NO317442B1 - Skjotlokalisator og fremgangsmate for noyaktig bestemmelse av dybden av undergrunns rorstrengskjoter i en bronn - Google Patents
Skjotlokalisator og fremgangsmate for noyaktig bestemmelse av dybden av undergrunns rorstrengskjoter i en bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO317442B1 NO317442B1 NO19970762A NO970762A NO317442B1 NO 317442 B1 NO317442 B1 NO 317442B1 NO 19970762 A NO19970762 A NO 19970762A NO 970762 A NO970762 A NO 970762A NO 317442 B1 NO317442 B1 NO 317442B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- joint
- pipe
- locator
- coiled
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 63
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/09—Locating 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
- E21B47/092—Locating 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 by detecting magnetic anomalies
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår generelt undergrunnsrørstrengskjøtlokalisatorer, og nærmere bestemt en skjøtlokalisator og en fremgangsmåte for nøyaktig bestemmelse av dybden av undergrunnsrørstrengskjøter, mens et kveilrør senkes eller heves i rørstrengen og fluid strømmer gjennom kveilrøret.
Ved boring og komplettering av olje- og gassbrønner bores en borehull ned i under-grunnsproduksjonsformasjonen eller -formasjonene. En rørstreng, for eksempel forings-rør, sementeres typisk deretter i borehullet, og en ytterligere rørstreng, kjent som pro-duksjonsrør, for føring av produksjonsfluider ut av borehullet anbringes inne i den se-menterte rørstrengen. Undergrunnsrørstrengene består hver innbefattet av flere rør-seksjoner som gjenges sammen. Rørskjøtene, ofte betegnet som muffer, har større mas-ser sammenlignet med andre deler av rørseksjonene.
Det er ofte nødvendig nøyaktig å lokalisere én eller flere av rørskjøtene i foringsrøret eller produksjonsrøret i en brønn. Dette behov oppstår for eksempel når det er nødven-dig nøyaktig å lokalisere et brønnverktøy, så som en pakning, inne i én av rørstrengene i borehullet. Brønnverktøyet senkes typisk i rørstrengen i en lengde kveilrør, og dybden av en bestemt rørskjøt tilliggende eller nær lokaliseringen, ved hvilken verktøyet skal posisjoneres, kan således lett finnes med en tidligere registrert skjøt- og merkelogg for brønnen. Det vil si etter at åpenhullslogger er blitt kjørt i et boret borehull og én eller flere rørstrenger er blitt sementert i dette, kjøres typisk en ytterligere logg inne i rør-strengene. De anvendte loggeverktøyene innbefatter en rørskjøtlokalisator, slik at dybdene registreres av hver av rørskjøtene, gjennom hvilke loggeverktøyene passerer. Log-geverktøyene innbefatter generelt også en gammastråleloggeinnretning som registrerer dybdene og nivåene av naturlig forekommende gammastråler som utsendes fra de forskjellige brønnformasjonene. Den ytterligere loggen korreleres med de tidligere åpen-hullsloggene, noe som resulterer i en svært nøyaktig registrering av dybdene av rørskjø-tene over undergrunnssonene av interesse, betegnet som skjøt- og merkeloggen. Forut-satt denne lett tilgjengelige rørskjøtdybdeinformasjonen ville det synes å være en enkel oppgave simpelthen å senke brønnverktøyet forbundet med en lengde kveilrøret i rørstrengen, mens lengden kveilrør i rørstrengen måles ved hjelp av en konvensjonell overflatekveilrørsmåleinnretning, inntil måleitinretninsavlesningene er lik dybden av den ønskede brønnborelokaliseringen, slik som angitt på skjøt- og merkeloggen. Uansett hvor nøyaktig kveilrørsoverflatemåleinnretningen er, utsettes imidlertid den virkelige dybdemålingen for feil på grunn av virkninger, så som kveilrørstrekking, forlengelse fra varmevirkninger, sinus- og skruelinjeformede buklinger og variasjon av andre ofte ufo-rutsigbare deformeringer i lengden av kveilrøret opphengt i borehullet.
Til nå er det blitt gjort forsøk for oppnåelse av nøyaktigere styring av dybden av brønn-verktøyet forbundet med kveilrøret. En produksjonsrørendelokalisator er for eksempel blitt anvendt festet til enden av kveilrøret. Produksjonsrørendelokalisatorverktøyet består vanligvis av krager eller kraftige buefjærer som presser utover, når verktøyet senkes utenfor enden av produksjonsrørstrengen. Når kveilrøret heves og verktøyet trekkes til-bake inn i produksjonsrørstrengen, utvikles det av kragene eller buefjærene en trekkraft, som registreres med en vektindikator ved overflaten.
Bruken av slike produksjonsrørstrengslokalisatorverktøyer innebærer imidlertid flere problemer. Det mest vanlige problemet er at ikke alle brønner innbefatter produksjons-rørstrenger og har kun foringsrør eller produserer åpenhulls. I disse brønnene er det således ikke noen produksjonsrørstreng for verktøyet å gripe på, mens det beveges opp-over. Et annet problem tilknyttet bruken av nedre ende av produksjonsrørstrengen som et lokaliseringspunkt, er at rørenden ikke kan lokaliseres nøyaktig i forhold til produk-sjonssonen. Rørseksjonlengder merkes, etter hvert som de kjøres i brønnen, og matema-tiske eller lengdemålsfeil er vanlig. Selv når rørseksjonene måles og merkes nøyaktig, kan skjøten og merkeloggen være unøyaktig hensyn til der enden av rørstrengen befin-ner seg i forhold til sonen av interesse. Enda et problem ved bruken av produksjonsrø-rendelokalisatorverktøy er at et verktøy med en annen størrelse må anvendes for ulike rørstørrelser. I brønner av awikstype eller dype brønner øker den lave vekten som et resultat av trekket frembrakt av endelokalisatorverktøyet ikke nok til å være merkbart ved overflaten.
Selv om et mangfold andre typer rørstrengskjøtindikatorer er blitt utviklet, hvilke indi-katorer innbefatter glattstrengsindikatorer som frembringer et trekk inne i rørstrengen, ledningstrådindikatorer som sender et elektronisk signal til overflaten ved hjelp av elektrisk kabel og annet, kan de enten ikke anvendes som en komponent ved et kveilrør-brønnverktøysystem eller har ulemper, når anvendt slik.
I tillegg viser EP-A2 651132 kortfattet uttrykt en fremgangsmåte for lokalisering av skjøter i brannrør ved hjelp av en detektor som beveges gjennom brannrøret, og der skjøtene detekteres ved hjelp av elektromagnetisk avføling av økt masse i rørskjøten.
Det finnes således et behov for et forbedret kveilrørskjøtlokalisatorverktøy og frem-gangsmåter for bruk av verktøyet, slik at lokaliseringene av rørstrengskjøter kan bestemmes nøyaktig, etter hvert som kveilrøret senkes ned i en brønn og mens fluid strømmer gjennom kveilrøret inn i rørstrengen, i hvilken kveilrøret er lokalisert.
Ved hjelp av den foreliggende oppfinnelse fremskaffes det en forbedret kveilrørskjøtlo-kalisator og en fremgangsmåte for bruk av lokalisatoren, hvilke oppfyller behovene omtalt over, forutsetter ikke bruken av elektrisk kabel og avhjelper de andre manglene ved den tidligere kjente teknikk.
Skjøtlokalisatoren i henhold til denne oppfinnelse er på kjent måte avpasset for å festes til enden av en lengde kveilrør og beveges i en rørstreng, etter hvert som kveilrøret senkes ned eller heves opp. Skjøtlokalisatoren innbefatter imidlertid i henhold tit de kjennetegnende trekk, slik som angitt i patentkrav 1, et langstrakt rørformet hus med en forbindelsesinnretning ved dets øvre ende for feste av huset til kveilrøret, med en langsgående fluidstrømpassasje gjennom dette, slik at et fluid kan føres gjennom kveilrøret og lokalisatoren, og med i det minste én sideport som strekker seg gjennom dets side i kommunikasjon med fluidstrømningspassasjen. Likeledes er en elektronisk innretning anbrakt i huset uten å blokkere fluidstrømningspassasjen for å detektere øket masse i en rørskjøt, etter hvert som lokalisatoren beveges gjennom rørskjøten, og for å generere et momentant elektrisk utgangssignal som reaksjon på denne. Dessuten er en ventilinnretning anbrakt i huset uten å blokkere fluidstrømningspassasjen for momentan åpning eller lukking av sideporten i huset som reaksjon på det elektriske signalet, for derved å danne overflatedetekterbart trykkfall eller -stigning i fluidet som strømmer gjennom kveilrøret og lokalisatoren indikativt for lokaliseringen av rørskjøten.
En fremgangsmåte for å bruke rørstrengskjøtlokalisatoren omtalt over fremskaffes også i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Denne fremgangsmåten innbefatter, slik som angitt ved de kjennetegnende trekkene i patentkrav 6, forbindelse av en rørstrengskjøt-lokalisator med enden av kveilrøret før kveilrøret føres inn i rørstrengen, idet skjøtloka-lisatoren har en fluidstrømningspassasje og i det minste en ventilforsynt sideport i denne for kommunikasjon med passasjen, og idet skjøtlokalisatoren åpner eller lukker momentant ventilsideporten hver gang den beveges gjennom en rørskjøt. Likeledes innføring av kveilrøret som har skjøtlokalisatoren forbundet med dette, i rørstrengen og bevegelse av kveilrøret og kveilrørslokalisatoren gjennom rørstrengen, mens fluid strømmer gjennom kveilrøret og skjøtlokalisatoren, slik at den ventilforsynte sideporten i skjøtlokalisatoren momentant åpnes eller lukkes hver gang skjøtlokalisatoren passerer gjennom en rør-skjøt, for derved å danne overflatedetekterbart trykkfall eller -stigning i det strømmende fluidet indikativt for lokalisering av rørskjøten. Dessuten kontinuerlig måling av dybden av skjøtlokalisatoren og overflatetrykket i det strømmende fluidet. Med avsluttende registrering av målt dybde av skjøtlokalisatoren tilsvarende hvert detektert trykkfall eller - stigning i det strømmende fluidet, for derved nøyaktig å bestemme den målte dybden av hver detektert rørskjøt.
Andre og ytterligere formål med oppfinnelsen skal i det etterfølgende beskrives nærmere med henvisning til tegningene, hvor: fig. 1 viser skjematisk en foret brønn med en produksjonsrørstreng anbrakt i denne, og
med en kveilrørslengde med skjøtlokalisatoren i henhold til den foreliggende oppfinnelse forbundet med denne og innført ved hjelp av en kveilrørsinjektor og
vognmontert spole,
fig. 2 viser et sidetverrsnitt av skjøtlokalisatoren i henhold til oppfinnelsen med ventil-porter lukket,
fig. 3 viser et deltverrsnitt av den nedre delen av skjøtlokalisatoren på fig. 2, etter ven-tilportene er blitt åpnet,
fig. 4 viser skjematisk et strimmeldiagram som inneholder registrert informasjon frembrakt i samsvar med oppfinnelsen og en tidligere registrert skjøt- og merkelogg.
Etter en brønn er blitt boret, komplettert og satt i produksjon, er det ofte nødvendig å vedlikeholde brønnen, slik at det utføres prosedyrer, så som perforering, setting av plug-ger, setting av sementholdere, anbringelse av permanente pakkere og lignende. Slike prosedyrer utføres ofte ved å anvende kveilrør. Kveilrør er forholdsvis små fleksible rør, for eksempel 1 til 2" i diameter, som kan lagres på en spole, når de ikke er i bruk. Når anvendt for å utføre brønnprosedyrer, føres røret gjennom en injektormekanisme og et brønnverktøy er forbundet med dens ende. Injektormekanismen trekker røret fra spolen, retter ut røret og fører det gjennom en tetningsenhet ved brønnhodet, ofte betegnet som en pakkboks. Injektormekanismen injiserer typisk tusenvis av fot kveilrør med brønn-verktøyet forbundet ved dets nedre ende i foringsrørstrengen eller produksjons-rørstrengen i brønnen. Et fluid, oftest en væske, så som saltvann, saltoppløsning eller hydrokarbonvæske, sirkulerer gjennom kveilrøret for drift av brønnverktøyet eller andre formål. Kveilrørsinj ek toren ved overflaten anvendes for å heve og senke kveilrøret og brønnverktøyet i løpet av vedlikeholdsprosedyren, og for å fjerne kveilrøret og brønn-verktøyet, etter hvert som røret vikles på spolen ved slutten av prosedyren.
Med henvisning til fig. 1 vises en brønn 10 skjematisk sammen med en kveilrørsinjektor 12 og en kveilrørsspoleenhet 14 montert på en vogn. Brønnen 10 innbefatter et borehull 16 med en foringsrørstreng 18 sementert i denne på vanlig måte. En produksjonsrør-streng 20 er også installert i brønnen 10 i foringsstrengen 18. En lengde kveilrør 22 er satt inn i rørstrengen 20 med en skjøtlokalisator i henhold til den foreliggende oppfinnelse forbundet ved dets nedre ende og et brønnverktøy 26 forbundet med nedre ende av skjøtlokalisatoren 24.
Kveilrøret 22 føres inn i borehullet 10 ved hjelp av pakkboksen 28 festet til øvre ende av rørstrengen 20. Pakkboksen 28 virker for å tildanne en tetning mellom kveilrøret og produksjonsrøret, slik at trykksatt fluider i brønnen forhindres fra å unnslippe til atmo-sfæren. En sirkulasjonsfluidtømmeledning 30 med en stengeventil 32 i denne er tettende forbundet med toppen av foringsstrengen 18. Fluidet sirkulert i brønnen 10 ved hjelp av kveilrør 22, fjernes fra brønnen ved hjelp av ledningen 30 og ventilen 32, fra hvilken den ledes en grop, en tank eller en annen fluidoppsamler.
Kveilrørsinjektormekanismen 12 er av kjent konstruksjon for fagmannen på området og virker for å utrette kveilrøret og fører det inn i brønnen 10 ved hjelp av pakkboksen 28. Kveilrørsinjektoren 12 består av utrettingsmekanisme 40 med flere indre lederuller i denne og en kveilrørsdrivmekanisme 42 for innføring av kveilrøret i brønnen, heve det eller senke det i brønnen og fjerne det fra brønnen, etter hvert som det gjenvikles på spoleenheten 14. En dybdemåleinnretning 44 er forbundet med kveilrørsdrivmekanis-men 42. Måleinnretningen 44 virker for kontinuerlig å måle lengden av kveilrøret i brønnen 10 og levere den informasjonen til et elektronisk datainnsamlingssystem 46 som er del av spoleenheten 14 montert på vognen ved hjelp av en elektrisk transduser (ikke vist) og en elektrisk kabel 48.
Enheten 14 montert på vognen innbefatter en spole 50 som inneholder ruller av kveilrø-ret 22. Et ledehjul 52 for styring av kveilrøret 22 på og av spolen 50 er tildannet og en ledningsenhet 54 er forbundet med enden av kveilrøret 22 på spolen 50 ved hjelp av et svivelsystem (ikke vist). En stengeventil 56 er anbrakt i ledningsenheten 54 og ledningsenheten 54 er forbundet med en fluidpumpe (ikke vist), som pumper fluidet som skal sirkuleres fra en grop, en tank eller en annen type fluidoppsamler gjennom ledningsenheten 54 og inn i kveilrøret 22. En fluidtrykkfølerinnretning og en transduser 58 er forbundet med ledningsenheten 54 ved hjelp av en forbindelse 60 festet til denne og til datainnsamlingssystemet 46 ved hjelp av en elektrisk kabel 62. Slik som vil forstås av de med erfaring innen området, virker datainnsamlingssystemet 46 for kontinuerlig å registrere dybden av kveilrøret 22 og skjøtlokalisatoren festet til dette i brønnen 10 og overflatetrykket av fluidet som pumpes gjennom kveilrøret og skjøtlokalisatoren, slik som vist på strimmeldiagrammet 70 på fig. 4.
Nå med henvisning til fig. 2 og 3 vises skjøtlokalisatoren 24 i henhold til den foreliggende oppfinnelse nærmere. Skjøtlokalisatoren 24 innbefatter et langstrakt sylindrisk hus 70 med en indre gjengeboksforbindelse 72 ved øvre ende for forbindelse av huset 70 med en komplementær forbindelse i en kobling (ikke vist) festet til enden av kveilrøret 22. En ytre gjengetappforbindelse 74 er tildannet ved nedre ende av huset 70 for å for-binde skjøtlokalisatoren 24 med et brønnverktøy. Huset 70 er hult og innbefatter en flu-idpassasje 76 som strekker seg gjennom huset. Huset 70 har også sideporter 78, som strekker seg gjennom dets sider og kommuniserer med passasjen 76.
Elektroniske komponenter er anbrakt i huset uten blokkering av fluidstrømnings-passasjen 76 for detektering av øket masse i en rørskjøt, etter hvert som skjøtlokalisato-ren 24 beveges gjennom rørskjøten, og generering av et momentant elektrisk utgangssignal som reaksjon på dette. Et elektrisk signaloperert ventilsystem som reagerer på utgangssignalet generert av de elektroniske komponentene, og som også ikke blokkerer fluidstrømningspassasjen 76, er i tillegg anbrakt i nedre del av huset 70 for momentan åpning og lukking av sideportene 78. Slik som nevnt over, danner den momentane åp-ningen og lukkingen av portene 78 overflatedetekterbart trykkfall eller -stigning i fluidet som strømmer gjennom kveilrøret 22 og skjøtlokalisatoren 24, noe som er indikativt for lokaliseringen av den detekterte rørskjøten.
De elektroniske komponentene i skjøtlokalisatoren 24 er opptatt i tre ringformede be-holdere 80,82 og 84 som er tettende stablet inne i huset 70, og som er elektronisk forbundet. Slik som best vist på fig. 2, har hver av de ringformede beholderne 80, 82 og 84 respektive sentrale åpninger 86, 88 og 90, slik at de ikke blokkerer strømningspassasjen 76 gjennom huset 70. Hver av de ringformede beholderne 80,82 og 84 har respektive indre sylindriske sider 92, 94 og 96, respektive ringformede topper 98,100 og 102 og respektive ringformede bunner 104,106 og 108. De ytre sylindriske sidene på toppene og bunnene i de ringformede beholderne 80, 82 og 84 passer tettsluttende mot de indre sylindriske flatene på huset 70 og konvensjonelle O-ringtetninger og spor, generelt betegnet med henvisningstallet 110, er anbrakt i disse for å tildanne tetninger mellom huset og de ringformede beholderne.
Ringrommet 81 tildannet i den ringformede beholderen 80 inneholder elektroniske kretskort og andre elektroniske komponenter 112, ringrommet 83 i den ringformede beholderen 82 inneholder en elektromagnetisk spoleenhet 114 og ringrommet 85 til den ringformede beholderen 84 inneholder en strømforsyningskilde sammensatt av flere batterier 116. De elektroniske kretskortene og andre komponenter 112 i den ringformede beholderen 80 er sammenkoblet med den elektromagnetiske spoleenheten 114 i den ringformede beholderen 82 og strømforsyningskilden 116 i den ringformede beholderen 84 ved hjelp av elektriske ledninger og kontakter generelt betegnet med henvisningstallet 118.
Ventilsystemet som reagerer på det elektriske utgangssignalet generert av de elektroniske komponentene beskrevet ovenfor, består av et bevegelig sylindrisk ventilelement 120 med en sentral åpning 121 i dette og én eller flere elektriske signalreagerende solenoider 122. Solenoidene 122 er anbrakt i en fjerde ringformet beholder 124 forbundet med ventilelementet 120 ved hjelp av ett eller flere ventilskaft 126. Den ringformede beholderen 124 er identisk med de tidligere beskrevne ringformede beholderne 80, 82 og 84 og innbefatter en sylindrisk midtåpning 126, en ringformet topp 128, en sylindrisk indre side 130 og en ringformet bunn 132. Den ringformede toppen 128 og den ringformede bunnen 132 har O-ringtetninger og spor, generelt betegnet med henvisningstallet 134, og den ringformede bunnen 132 innbefatter dessuten vertikale boringer 136 og O-ringtetninger og spor 138, gjennom hvilke ventilskaftene 126 strekker seg tettende. Ventilelementet 120 vises på fig. 2 i lukket posisjon, slik at det dekker portene 8. Den ytre sylindriske overflaten på ventilelementet 120 innbefatter O-ringtetninger og spor 123 anbrakt på motstående sider av portene 78 for tildannelse av tetninger mellom portene 78 og passasjen 76 i huset.
De ringformede beholderne 80, 82, 84 og 124 holdes i huset 70 ved hjelp av et par sneppertringer 140 og 142, eller ekvivalente innretninger, i anlegg med spor 144 og 146 i huset 70. Elektriske ledninger og kontakter 118 danner forbindelse mellom solenoidene 122 i den ringformede beholderen 124 og de tidligere beskrevne elektroniske komponentene i de andre ringformede beholderne.
Ved drift av skjøtlokalisatoren 24 er den forbundet med et brønnverktøy 26 ved hjelp av gjengetappskjøten 74 og med en lengde kveilrøret 22 ved hjelp av boksskjøten 72, som vist på fig. 1. Etter hvert som kveilrøret 22 heves eller senkes i brønnen 10 og skjøtloka-lisatoren 24 passerer gjennom en rørskjøt 21 i produksjonsrørstrengen 20, avføler den elektromagnetiske spoleenheten 114 (fig. 2) elektromagnetisk den økede massen i rør-skjøten. De elektroniske kretskortene og de andre komponentene 112 genererer et momentant elektrisk utgangssignal som mottas av solenoidene 122 i ventilsystemet inne i skjøtlokalisatoren 24. Det vil si det momentane elektriske utgangssignalet aktiverer solenoidene 122, slik at de momentant åpner portene 78 ved å bevege ventilskaftene 126 og den sylindriske ventilen 120 fra den lukkede posisjonen vist på fig. 2 til den åpne posisjonen vist på fig. 3. Ved arrangementet nettopp beskrevet er således ventilen 120 normalt i lukket posisjon, slik at portene 78 er lukket, og når en rørskjøt detekteres, beveges ventilen momentant til den åpne posisjonen som igjen bevirker overflatedetekterbart trykkfall i fluidet som strømmer gjennom skjøtlokalisatoren 24. Trykkfallet skjer fordi fluidet også strømmer gjennom brønnverktøyet 26 forbundet under skjøtlokalisato-ren 24, noe som begrenser strømmen av fluid og øker fluidtrykket. Slik som vil forstås av de med erfaring innen området, frigis fluid, som strømmer gjennom skjøtlokalisato-ren 24, direkte til rørstrengen 20, når portene 78 til skjøtlokalisatoren 24 momentant åpnes, uten å strømme gjennom brønnverktøyet 26, for derved å bevirke detekterbart overflatetrykkfall.
Ved anvendelser der fluidstrømmen ikke begrenses under skjøtlokalisatoren 24 eller et brønnverktøy er festet til skjøtlokalisatoren 24, som ikke tillater fluidstrøm gjennom denne, kan skjøtlokalisatoren 24 betjenes i en modus slik at portene 78 normalt er åpne, dvs. det sirkulerte fluidet strømmer normalt gjennom skjøtlokalisatoren 24 og inn i rørstrengen 20 ved hjelp av portene 78. Når en rørskjøt 21 er detektert, lukkes ventilen 20 momentant, noe som bevirker overflatedetekterbar trykkstigning. Slik som vil forstås, kan forskjellige andre fluidstrømningsarrangementer gjennom skjøtlokalisatoren 24 anvendes. For eksempel kan små porter, som alltid er åpne, likeledes store porter, som normalt er lukket, inkluderes i skjøtlokalisatoren 24, eller andre lignende arrangementer kan brukes, avhengig av det spesielt brukte brønnverktøyet og dets drift.
Nå med henvisning til fig. 1 omfatter fremgangsmåten i henhold til denne oppfinnelse for nøyaktig bestemmelse av dybden av undergrunnsrørstrengskjøter, mens et kveilrør senkes og heves i rørstrengen og et fluid strømmer gjennom kveilrøret i rørstrengen, grunnleggende de etterfølgende trinnene. En rørstrengskjøtlokalisator 24 forbindes med enden av kveilrøret 21 før innføring av kveilrøret i rørstrengen 20. Kveilrøret 22 som har skjøtlokalisatoren 24 forbundet med dette, føres dernest inn i rørstrengen 20 og beveges gjennom denne, mens fluid strømmer gjennom kveilrøret 22 og skjøtlokalisatoren 24, slik at ventilsideportene 78 i skjøtlokalisatoren 24 momentant åpnes eller lukkes hver gang den passerer gjennom en rørskjøt 21, for derved å danne overflatedetekterbart trykkfall eller -stigning i det strømmende fluidet indikativt for lokaliseringen av rør-skjøten. Dybden av skjøtlokalisatoren 24 og overflatetrykket av det strømmende fluidet måles kontinuerlig. Det vil si dybdemåleinnretningen 44 måler kontinuerlig dybden av skjøtlokalisatoren 24 og trykkføleren 58 måler kontinuerlig overflatetrykket av det sir-kulerende fluidet. Det siste trinnet i fremgangsmåten er registreringen av de målte dybdene av skjøtlokalisatoren 24 tilsvarende hvert detektert trykkfall eller -stigning i det strømmende fluidet, for derved nøyaktig å bestemme dybden av hver detektert rørskjøt. Atter med henvisning til fig. 1 fullføres dette trinnet ved hjelp av datainnsamlingssystemet 46 som konstant mottar den målte dybdeinformasjonen fra dybdemåleinnretningen 44 og overflatetrykkinformasjonen fra trykkføleren 58 og registrerer informasjonen, så som på et strimmeldiagram lignende strimmeldiagrammet 70 illustrert på fig. 4. Strimmeldiagrammet 70 viser dybden målt med måleinnretningen 44 langs vertikalaksen og det målte trykket langs horisontalaksen. Det kontinuerlig målte trykket angis med linjen 71 og overflatetrykkfallene 73 angir dybdene av detekterte rørskjøter.
Når et brønnverktøy 26 er forbundet med skjøtlokalisatoren 24, slik som vist på fig. 1, posisjoneres brønnverktøyet ved en ønsket lokalisering, der brønnverktøyet skal drives
for å oppnå et ønsket resultat i samsvar med den etterfølende fremgangsmåte. Skjøtloka-lisatoren 24 forbindes med enden av kveilrøret 22 og et brønnverktøy 26 forbindes med enden av skjøtlokalisatoren, slik som vist på fig. 1. Kveilrøret 22 som har skjøtlokalisa-toren 24 og brønnverktøyet 26 forbundet med dette, føres deretter inn i en rørstreng, så som produksjonsrørstrengen 20 i brønnen 10, og senket i denne til generelt nærheten av undergrunnssonen, der brønnverktøyet 26 skal drives. Kveilrøret 22, skjøtlokalisatoren 24 og brønnverktøyet 26 beveges gjennom partiet av rørstrengen 20 som krysser sonen av interesse, mens fluidet strømmer gjennom kveilrøret, skjøtlokalisatoren og brønn-verktøyet, eller fluidet strømmer gjennom portene 78 i skjøtlokalisatoren og ikke gjennom brønnverktøyet, slik at ventilsideportene 78 i skjøtlokalisatoren momentant åpnes eller lukkes, hver gang skjøtlokalisatoren passerer gjennom en rørskjøt 21. Slik som omtalt over, danner åpning eller lukking av ventilsideportene 78 overflatedetekterbart trykkfall eller -stigning i det strømmende fluidet indikativt for lokaliseringen av den detekterte rørskjøten. Dybden av skjøtlokalisatoren og overflatetrykket av det strøm-mende fluidet måles kontinuerlig ved hjelp av måleinnretning 44 og trykkføleren 58, slik som beskrevet over. Den målte dybden på skjøtlokalisatoren som svarer til hvert detektert trykkfall eller -stigning i det strømmende fluidet, registreres på et strimmeldiagram, slik som strimmeldiagrammet 70 illustrert på fig. 4, for derved nøyaktig å bestemme dybden av hver detektert rørskjøt, slik som målt med måleinnretningen 44.
For positivt å identifisere de spesielle rørskjøtene 21 detektert i sonen av interesse og for å etablere en dybde målt av måleinnretningen 44 tilsvarende nøyaktig posisjon der brønnverktøyet skal drives, sammenlignes strimmelkortdiagrammet 70 og informasjonen vist på dette med en tidligere registrert skjøt- og merkelogg 150 for brønnen. For eksempel og med henvisning til fig. 4 vises strimmeldiagrammet 70, som dekker sonen av interesse frembrakt av datainnsamlingssystemet 46 (fig. 1), i en sammenligning side ved side med delen av skjøt- og merkeloggen 150, som dekker den samme sonen. Ettersom rørseksjonene som utgjør rørstrengen, har forskjellige lengder, dvs. lengden LI av rørseksjonen mellom skjøtene 200 og 201 er mindre enn lengden L2 av rørseksjonene 201 og 202, kan seksjonslengdene på strimmeldiagrammet 70 korreleres i forhold til seksjonslengdene på skjøt- og merkeloggen 150 og identifikasjonen av skjøtene detektert av skjøtlokalisatoren 24 kan verifiseres. Så snart korrelasjonen av strimmeldiagrammet 70 er blitt utført i forhold til skjøt- og merkeloggen 150, kan dybden av den ønskede brønnverktøylokaliseringen, slik som målt av kveilrørmåleinnretningen 44, bestemmes. Det vil si dersom ønsket lokalisering er ved en dybde betegnet med henvisningstallet 152 på skjøt- og merkeloggen 150 mellom skjøtene 200 og 201, kan den tilsvarende dybden målt med kveilrørmåleinnretningen 44 på strimmeldiagrammet 70 bestemmes. Etter en slik bestemmelse flyttes kveilrøret 22, skjøtlokalisatoren 24 og brønnverktøyet 26 i rørstrengen 20 for å posisjonere brønnverktøyet 26 ved det ønsket stedet.
Claims (16)
1.
Brønnrørstrengskjøtlokalisator for anbringelse på enden av en lengde kveilrør og som beveges i en rørstreng, etter hvert som kveilrøret senkes eller løftes i rørstrengen, karakterisert ved: et langstrakt rørformet hus med en forbindelsesinnretning ved dets øvre ende for feste av huset til kveilrøret, med en langsgående fluidstrømpassasje gjennom dette, slik at et fluid kan føres gjennom kveilrøret og lokalisatoren, og med i det minste én sideport som strekker seg gjennom dets side i kommunikasjon med fluidstrømningspassasjen; en elektronisk innretning anbrakt i huset uten å blokkere fluidstrømningspassasjen for å detektere øket masse i en rørskjøt, etter hvert som lokalisatoren beveges gjennom rør-skjøten, og for å generere et momentant elektrisk utgangssignal som reaksjon på denne; og en ventilinnretning anbrakt i huset uten å blokkere fluidstrømningspassasjen for momentan åpning eller lukking av sideporten i huset som reaksjon på det elektriske signalet, for derved å danne overflatedetekterbart trykkfall eller -stigning i fluidet som strømmer gjennom kveilrøret og lokalisatoren indikativt for lokaliseringen av rørskjø-ten.
2.
Skjøtlokalisator ifølge krav 1, karakterisert ved at huset innbefatter en forbindelsesinnretning ved dets nedre ende for feste av ett eller flere verktøy til skjøtlokalisatoren.
3.
Skjøtlokalisator ifølge krav 1, karakterisert ved at den elektroniske innretningen for detektering av øket masse i en rørskjøt og generering av et momentant elektrisk utgangssignal som reaksjon på dette, avføler elektromagnetisk den økede massen.
4.
Skjøtlokalisator ifølge krav 1, karakterisert ved at den elektroniske innretningen for detektering av øket masse i en rørskjøt og generering av et momentant elektrisk utgangssignal som reaksjon på dette, innbefatter en elektrisk strøm-forsyningskilde, en elektromagnetisk spole og en elektronisk kretsinnretning forbundet med strømforsyningskilden og spolen for å generere det elektriske utgangssignalet, når spolen avføler elektromagnetisk den økede massen i en rørskjøt.
5.
Skjøtlokalisator ifølge krav 1, karakterisert ved at ventilinnretningen for momentan åpning eller lukking av sideporten i huset som reaksjon på det elektriske signalet, innbefatter anbrakt tilliggende porten en ventil, som er bevegelig mellom åpne og lukkede posisjoner, og en elektrisk signalreagerende solenoid forbundet med ventilen for å bevege ventilen, slik at porten åpnes eller lukkes momentant.
6.
Fremgangsmåte for nøyaktig å bestemme dybden av undergrunnsrørstrengskjøter, mens et kveilrør senkes eller heves i rørstrengen og fluid strømmer gjennom kveilrøret, karakterisert ved: forbindelse av en rørstrengskjøtlokalisator med enden av kveilrøret før kveilrøret føres inn i rørstrengen, idet skjøtlokalisatoren har en fluidstrømningspassasje og i det minste en ventilforsynt sideport i denne for kommunikasjon med passasjen, og idet skjøtlokali-satoren åpner eller lukker momentant ventilsideporten hver gang den beveges gjennom en rørskjøt; innføring av kveilrøret som har skjøtlokalisatoren forbundet med dette, i rørstrengen og bevegelse av kveilrøret og kveilrørslokalisatoren gjennom rørstrengen, mens fluid strømmer gjennom kveilrøret og skjøtlokalisatoren, slik at den ventilforsynte sideporten i skjøtlokalisatoren momentant åpnes eller lukkes hver gang skjøtlokalisatoren passerer gjennom en rørskjøt, for derved å danne overflatedetekterbart trykkfall eller -stigning i det strømmende fluidet indikativt for lokalisering av rørskjøten; kontinuerlig måling av dybden av skjøtlokalisatoren og overflatetrykket i det strømmen-de fluidet; og registrering av målt dybde av skjøtlokalisatoren tilsvarende hvert detektert trykkfall eller -stigning i det strømmende fluidet, for derved nøyaktig å bestemme den målte dybden av hver detektert rørskjøt.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at skjøtlokalisatoren detekterer rørskjøten elektromagnetisk.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved forbindelse av ett eller flere brønnverktøy med enden av skjøtlokalisatoren motsatt enden forbundet med kveilrøret.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at skjøtlokalisatoren innbefatter en elektronisk innretning for detektering av øket masse i en rørskjøt, etter hvert som lokalisatoren beveges gjennom rørskjøten, og generering av et momentant elektrisk utgangssignal som reaksjon på dette, og en ventilinnretning som reagerer på det elektriske signalet for momentan åpning eller lukking av den ventilforsynte sideporten, for derved å danne overflatedetekterbart trykkfall eller -stigning.
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved den elektronisk innretningen for detektering av den økede massen i en rørskjøt innbefatter en elektrisk strømforsyningskilde, en elektromagnetisk spole og en elektronisk kretsinnretning forbundet med strømforsyningskilden og spolen for å generere det momentane elektriske utgangssignalet, når spolen avføler elektromagnetisk den økede massen til rørskjøten.
11.
Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at ventilinnretningen som reagerer på det elektriske utgangssignalet for momentan åpning eller lukking den ventil forsynte sideporten, innbefatter anbrakt tilliggende porten en ventil, som er bevegelig mellom åpen og lukket posisjon, og en elektrisk signalreagerende solenoid for å bevege ventilen forbundet med denne.
12.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 6-11, karakterisert ved at fremgangsmåten dessuten innbefatter trinnene: posisjonering av et brønnverktøy festet til enden av en lengde kveilrør på et ønsket sted i en undergrunnsrørstreng anbrakt i en brønn, mens et fluid bevirkes til å strømme i kveil-røret, idet brønnverktøyet er forbundet med enden av skjøtlokalisatoren motsatt enden forbundet med kveilrøret; korrelering av de målte dybdene av de detekterte rørskjøtene for en tidligere registrert skjøt- og merkelogg på en måte som etablerer en målt dybde tilsvarende brønnverktøyet på ønsket sted; og bevegelse av kveilrøret, skjøtlokalisatoren og brønnverktøyet i rørstrengen for å posisjonere brønnverktøyet på ønsket sted.
13.
Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at fluidet er en væske.
14.
Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at væsken velges fra gruppen som består av ferskt vann, saltvann, saltoppløsning og hy-drokarbonvæsker.
15.
Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at væsken strømmes gjennom brønnverktøyet og den ventilforsynte porten i skjøtlokalisa-toren åpnes momentant, når skjøtlokalisatoren passerer gjennom en rørskjøt.
16.
Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at væsken ikke strømmes gjennom brønnverktøyet og den ventilforsynte porten i skjøtlo-kalisatoren lukkes momentant, når skjøtlokalisatoren passerer gjennom en rørskjøt.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/603,960 US5626192A (en) | 1996-02-20 | 1996-02-20 | Coiled tubing joint locator and methods |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO970762D0 NO970762D0 (no) | 1997-02-19 |
NO970762L NO970762L (no) | 1997-08-21 |
NO317442B1 true NO317442B1 (no) | 2004-11-01 |
Family
ID=24417600
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19970762A NO317442B1 (no) | 1996-02-20 | 1997-02-19 | Skjotlokalisator og fremgangsmate for noyaktig bestemmelse av dybden av undergrunns rorstrengskjoter i en bronn |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5626192A (no) |
CA (1) | CA2197950C (no) |
GB (1) | GB2310444B (no) |
NO (1) | NO317442B1 (no) |
Families Citing this family (54)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB9419006D0 (en) * | 1994-09-21 | 1994-11-09 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensor installation |
US5954136A (en) * | 1997-08-25 | 1999-09-21 | Camco International, Inc. | Method of suspending an ESP within a wellbore |
US5986749A (en) | 1997-09-19 | 1999-11-16 | Cidra Corporation | Fiber optic sensing system |
US6333699B1 (en) | 1998-08-28 | 2001-12-25 | Marathon Oil Company | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US7283061B1 (en) * | 1998-08-28 | 2007-10-16 | Marathon Oil Company | Method and system for performing operations and for improving production in wells |
US20040239521A1 (en) * | 2001-12-21 | 2004-12-02 | Zierolf Joseph A. | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US6305467B1 (en) * | 1998-09-01 | 2001-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless coiled tubing joint locator |
US6253842B1 (en) * | 1998-09-01 | 2001-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless coiled tubing joint locator |
US6305227B1 (en) | 1998-09-02 | 2001-10-23 | Cidra Corporation | Sensing systems using quartz sensors and fiber optics |
US6137621A (en) * | 1998-09-02 | 2000-10-24 | Cidra Corp | Acoustic logging system using fiber optics |
US6227114B1 (en) | 1998-12-29 | 2001-05-08 | Cidra Corporation | Select trigger and detonation system using an optical fiber |
US6386288B1 (en) | 1999-04-27 | 2002-05-14 | Marathon Oil Company | Casing conveyed perforating process and apparatus |
US6536524B1 (en) | 1999-04-27 | 2003-03-25 | Marathon Oil Company | Method and system for performing a casing conveyed perforating process and other operations in wells |
US6989764B2 (en) * | 2000-03-28 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
US6333700B1 (en) * | 2000-03-28 | 2001-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
WO2001092675A2 (en) * | 2000-06-01 | 2001-12-06 | Marathon Oil Company | Method and system for performing operations and for improving production in wells |
US6604582B2 (en) | 2000-06-05 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid pressure signal generation and transmission |
US6367557B1 (en) | 2000-06-22 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tapered connector for a tubing string |
US6543280B2 (en) | 2000-07-07 | 2003-04-08 | Inertial Response, Inc. | Remote sensing and measurement of distances along a borehole |
GB2371509B (en) * | 2001-01-24 | 2004-01-28 | Weatherford Lamb | Joint detection system |
US6450259B1 (en) * | 2001-02-16 | 2002-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing elongation correction system & methods |
US7014100B2 (en) * | 2001-04-27 | 2006-03-21 | Marathon Oil Company | Process and assembly for identifying and tracking assets |
US6896056B2 (en) | 2001-06-01 | 2005-05-24 | Baker Hughes Incorporated | System and methods for detecting casing collars |
GB2395965B (en) * | 2001-07-12 | 2006-01-11 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus to monitor,control and log subsea oil and gas wells |
US6688389B2 (en) * | 2001-10-12 | 2004-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for locating joints in coiled tubing operations |
US6720764B2 (en) | 2002-04-16 | 2004-04-13 | Thomas Energy Services Inc. | Magnetic sensor system useful for detecting tool joints in a downhold tubing string |
US6776240B2 (en) | 2002-07-30 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole valve |
US6915848B2 (en) | 2002-07-30 | 2005-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Universal downhole tool control apparatus and methods |
US7063148B2 (en) * | 2003-12-01 | 2006-06-20 | Marathon Oil Company | Method and system for transmitting signals through a metal tubular |
PL2518259T3 (pl) * | 2003-12-31 | 2014-12-31 | Varco I/P Inc | Oprzyrządowany wewnętrzny zawór przeciwerupcyjny do pomiaru parametrów wiercenia przewodu wiertniczego |
US7073582B2 (en) * | 2004-03-09 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for positioning a downhole tool |
US20060042792A1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Connell Michael L | Methods and apparatus for locating a lateral wellbore |
US7306044B2 (en) | 2005-03-02 | 2007-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for lining tubulars |
GB0515949D0 (en) * | 2005-08-03 | 2005-09-07 | Maxwell Downhole Technology Lt | Method of determining features of downhole apparatus |
NO20055576A (no) * | 2005-11-25 | 2007-01-08 | V Tech As | Fremgangsmåte og anordning for å posisjonere en krafttang ved en rørskjøt |
CA2583064C (en) * | 2006-03-27 | 2015-05-26 | Key Energy Services, Inc. | Method and system for evaluating and displaying depth data |
WO2007112333A2 (en) | 2006-03-27 | 2007-10-04 | Key Energy Services, Inc. | Method and system for interpreting tubing data |
US7588083B2 (en) * | 2006-03-27 | 2009-09-15 | Key Energy Services, Inc. | Method and system for scanning tubing |
US7788054B2 (en) * | 2006-03-28 | 2010-08-31 | Key Energy Services, Llc | Method and system for calibrating a tube scanner |
US8540027B2 (en) * | 2006-08-31 | 2013-09-24 | Geodynamics, Inc. | Method and apparatus for selective down hole fluid communication |
JP4799332B2 (ja) | 2006-09-12 | 2011-10-26 | 株式会社東芝 | エッチング液、エッチング方法および電子部品の製造方法 |
US7510017B2 (en) * | 2006-11-09 | 2009-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing and communicating in wells |
US10119377B2 (en) * | 2008-03-07 | 2018-11-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
US9194227B2 (en) * | 2008-03-07 | 2015-11-24 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a wellbore |
US8433058B2 (en) * | 2008-08-08 | 2013-04-30 | Avaya Inc. | Method and system for distributed speakerphone echo cancellation |
US8548742B2 (en) * | 2008-10-21 | 2013-10-01 | National Oilwell Varco L.P. | Non-contact measurement systems for wireline and coiled tubing |
US8850899B2 (en) | 2010-04-15 | 2014-10-07 | Marathon Oil Company | Production logging processes and systems |
US8636063B2 (en) | 2011-02-16 | 2014-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement slurry monitoring |
US9075155B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical fiber based downhole seismic sensor systems and methods |
US9127532B2 (en) | 2011-09-07 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical casing collar locator systems and methods |
US9127531B2 (en) | 2011-09-07 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical casing collar locator systems and methods |
US9297767B2 (en) | 2011-10-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole species selective optical fiber sensor systems and methods |
US10060250B2 (en) | 2012-03-13 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole systems and methods for water source determination |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3106960A (en) * | 1960-01-08 | 1963-10-15 | Howard J Doak | Method of and means for positioning apparatus in well casings |
US3291208A (en) * | 1960-12-19 | 1966-12-13 | Exxon Production Research Co | Depth control in well operations |
US3570594A (en) * | 1969-03-13 | 1971-03-16 | Howell M Hamilton | Subsurface control apparatus for use in oil and gas wells |
US5113703A (en) * | 1990-08-09 | 1992-05-19 | Atlantic Richfield Company | Tubing end locating apparatus for wellbores |
US5234053A (en) * | 1992-07-16 | 1993-08-10 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Reeled tubing counter assembly and measuring method |
US5279366A (en) * | 1992-09-01 | 1994-01-18 | Scholes Patrick L | Method for wireline operation depth control in cased wells |
US5429190A (en) * | 1993-11-01 | 1995-07-04 | Halliburton Company | Slick line casing and tubing joint locator apparatus and associated methods |
US5469916A (en) * | 1994-03-17 | 1995-11-28 | Conoco Inc. | System for depth measurement in a wellbore using composite coiled tubing |
-
1996
- 1996-02-20 US US08/603,960 patent/US5626192A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-02-19 GB GB9703401A patent/GB2310444B/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-02-19 NO NO19970762A patent/NO317442B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-02-19 CA CA002197950A patent/CA2197950C/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2310444B (en) | 1999-07-07 |
GB2310444A (en) | 1997-08-27 |
CA2197950A1 (en) | 1997-08-21 |
NO970762L (no) | 1997-08-21 |
GB9703401D0 (en) | 1997-04-09 |
CA2197950C (en) | 2003-08-05 |
NO970762D0 (no) | 1997-02-19 |
US5626192A (en) | 1997-05-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO317442B1 (no) | Skjotlokalisator og fremgangsmate for noyaktig bestemmelse av dybden av undergrunns rorstrengskjoter i en bronn | |
US6253842B1 (en) | Wireless coiled tubing joint locator | |
CA2332241C (en) | Wireless coiled tubing joint locator | |
US7073582B2 (en) | Method and apparatus for positioning a downhole tool | |
CA2442475C (en) | Smart cementing systems | |
EP1319800B1 (en) | Borehole equipment position detection system | |
CA2363878C (en) | System and method for monitoring corrosion in oilfield wells and pipelines utilizing time-domain-reflectometry | |
CA2448895C (en) | Systems and methods for detecting casing collars | |
US11761327B2 (en) | Depth positioning using gamma-ray correlation and downhole parameter differential | |
NO332333B1 (no) | Fremgangsmate til fjerning av avfall fra en bronnboring | |
NO317492B1 (no) | Formasjonsisolerings- og testeanordning og -fremgangsmate | |
NO335617B1 (no) | System og fremgangsmåte for selvstendig operering av et brønnverktøy nær en forhåndsbestemt posisjon i et brønnhull | |
US20190234210A1 (en) | System and method for downhole inorganic scale monitoring and intervention in a production well | |
US7770639B1 (en) | Method for placing downhole tools in a wellbore | |
US3454094A (en) | Waterflooding method and method of detecting fluid flow between zones of different pressure | |
US11560790B2 (en) | Downhole leak detection | |
SU802540A1 (ru) | Способ измерени пластовогодАВлЕНи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |