasjon av andre antenner, eller også fjernes fra bore-brønnen
Datamottaker
Etter at antennen 28 er installert og korrekt avtettet på plass, blir et trådledningsredskap som inneholder en datamottaker 60 innført i det forede borehull for kommunikasjon med den intelligente sensoren 16 over antennen 28 Datamottakeren 60 omfatter sender- og mottaker-kretser for å overføre kommandosignaler over antennen 28 til den intelligente inspeksjons-sensoren 16 og motta informasjons-datasignaler over antennen fra inspeksjonssensoren
Nærmere bestemt, og med henvisning til fig 11, blir kommunikasjon mellom datamottakeren 60 inne i fonngsrøret 24 og den intelligente sensoren 16 som befinner seg på utsiden av fonngsrøret, i en foretrukket utførelse oppnådd ved hjelp av to små sløyfeantenner 14a og 14b Disse antenner er innleiret i en anten-nesammenstilling 28 som er blitt plassert inne i åpningen 22 ved hjelp av antenne-installasjonsverktøyet 38 Den første antennesløyfe 14a er posisjonsinnstilt parallelt med fonngsrøraksen, mens den andre antennesløyfen 14b er posisjonsinnstilt vinkelrett på fonngsrøraksen Følgelig vil den første antennen 14a være følsom overfor magnetiske felter som forløper vinkelrett på fonngsrøraksen, mens den andre antenne 14b er følsom for magnetiske felter parallelt med fonngsrøraksen
Den intelligente sensoren 16, som også er kjent som et inspeksjonsprosjek-til, inneholder i en foretrukket utførelse to like sløyfeantenner 15a og 15b Disse sløyfeantenner har samme relative orientenng i forhold til hverandre som sløyfe-antennene 14a og 14b Sløyfeantennene 14a og 14b er imidlertid koplet i sene, slik som angitt i fig 11, slik at disse to antenner i kombinasjon vil være følsomme for begge retninger av det magnetiske felt som utstråles av sløyfeantennene 14a og 14b
Datamottakeren i redskapet inne i foringen utnytter et mikrobølge-hulrom 62 med et vindu 64 som er innrettet for tett posisjonsinnstillmg inntil innsiden av foringsrørveggen 24 Krumningsradius for hulrommet er den samme eller ligger meget nær foringsrørets indre radius, slik at en stor del av vinduets overflateom-råde vil være i kontakt med den indre ffinngsrørvegg Fonngsrøret lukker effektivt mikrobølge-hulrommet 62, bortsett fra utbonngsåpningen 22 som forsiden av vinduet 64 er anbrakt mot En slik posisjonsinnstillmg kan oppnås ved bruk av komponenter av samme art som de som er beskrevet ovenfor i forbindelse med trådlednings-redskapet 30, slik som rotasjonsverktøyene, gammastråle-detektoren og forankringsstemplene (Ingen ytterligere beskrivelse av slik posisjonsinnstillmg av datamottakeren vil bli gitt her) Ved innretning av vinduet 64 på linje med perforeringen 22 kan slik energi som mikrobølgeenergi bringes til å stråle mn og ut over antennen gjennom åpningen i fonngsrøret, hvilket utgjør et middel for toveis kommunikasjon mellom det avfølede mikrohulrom 62 og den intelligente sensorens antenner 15a og 15b
Kommunikasjon fra mikrobølgehulrommet finner sted på en frekvens F som tilsvarer en spesifisert resonansmodus, mens kommunikasjon fra den intelligente sensoren finner sted med den dobbelte frekvens, eller 2F Hulrommets dimensjoner er valgt slik at det får en resonansfrekvens som ligger nær 2F De foreliggende elektriske felter 66, 68 og magnetiske felter 70, 72 er vist i fig 11 for å bidra til vis-ualisering av hulrommets feltmønstre I en foretrukket utførelse har det sylinderformede hulrom 62 en radius på 5 cm og en vertikal utstrekning på omtrent 30 cm Et sylindrisk koordinatsystem (z, p, <f>) anvendes for å angi et hvilket som helst fysisk punkt inne i hulrommet Det elektromagnetiske felt (EM) som eksiteres inne i hulrommet består av et elektrisk felt med komponentene Ez, Ep og Ety samt et magnetisk felt med komponentene Hz, Hp og H<|>
I sendermodus eksiteres hulrommet 62 med mikrobølgeenergi som tilføres fra senderoscillatoren 74 og effektforsterkeren 76 over forbindelsen 78 som utgjø-res av en koaksiallednmg koplet til en liten elektrisk dipol som befinner seg på oversiden av hulrommet 62 for datamottakeren 60
I mottakermodus blir mikrobølgeenergi som eksiteres i hulrommet 62 ved en frekvens 2F avfølt av den vertikale magnetiske dipol 80 som er koplet til en mottakerforsterker 82 som er avstemt til 2F
Det er et velkjent forhold at mikrobølge-hulrom har to grunnleggende reson-ansmodi Den første av disse er kalt tverrmagnetisk eller 'TM"-modus (Hz=0), mens den andre modus er kalt tverrelektnsk eller "TE"-modus i forkortet form (Ez=0) Disse to modi er derfor innbyrdes ortogonale og kan skjelnes fra hverandre ikke bare ved frekvensdisknminering, men også med hensyn til fysisk onenter-ing av en elektrisk eller magnetisk dipol som er anbrakt inne i hulrommet for enten å eksitere eller detektere disse modi, og dette er da et særtrekk i henhold til foreliggende oppfinnelse som utnyttes for å skjelne signaler eksitert ved frekvens F fra signalet eksitert ved 2F Ved resonans oppviser kaviteten en høy Q-verdi, eller lite dempningstap, når frekvensen av EM-feltet inne i hulrommet ligger nær resonans-frekvensen, samt en meget lav Q-verdi når frekvensen av EM-feltet inne i hulrommet er forskjellig fra hulrommets resonansfrekvens, hvilket gir ytterligere forsterk-ning for hver modus og isolasjon mellom de forskjellige modi
Matematiske uttrykk forde elektriske (E) og magnetiske (H) feltkomponen-ter i TM- og TE-modus er gitt ved følgende uttrykk
For TM-modi
med resonansfrekvens FTMmm <=> c/2 {( XJnR) 2 + (m/L)2)1/2,
og TE-modi
med resonansfrekvens FTEnim <=> c/2 ({01/71R)2 + (m/L)2 )1/2,
hvor
Q = dempningskoeffisient,
n, m = hele tall som angir den uendelige rekke av resonansfrekvenser for asimut-komponenter {<{>) og vertikalkomponenter (z),
1 = ligningens rot-orden,
c = lyshastigheten 1 vakuum,
u., e = henholdsvis magnetisk og elektrisk egenskap av mediet inne 1 hulrommet, F = frekvens,
R, L = henholdsvis radius og lengde av hulrommet,
Jn = Bessel-funksjon av orden n,
Hulrommets dimensjoner (R og L) er blitt valgt slik at
En av løsningene for FrMmm er å velge TM-modus som tilsvarer n = 0,1 = 1, m = 0, og kot = 2,40483, hvilket tilsvarer den laveste TM-frekvensmodus (senk-ning av frekvensen senker også hulrommets dempningstap) Dette valg gir følg-ende resultater
En løsning FtEnim er å velge TE-modus som tilsvarer n = 2, i = 1, m = 1, og ø2i = 3,0542 Dette valg ligger vinkelrett på valget av den TM010-modus som er valgt ovenfor, og frembringer en frekvens for TE-modusen som er det dobbelte av TM010-frekvensen Følgende resultater oppnås ved valg av denne TE-modus
TM-modusen kan eksiteres enten ved hjelp av en vertikal elektrisk dipol (Ez) eller en horisontal magnetisk dipol (vertikal sløyfe H$), mens TE-modusen kan eksiteres ved hjelp av en vertikal magnetisk dipol (horisontal sløyfe Hz)
I fig 12 er 2Ftmoio og Fte2ih opptegnet som funksjon av hulromslengden for en hulromsradius på R = 5 cm For L = 28 cm vil TE-modusen komme i resonans ved det dobbelte av TM-modusen, og ved de gitte hulromsdimensjoner kan følgende resonansfrekvenser fastlegges
Ftmoio <=> 494 MHz og FTEn2n = 988 MHz
Vanlige fagkyndige i beslektet teknikk som tar del i denne omtale vil erkjenne at med forandring av hulrommets form, dimensjoner og fyllmatenale vil de nøy-aktige verdier av resonansfrekvensene avvike fra de som er angitt ovenfor Det bør også forstås at de to modier som er beskrevet ovenfor bare er ett mulig sett av resonans-modi, og det foreligger derfor i prinsipp et uendelig antall sett som man kan velge fra I alle tilfeller faller det foretrukne frekvensområde for oppfinnelses-gjenstanden innenfor området fra 100 MHz til 10 GHz Det bør også forstås at fre-kvensområdet kunne vært utvidet utover dette foretrukne området uten at man derfor avviker fra oppfinnelsens grunnprinsipper
Det er også velkjent at et hulrom kan eksiteres ved korrekt plassenng av en elektrisk dipol, magnetisk dipol, en apertur-åpning (hvilket vil si en isolert sliss i en ledende flate) eller en kombinasjon av disse inne i hulrommet eller på hulrommets utside Koplingssløyfe-antennene 14a og 14b kunne f eks vært erstattet av elektriske dipoler eller av en enkelt apertur Den intelligente sensorens sløyfeantenner kunne også vært erstattet av en enkelt elektnsk og/eller magnetisk dipol eller en kombinasjon av slike dipoler og/eller aperturer
Fig 13 viser en skjematisk oversikt over foreliggende oppfinnelsesgjenstand, innbefattet et blokkskjema over datamottakerens elektronikk Som angitt ovenfor, arbeider den innstillbare mikrobølge-oscillator 74 på en frekvens F for å drive mikrobølge-effektforsterkeren 76 som er forbundet med den elektriske dipol 78 som er plassert nær midtpunktet på den ene side av datamottakeren 60 Denne dipol er anordnet på linje med z-aksen for å gi maksimal kopling til Ez-kompon-enten i modus TM010 (ligning 1) nedenfor (Ez er maksimal ved p = 0 ))
For å avgjøre om oscillatorfrekvensen F er avstemt til TM010-resonansfrek-vensen for hulrommet 62, er en horisontal magnetisk dipol 88, nemlig en liten vertikal sløyfe som er følsom for H<|>tmioi (ligning (2) nedenfor), koplet gjennom en koaksial kabel til en bryter 81, samt gjennom bryteren 81, til en mikrobølge-mot-takers forsterker 90 som er avstemt til F Frekvensen F justeres inntil et maksimalt signal mottas i den avstemte mottaker ved hjelp av tilbakekophng 83
For å kunne avstemme hulrommet til TE211-modusfrekvensen 2F, genere-res et 2F-avstemmn<g>ssi<g>nal i avstemningskretsen 84 ved å likerette et signal med frekvens F som kommer fra oscillatoren 74 gjennom bryteren 85 ved hjelp av en diode som ligner den diode 19 som anvendes med den intelligente sensoren 16 Utgangen fra avstemmeren 84 er koplet gjennom en koaksialkabel til en vertikal magnetisk dipol 86, nemlig en liten horisontal sløyfe som er følsom for Hz i TM211 (ligning (4) ovenfor), for å eksitere TE211-modusen ved frekvens 2F En lignende horisontal magnetisk dipol 80, nemlig en liten horisontal sløyfe som også er føl-som for Hz ved TM211 (ligning (4)), er forbundet med en mikrobølge-mottaker-krets 82 som er avstemt til 2F Utgangen fra mottakeren 82 er forbundet med mot-orregulatoren 62 som dnver en elektrisk motor 94 for bevegelse av et stempel 96 med det formål å forandre lengden L av hulrommet, på en måte som vil være kjent for avstembare mikrobølgehulrom, inntil et maksimalt signal mottas og mottakeren 82 er avstemt Det vil være åpenbart for dem som har vanlig fagkunnskap innenfor dette område at en enkelt sløyfeantenne kunne erstatte sløyfeantennene 80 og 86 og være koplet til begge kretser 82 og 84
Så snart både TM-frekvensen F og TE-frekvensen 2F er av stemt, kan målesyklen begynne, forutsatt at vinduet 64 i hulrommet 62 er blitt posisjonsinnstilt i retning av den intelligente sensoren 16 og at antennen 28 omfatter sløyfeanten-ner 14a og 14b, eller lignende kommunikasjonsmidler, er blitt korrekt installert i fonngsåpningen 22 Maksimal kopling kan oppnås for TE211-modusen hvis datamottakeren 60 er posisjonsinnstilt slik at antennen 28 befinner seg tilnærmet til nivå med det vertikale midtpunkt av mtkrobølgehulrommet 62 I denne forbindelse bør det bemerkes at HfrMoio er uavhengig av z, men Hzte2h har en maksimalverdi ved z = L/2
Måling og oppsamling av formasionsdata
En sekvens for måling og oppsamling av formasjonsdata innledes ved å eksitere mikrobølgeenergi i hulrommet 62 ved anvendelse av oscillatoren 74, effektforsterkeren 76 og den elektriske dipol 78 Mikrobølgeenergien blir koplet til den intelligente sensorens eller inspeksjonsprosjektilets sløyfeantenner 15a og 15b gjennom koplings-sløyfeantenner 14a og 14b i antennesammenstillingen 28 På denne måten stråles mikrobølgeenergi ut på utsiden av foringen med frekvens F som er fastlagt ved oscillatofrrekvensen og vist på tidsskjemaene \ fig 15 ved 120 Frekvensen F kan velges innenfor området fra 100 MHz opptil 10 GHz, slik som beskrevet ovenfor
Det skal atter henvises til fig 13, hvor det er angitt at så snart inspeksjonsprosjektilet 16 er blitt energisert av den overførte mikrobølgeenergi, så vil mottaker-sløyfeantennene 15a og 15b som befinner seg inne i inspeksjonsprosjektilet stråle tilbake en elektromagnetisk bølge ved 2F eller det dobbelte av den opprin-nelige frekvens, slik som angitt ved 121 i fig 15 En lavterskel-diode 19 er koplet over sløyfeantennene 15a, 15b Under normale forhold, og særlig i det "sovende" modus, er den elektroniske bryter 17 åpen for å nedsette effektforbruket til et mini-mum Når sløyfeantennene 15a, 15b blir aktivert av det overførte elektromagnetiske mikrobølgefelt, blir en spenning indusert i sløyfeantennene 15a, 15b og som en følge av dette vil en strøm flyte gjennom antennene Dioden 19 vil imidlertid bare tillate strøm å flyte i en retning Denne ikke-linearitet eliminerer indusert strøm ved grunnfrekvensen F og genererer en strøm med grunnfrekvens 2F Under denne tid brukes også mikrobølge-hulrommet 62 som mottaker og er koplet til mottakerforsterkeren 82 som er avstemt til 2F
Nærmere bestemt og nå under henvisning til fig 14, kan det angis at når et signal detekteres av den intelligente sensorens detektorkrets 100 som er avstemt til 2F, og som overskrider en fast terskel, vil inspeksjonsprosjektilet eller den intelligente sensoren 16 gå over fra en sovende tilstand til en aktiv tilstand Dens elektronikk koples om til oppsamlings- og utsendelses-modus og regulatoren 102 utlø-ses Ved dette tidspunkt og i samsvar med styring fra regulatoren 102, blir trykkin-formasjon som detekteres av trykkmåleren 104 eller annen informasjon som er detektert ved hjelp av egnede detektorer, konvertert til digital informasjon og lagret ved hjelp av den analoge/digitale omformer- og lagringskrets 106 (ADC) Regulatoren 102 utløser så overføringssekvensen ved å omforme trykkmålerens digitale informasjon til en rekke digitale signaler som sørger for å slå bryteren 17 av og på ved hjelp av en mottakerspole-regulatorkrets 108
Forskjellige opplegg for dataoverføring er mulig For å anskueliggjøre er et overfønngsopplegg med pulsbredde-modulasjon vist i fig 15 En overfønngssek-vens starter ved at det sendes et synkronisenngsmønster ved å slå bryteren 17 av og på i løpet av en forutbestemt tid Ts Bit-enhetene 11 og 0 tilsvarer et lignende mønster, men med et avvikende "på/av"-tidssekvens (T1 og TO) Det signal som kastes tilbake av den intelligente sensoren ved 2F blir bare sendt ut når bryteren 17 er av Som en følge av dette vil visse særegne tidsmønstre bli mottatt og deko-det av den digitale dekoder 110 i den redskaps-elektronikk som er vist i fig 13 Disse mønstre er vist under henvisningstailene 122,123 og 124 i fig 15 Mønste-ret 122 tolkes som en synkroniseringskommando, mønsteret 123 tolkes som bit 1 og 124 som bit 0
Etter at trykkmåhngen eller annen digital informasjon er blitt detektert og lagret i datamottakerens elektronikk, blir redskapets effektsender slått av Den intelligente målsensoren blir da ikke lenger energisert og koples tilbake til "sovende" modus inntil den neste datauthenting innledes av datamottaker-verktøyet Et lite batteri 112 inne i den intelligente sensoren forsyner den tilhørende elektronikk med energi under oppsamlingen og utsendelsen av data
Fagkyndige på området vil erkjenne at når først utenforliggende intelligente sensorer, slik som den foretrukne "inspeksjonsprosjektil"-utførelse som er beskrevet her, er blitt utplassert i borebrønnformasjonen og er gitt dataoppsamhngsmu-hgheter ved målinger, slik som trykkmålinger, under utbonng av en åpen bore-brønn, vil det være ønskelig å fortsette å anvende disse intelligente sensorer etter at et fåringsrør er blitt installert i borebrønnen Den oppfinnelse som er omtalt her angir en fremgangsmåte og et apparat for å kommunisere med de intelligente sensorene på utsiden av fonngsrøret, og gjør det således mulig å anvende slike intelligente sensorer for fortsatt overvåkning av formasjonsparametre, slik som trykk, temperatur og permeabilitet under brønnens produksjon
Det vil videre kunne erkjennes av fagkyndig på området at den mest vanlige utnyttelse av foreliggende oppfinnelse sannsynligvis vil være ved borebrønner opptil ca 22 cm i sammenheng med vektrør på ca 17 cm For optimahsenng og sikker vellykket anvendelse ved utplassering av intelligente sensorer 16, må flere tilhørende parametre modelleres og evalueres Disse omfatter formasjonens inntrengningsmotstand i sammenheng med påkrevet inntrengmngsdybde i formasjonen, parametre og fordringer ved "utskytnings"-utstyret i sammenheng med tilgjen-gelig plass i vektrøret, den intelligente sensorens ("inspeksjonsprosjektilets") has-tighet sett i sammenheng med nedbremsningsanslaget, samt også andre
For borebrønner som er større enn 22 cm vil de geometriske fordringer være mindre strenge Større intelligente sensorer kan anvendes i utplassenngsut-styret, særlig ved mindre dybder hvor jordformasjonens inntrengningsmotstand er redusert Det kan således tenkes at for borebrønnstørrelser over 22 cm vil de intelligente sensorene være større i omfang, omfatte flere elektriske funksjoner, være i stand til å kommunisere over en større avstand fra borebrønnen, vil kunne utføre flere målinger, slik som av resistivitet, nukleær magnetisk resonans, og aks-elerometerfunksjoner, samt være i stand til å virke som datarele-stasjoner for sensorer som er plassert enda lengre fra borebrønnen
Det er imidlertid tenkelig at utvikling av miniatyriserte komponenter i fremti-den sannsynligvis vil redusere eller eliminere slike begrensninger som har sammenheng med borebrønnens størrelse
Oppfinnelsen er angitt i de vedføyde patentkrav

Claims (25)

1 Fremgangsmåte for å kommunisere, etter at fonngsrør (24) er blitt installert 1 en borebrønn, med en intelligent sensor (16) som før foringsrørets installering er blitt utenforliggende utplassert i en underjordisk formasjon (20) som gjennomtrenges av borebrønnen, og som omfatter følgende prosesstrinn (a) installering av en antenne (28) i foringsrørveggen, og (b) innføring av en datamottaker (60) i den forede borebrønn for å kunne kommunisere med den intelligente sensoren over antennen (28) for derved å motta formasjons-datasignaler som er avfølt og utsendt av den intelligente sensoren (16)
2 Fremgangsmåte ifølge krav 1 videre omfattende følgende prosesstrinn (a) bestemmelse av den intelligente sensorens (16) plassering i den underjordiske formasjon, og (b) dannelse av en åpning (22) i foringsrørveggen i nærheten av den intelligente sensorens beliggenhet
3 Fremgangsmåte som angitt i krav 2, og hvor den intelligente sensoren (16) er utstyrt med midler (21) for å sende ut et signatursignal, og den intelligente sensorens beliggenhet fastlegges ved avføling av signatursignalet
4 Fremgangsmåte som angitt i krav 2, og hvor den intelligente sensoren (16) er utstyrt med en gammastråle-glimttagg (21) for å sende ut et glimttagg-signatursignal, og det trinn som går ut på å bestemme den intelligente sensorens beliggenhet omfatter følgende prosesstrinn bestemmelse av den intelligente sensorens dybde ved bruk av gammastråle-logger for åpent hull og ghmttagg-signatursignalet fra den intelligente sensoren, og bestemmelse av den intelligente sensorens asimut i forhold til borebrønnen ved bruk av en gammastråledetektor (32) og ghmttagg-signatursignalet
5 Fremgangsmåte som angitt i krav 4, og hvor asimut for den intelligente sensoren (16) bestemmes ved å bruke en kollimert gammastråle-detektor (32)
6 Fremgangsmåte som angitt i krav 2, og hvor antennen (28) installeres i en åpning (22) i fonngsrøret ved bruk av et trådlednings-verktøy (30)
7 Fremgangsmåte som angitt i krav 6, og hvor datamottakeren (60) omfatter et mikrobølge-hulrom (26)
8 Fremgangsmåte som angitt i krav 2, og hvor det prosesstrinn som går ut på å bestemme beliggenheten av den intelligente sensoren (16) omfatter trinn som går ut på å bestemme dybde og asimut for den intelligente sensoren i forhold til borebrønnen (WB)
9 Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende bestemmelse av den intelligente sensorens (16) beliggenhet i den underjordiske formasjon, dannelse av en åpning (22) i foringsrørveggen for installasjon av antennen (28) i denne i nærheten av den intelligente sensorens beliggenhet, elektronisk aktivering av den intelligente sensoren, hvilket bringer den intelligente sensoren til å avføle de valgte formasjonsparametre og sende ut datasignaler som representerer de avfølte formasjonsparametre, og mottakelse av datautgangssignalene fra den intelligente sensoren ved hjelp av datamottakeren (60)
10 Apparat for å ta opp datasignaler i en foret borebrønn fra en intelligent sensor som før installasjonen av fonngsrøret (24) i borebrønnen er blitt utenforliggende utplassert i en underjordisk formasjon (20) som gjennomtrenges av bore-brønnen, hvor apparatet omfatter en antenne (28) innrettet for installasjon i en åpning (22) som er utformet i veggen av fonngsrøret som er installert i borebrønnen, og en datamottaker (60) innrettet for innføring i den forede borebrønn (WB) for kommunikasjon med den intelligente sensoren (16) over nevnte antenne (28) for å motta informasjons-datasignaler som utsendes av den intelligente sensoren (16)
11 Apparat som angitt i krav 10, og som videre omfatter utstyr (32) for å bestemme beliggenheten av den intelligente sensoren i den underjordiske formasjon, utstyr (38) for å danne åpningen i foringsrørveggen i nærheten av den intelligente sensorens beliggenhet, og utstyr (38) for å installere nevnte antenne i åpningen i foringsrørveggen
12 Apparat som angitt i krav 10, og hvor nevnte intelligente sensor (16) er utstyrt med midler (21) for å sende ut et signatursignal som utnyttes av nevnte utstyr (32) for å bestemme beliggenheten
13 Apparat som angitt i krav 10, og hvor nevnte intelligente sensor (16) er utstyrt med en gammastråle-glimttagg (2) for å sende ut et glimttagg-signatursignal, og nevnte utstyr (32) for å bestemme beliggenheten omfatter en gammastrålelogg for åpent hull for å kunne bestemme beliggenhetsdyb-den for nevnte intelligente sensor (16), og en gammastråledetektor (32) for å bestemme asimut for nevnte intelligente sensor i forhold til borebrønnen
14 Apparat som angitt i krav 13, og hvor gammastråle-detektoren (32) er en kollimert gammastråle-detektor
15 Apparat som angitt i krav 10, og hvor nevnte antenne-installasjonsutstyr (38) omfatter et trådlednings-redskap
16 Apparat som angitt i krav 15, og hvor nevnte trådlednings-redskap omfatter utstyr (32) for å identifisere asimut for den intelligente sensoren i forhold til borebrønnen, utstyr (34, 36) for å dreie trådlednings-redskapet til den fastlagte asimut, utstyr (38) for å danne en åpning gjennom fonngsrøret og sement ved den fastlagte asimut, og utstyr (38) for å installere nevnte antenne (28) i fonngsrøråpningen
17 Apparat som angitt i krav 10, og som videre omfatter en datamottaker (60) innrettet for posisjonsinnstillmg i den forede borebrønnen inntil nevnte antenne (28) for å kunne kommunisere med nevnte intelligente sensor over antennen for derved å motta formasjonsdatasignaler som utsendes av nevnte intelligente sensor
18 Apparat ifølge krav 10 videre omfattende utstyr (32) for å fastlegge den intelligente sensorens beliggenhet i formasjonen, utstyr (38) for å danne en perforenng i fonngsrøret i nærheten av den fastlagte intelligente sensor-beliggenhet, en antenne (28) for å kommunisere med den intelligente sensoren, og utstyr (225) for innsetting av nevnte antenne i perforeringen gjennom for-mgsrøret
19 Apparat som angitt i krav 18, og som videre omfatter et hus (214) som er innrettet for bevegelse gjennom den forede borebrønn og hvori nevnte utstyr (32) for bestemmelse av beliggenheten, nevnte utstyr (38) for dannelse av perforering, nevnte antenne og nevnte antenne-innsettingsutstyr (225) befinner seg
20 Apparat som angitt i krav 19, og hvor nevnte hus (214) er opphengt i en trådlednmg som kan heve og senke huset i borebrønnen
21 Apparat som angitt i krav 20, og hvor den intelligente sensoren sender ut et klart skjelnbart strålmgssignal, og nevnte utstyr (32) for bestemmelse av beliggenhet omfatter strålingslogger for åpent hull og for å bestemme den dybde hvor den intelligente sensoren befinner seg, og en strålingsdetektor (32) som befinner seg inne i nevnte hus for å bestemme asimut for den intelligente sensoren i forhold til borebrønnen
22 Apparat som angitt i krav 19, og hvor nevnte hus (214) har en sideåpning, og nevnte apparat videre omfatter utstyr (34, 36) for å kunne dreie huset i forhold til den forede borebrønn med det formål å anbringe åpningen i huset hovedsakelig i asimut for den intelligente sensoren
23 Apparat som angitt i krav 22, og hvor nevnte utstyr for å danne perforering (225) omfatter utstyr (215) for å fastholde nevnte hus i hovedsakelig fastlagt stilling i den fdrede borebrønn, bonngsutstyr (218, 219) som bæres i nevnte hus og innrettet for å frembringe en perforering i borebrønnens fonngsrør, og utstyr (220) som bæres av nevnte hus og som er innrettet for å drive nevnte bonngsutstyr
24 Apparat som angitt i krav 23, og hvor bonngsutstyret (218, 219) omfatter en borekrone (210) innrettet for gjennomtrengning av fdnngsrøret, utstyr (218, 220) for å rotere borekronen i forhold til fonngsrøret for derved å danne en perforering i denne, og utstyr (242) forbundet med nevnte hus og for å påføre en kraft på borekronen på tvers av borebrønnen, for derved å drive borekronen gjennom fonngsrøret mens den roteres av rotenngsutstyret
25 Apparat som angitt i krav 19, og hvor nevnte utstyr (225) for innsetting av antennen omfatter utstyr (226) som bæres inne i huset for lagring av flere antenner innrettet for kommunikasjon med den intelligente sensoren, utstyr (183,186) for å bevege en antenne i posisjon for innføring i perforeringen, og utstyr (171,180,181,182) for å drive antennen gjennom åpningen i nevnte hus (214) og inn i perforenngen i fonngsrøret
NO993947A 1998-08-18 1999-08-17 Fremgangsmåte og anordning for måling av formasjonstrykk med en fjernsensor i et fôret borehull NO316539B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/135,774 US6070662A (en) 1998-08-18 1998-08-18 Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO993947D0 NO993947D0 (no) 1999-08-17
NO993947L NO993947L (no) 2000-02-21
NO316539B1 true NO316539B1 (no) 2004-02-02

Family

ID=22469602

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO993947A NO316539B1 (no) 1998-08-18 1999-08-17 Fremgangsmåte og anordning for måling av formasjonstrykk med en fjernsensor i et fôret borehull

Country Status (10)

Country Link
US (1) US6070662A (no)
EP (1) EP0984135B1 (no)
CN (1) CN1199001C (no)
AU (1) AU758816B2 (no)
BR (1) BR9903775A (no)
CA (1) CA2278080C (no)
DE (1) DE69914838T9 (no)
ID (1) ID23247A (no)
NO (1) NO316539B1 (no)
RU (1) RU2169837C2 (no)

Families Citing this family (90)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MY115236A (en) * 1996-03-28 2003-04-30 Shell Int Research Method for monitoring well cementing operations
US6464021B1 (en) 1997-06-02 2002-10-15 Schlumberger Technology Corporation Equi-pressure geosteering
US6766854B2 (en) 1997-06-02 2004-07-27 Schlumberger Technology Corporation Well-bore sensor apparatus and method
US6691779B1 (en) * 1997-06-02 2004-02-17 Schlumberger Technology Corporation Wellbore antennae system and method
US6693553B1 (en) 1997-06-02 2004-02-17 Schlumberger Technology Corporation Reservoir management system and method
US6234257B1 (en) * 1997-06-02 2001-05-22 Schlumberger Technology Corporation Deployable sensor apparatus and method
US6426917B1 (en) 1997-06-02 2002-07-30 Schlumberger Technology Corporation Reservoir monitoring through modified casing joint
US6429784B1 (en) * 1999-02-19 2002-08-06 Dresser Industries, Inc. Casing mounted sensors, actuators and generators
US6538576B1 (en) * 1999-04-23 2003-03-25 Halliburton Energy Services, Inc. Self-contained downhole sensor and method of placing and interrogating same
US6386288B1 (en) * 1999-04-27 2002-05-14 Marathon Oil Company Casing conveyed perforating process and apparatus
US6727827B1 (en) 1999-08-30 2004-04-27 Schlumberger Technology Corporation Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver
AU751676B2 (en) * 1999-09-13 2002-08-22 Schlumberger Technology B.V. Wellbore antennae system and method
AU754992B2 (en) * 2000-03-20 2002-11-28 Schlumberger Holdings Limited A downhole tool including an electrically steerable antenna for use with a formation deployed remote sensing unit
US7059428B2 (en) * 2000-03-27 2006-06-13 Schlumberger Technology Corporation Monitoring a reservoir in casing drilling operations using a modified tubular
US6614229B1 (en) * 2000-03-27 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation System and method for monitoring a reservoir and placing a borehole using a modified tubular
US6408943B1 (en) * 2000-07-17 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors
US6467387B1 (en) * 2000-08-25 2002-10-22 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for propelling a data sensing apparatus into a subsurface formation
WO2002059458A2 (en) 2000-11-03 2002-08-01 Noble Engineering And Development, Ltd. Instrumented cementing plug and system
MY127805A (en) * 2001-01-18 2006-12-29 Shell Int Research Determining the pvt properties of a hydrocarbon reservoir fluid
US6822579B2 (en) 2001-05-09 2004-11-23 Schlumberger Technology Corporation Steerable transceiver unit for downhole data acquistion in a formation
US6769296B2 (en) * 2001-06-13 2004-08-03 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for measuring formation pressure using a nozzle
GB0122929D0 (en) * 2001-09-24 2001-11-14 Abb Offshore Systems Ltd Sondes
WO2003029614A2 (en) * 2001-09-28 2003-04-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Tool and method for measuring properties of an earth formation surrounding a borehole
GB2380802B (en) * 2001-10-12 2003-09-24 Schlumberger Holdings Method and apparatus for pore pressure monitoring
GB2387859B (en) 2002-04-24 2004-06-23 Schlumberger Holdings Deployment of underground sensors
US20040207539A1 (en) * 2002-10-22 2004-10-21 Schultz Roger L Self-contained downhole sensor and method of placing and interrogating same
US20040182147A1 (en) * 2003-03-19 2004-09-23 Rambow Frederick H. K. System and method for measuring compaction and other formation properties through cased wellbores
US7158049B2 (en) * 2003-03-24 2007-01-02 Schlumberger Technology Corporation Wireless communication circuit
US6978833B2 (en) * 2003-06-02 2005-12-27 Schlumberger Technology Corporation Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore
US7168487B2 (en) * 2003-06-02 2007-01-30 Schlumberger Technology Corporation Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore
US20040246141A1 (en) * 2003-06-03 2004-12-09 Tubel Paulo S. Methods and apparatus for through tubing deployment, monitoring and operation of wireless systems
US7257050B2 (en) * 2003-12-08 2007-08-14 Shell Oil Company Through tubing real time downhole wireless gauge
US7204308B2 (en) * 2004-03-04 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Borehole marking devices and methods
US7140434B2 (en) * 2004-07-08 2006-11-28 Schlumberger Technology Corporation Sensor system
EP1662673B1 (en) * 2004-11-26 2017-01-25 Services Pétroliers Schlumberger Method and apparatus for communicating across casing
US7278480B2 (en) * 2005-03-31 2007-10-09 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for sensing downhole parameters
US7296927B2 (en) * 2005-04-07 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Laboratory apparatus and method for evaluating cement performance for a wellbore
US7380466B2 (en) * 2005-08-18 2008-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for determining mechanical properties of cement for a well bore
US8540027B2 (en) * 2006-08-31 2013-09-24 Geodynamics, Inc. Method and apparatus for selective down hole fluid communication
US7602668B2 (en) * 2006-11-03 2009-10-13 Schlumberger Technology Corporation Downhole sensor networks using wireless communication
ATE447661T1 (de) * 2006-12-21 2009-11-15 Prad Res & Dev Nv 2d-bohrlochprüfung mit smart-plug-sensoren
GB2444957B (en) * 2006-12-22 2009-11-11 Schlumberger Holdings A system and method for robustly and accurately obtaining a pore pressure measurement of a subsurface formation penetrated by a wellbore
US7549320B2 (en) * 2007-01-11 2009-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Measuring cement properties
US7621186B2 (en) * 2007-01-31 2009-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Testing mechanical properties
US20080230221A1 (en) * 2007-03-21 2008-09-25 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for monitoring near-wellbore and far-field reservoir properties using formation-embedded pressure sensors
EP2000630A1 (en) * 2007-06-08 2008-12-10 Services Pétroliers Schlumberger Downhole 4D pressure measurement apparatus and method for permeability characterization
US7552648B2 (en) * 2007-09-28 2009-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. Measuring mechanical properties
US8016036B2 (en) 2007-11-14 2011-09-13 Baker Hughes Incorporated Tagging a formation for use in wellbore related operations
CN101235716B (zh) * 2008-02-22 2012-07-04 中国海洋石油总公司 一种避免油气钻井相邻井眼碰撞的预警方法及系统
EP2180137A1 (en) * 2008-10-23 2010-04-28 Services Pétroliers Schlumberger Apparatus and methods for through-casing remedial zonal isolation
GB0900446D0 (en) 2009-01-12 2009-02-11 Sensor Developments As Method and apparatus for in-situ wellbore measurements
US8601882B2 (en) * 2009-02-20 2013-12-10 Halliburton Energy Sevices, Inc. In situ testing of mechanical properties of cementitious materials
US8471560B2 (en) * 2009-09-18 2013-06-25 Schlumberger Technology Corporation Measurements in non-invaded formations
US8783091B2 (en) 2009-10-28 2014-07-22 Halliburton Energy Services, Inc. Cement testing
CN102418504B (zh) * 2010-09-27 2014-06-04 中国石油天然气股份有限公司 智能化井下配水控制装置
US8726987B2 (en) * 2010-10-05 2014-05-20 Baker Hughes Incorporated Formation sensing and evaluation drill
US10131419B2 (en) 2010-10-15 2018-11-20 Goodrich Corporation Systems and methods for detecting landing gear ground loads
CN102071929B (zh) * 2010-12-09 2013-06-05 中国石油天然气股份有限公司 一种白云岩储层地球化学图版生成方法
US8646520B2 (en) 2011-03-15 2014-02-11 Baker Hughes Incorporated Precision marking of subsurface locations
EP2795061A4 (en) * 2011-12-21 2015-12-16 Services Petroliers Schlumberger ISOLATION STRUCTURE FOR DRILLING MEASURING INSTRUMENT ANTENNAS
CN102518420B (zh) * 2011-12-26 2014-07-16 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 一种不限层电控压裂滑套
US8960013B2 (en) 2012-03-01 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Cement testing
US8794078B2 (en) 2012-07-05 2014-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Cement testing
US11008505B2 (en) 2013-01-04 2021-05-18 Carbo Ceramics Inc. Electrically conductive proppant
MX2015008634A (es) 2013-01-04 2016-02-05 Carbo Ceramics Inc Agente de sosten electricamente conductivo y metodos de deteccion, localizacion y caracterizacion del agente de sosten electricamente conductivo.
US9434875B1 (en) 2014-12-16 2016-09-06 Carbo Ceramics Inc. Electrically-conductive proppant and methods for making and using same
US9482708B2 (en) 2013-01-29 2016-11-01 ETS-Lindgren Inc. Enhanced reverberation chamber
US9482631B2 (en) 2013-05-14 2016-11-01 Chevron U.S.A. Inc. Formation core sample holder assembly and testing method for nuclear magnetic resonance measurements
US9746423B2 (en) 2013-05-15 2017-08-29 ETS-Lindgren Inc. Reverberation chamber loading
US9702680B2 (en) 2013-07-18 2017-07-11 Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg Perforation gun components and system
NO342721B1 (no) * 2013-12-12 2018-07-30 Sensor Developments As E-felt trådløst kommunikasjonssystem for en borebrønn
US9714567B2 (en) * 2013-12-12 2017-07-25 Sensor Development As Wellbore E-field wireless communication system
GB2537249B (en) 2013-12-12 2018-09-26 Sensor Developments As Wellbore E-field wireless communication system
US20150184468A1 (en) * 2013-12-30 2015-07-02 Trican Well Service, Ltd. Tractor for installing tubing encapsulated cable into coil tubing
US9551210B2 (en) 2014-08-15 2017-01-24 Carbo Ceramics Inc. Systems and methods for removal of electromagnetic dispersion and attenuation for imaging of proppant in an induced fracture
EP2990593A1 (en) * 2014-08-27 2016-03-02 Welltec A/S Downhole wireless transfer system
US9851315B2 (en) 2014-12-11 2017-12-26 Chevron U.S.A. Inc. Methods for quantitative characterization of asphaltenes in solutions using two-dimensional low-field NMR measurement
US10634746B2 (en) 2016-03-29 2020-04-28 Chevron U.S.A. Inc. NMR measured pore fluid phase behavior measurements
WO2019125410A1 (en) 2017-12-19 2019-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
WO2019125409A1 (en) 2017-12-19 2019-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
US11591885B2 (en) 2018-05-31 2023-02-28 DynaEnergetics Europe GmbH Selective untethered drone string for downhole oil and gas wellbore operations
US11408279B2 (en) 2018-08-21 2022-08-09 DynaEnergetics Europe GmbH System and method for navigating a wellbore and determining location in a wellbore
US11905823B2 (en) 2018-05-31 2024-02-20 DynaEnergetics Europe GmbH Systems and methods for marker inclusion in a wellbore
US11339614B2 (en) 2020-03-31 2022-05-24 DynaEnergetics Europe GmbH Alignment sub and orienting sub adapter
US11808093B2 (en) 2018-07-17 2023-11-07 DynaEnergetics Europe GmbH Oriented perforating system
WO2020050815A1 (en) * 2018-09-04 2020-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Position sensing for downhole electronics
CN110344823B (zh) * 2019-06-19 2023-04-07 中国石油天然气集团有限公司 一种基于旋转导向工具的随钻伽马电阻率成像测井仪器
US11761281B2 (en) 2019-10-01 2023-09-19 DynaEnergetics Europe GmbH Shaped power charge with integrated initiator
WO2021116336A1 (en) 2019-12-10 2021-06-17 DynaEnergetics Europe GmbH Initiator head with circuit board
NO346972B1 (en) * 2021-06-03 2023-03-20 Fishbones AS Apparatus for forming lateral bores in subsurface rock formations, and wellbore string

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3528000A (en) * 1954-03-05 1970-09-08 Schlumberger Well Surv Corp Nuclear resonance well logging method and apparatus
US3934468A (en) * 1975-01-22 1976-01-27 Schlumberger Technology Corporation Formation-testing apparatus
US4446433A (en) * 1981-06-11 1984-05-01 Shuck Lowell Z Apparatus and method for determining directional characteristics of fracture systems in subterranean earth formations
US4651100A (en) * 1984-08-20 1987-03-17 Dresser Industries, Inc. Antenna construction for well logging of subsurface earth formations
US4893505A (en) * 1988-03-30 1990-01-16 Western Atlas International, Inc. Subsurface formation testing apparatus
US4936139A (en) * 1988-09-23 1990-06-26 Schlumberger Technology Corporation Down hole method for determination of formation properties
US4860581A (en) * 1988-09-23 1989-08-29 Schlumberger Technology Corporation Down hole tool for determination of formation properties
US5065619A (en) * 1990-02-09 1991-11-19 Halliburton Logging Services, Inc. Method for testing a cased hole formation
GB9026846D0 (en) * 1990-12-11 1991-01-30 Schlumberger Ltd Downhole penetrometer
US5195588A (en) * 1992-01-02 1993-03-23 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for testing and repairing in a cased borehole
GB2344911B (en) * 1995-02-10 2000-08-09 Baker Hughes Inc Method for remote control of wellbore end devices
US5622223A (en) * 1995-09-01 1997-04-22 Haliburton Company Apparatus and method for retrieving formation fluid samples utilizing differential pressure measurements
US5687806A (en) * 1996-02-20 1997-11-18 Gas Research Institute Method and apparatus for drilling with a flexible shaft while using hydraulic assistance
US5692565A (en) * 1996-02-20 1997-12-02 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for sampling an earth formation through a cased borehole
US5765637A (en) * 1996-11-14 1998-06-16 Gas Research Institute Multiple test cased hole formation tester with in-line perforation, sampling and hole resealing means
US5810083A (en) * 1996-11-25 1998-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Retrievable annular safety valve system

Also Published As

Publication number Publication date
CA2278080C (en) 2004-08-24
CA2278080A1 (en) 2000-02-18
NO993947L (no) 2000-02-21
NO993947D0 (no) 1999-08-17
US6070662A (en) 2000-06-06
EP0984135A2 (en) 2000-03-08
RU2169837C2 (ru) 2001-06-27
CN1199001C (zh) 2005-04-27
CN1249392A (zh) 2000-04-05
DE69914838T9 (de) 2005-06-30
ID23247A (id) 2000-03-30
EP0984135A3 (en) 2000-08-02
DE69914838T2 (de) 2004-12-09
DE69914838D1 (de) 2004-03-25
AU4015399A (en) 2000-03-09
EP0984135B1 (en) 2004-02-18
BR9903775A (pt) 2001-10-09
AU758816B2 (en) 2003-04-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO316539B1 (no) Fremgangsmåte og anordning for måling av formasjonstrykk med en fjernsensor i et fôret borehull
US6766854B2 (en) Well-bore sensor apparatus and method
AU762119B2 (en) Reservoir management system and method
US6864801B2 (en) Reservoir monitoring through windowed casing joint
US6234257B1 (en) Deployable sensor apparatus and method
US8991245B2 (en) Apparatus and methods for characterizing a reservoir
CA2731561A1 (en) Tagging a formation for use in wellbore related operations
EP2912267B1 (en) Systems and methods for collecting one or more measurments and/or samples
GB2357786A (en) Using sensors to determine the correct depth for lateral drilling
US20040182147A1 (en) System and method for measuring compaction and other formation properties through cased wellbores
CA2390706C (en) Reservoir management system and method
AU2005202703B2 (en) Well-bore sensor apparatus and method
MXPA99007578A (en) Pressure measurement of training with remote sensors in wells of survey entuba
CA2431152C (en) Well-bore sensor apparatus and method
AU4587402A (en) Reservoir monitoring through modified casing joint

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees