NO325161B1

NO325161B1 - Method and apparatus for determining well depth during well operations by means of radio frequency identification devices

Info

Publication number: NO325161B1
Application number: NO20020499A
Authority: NO
Inventors: Philip M Snider; Joseph A Zierolf
Original assignee: Marathon Oil Co
Priority date: 2000-06-01
Filing date: 2002-01-31
Publication date: 2008-02-11
Also published as: WO2001092675A3; CA2379451A1; NO20020499L; RU2272907C2; CN100343482C; EP1287230B1; DK1287230T3; CN1203325C; OA11891A; DK1731709T3; EP1287230A4; WO2001092675A2; MXPA02001004A; AU7498301A; EP1731709B1; EP1731709A2; CN1418317A; EP1287230A2; AU781046B2; CA2379451C

Description

Oppfinnelsen angår generelt brønner brukt ved produksjon av fluider, f.eks. olje og gass. Spesifikt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å bestemme brønndybde under brønntransport av et prosessverktøy i en brønn. The invention generally relates to wells used in the production of fluids, e.g. oil and gas. Specifically, the invention relates to a method and a device for determining well depth during well transport of a process tool in a well.

Forskjellige operasjoner utføres under boring og komplettering av en under-grunnsbrønn og også under produksjon av fluider fra en undergrunnsformasjon via den fullførte brønn. F.eks. utføres forskjellige operasjoner i brønnen typisk i dybder innenfor brønnen, men som styres på overflaten. Fra den kjente teknikk skal det vises til US 3 426 850. Various operations are carried out during the drilling and completion of an underground well and also during the production of fluids from an underground formation via the completed well. E.g. different operations are carried out in the well, typically at depths within the well, but which are controlled on the surface. From the prior art, reference should be made to US 3,426,850.

En perforeringsprosess er en type brønnoperasjoner som brukes for å perforere et brønnforingsrør. En konvensjonell perforering utføres ved å plassere et perforerings verk-tøy (dvs. en perforeringspistol) i et brønnforingsrør langs en seksjon av foringsrøret nær en geologisk interessant formasjon. Perforeringsverktøyet bærer utformede ladninger som detoneres ved hjelp av et signal som sendes fra overflaten til ladningene. Detoneringen av ladningene frembringer åpninger i foringsrøret og betongen rundt foringsrøret som så brukes for å etablere fluidkommunikasjon mellom den geologiske formasjon og den innvendige diameter av foringsrøret. A perforating process is a type of well operations used to perforate a well casing. A conventional perforation is performed by placing a perforating tool (ie, a perforating gun) in a well casing along a section of the casing near a geologically interesting formation. The perforating tool carries shaped charges which are detonated by means of a signal transmitted from the surface to the charges. The detonation of the charges creates openings in the casing and the concrete surrounding the casing which are then used to establish fluid communication between the geological formation and the inside diameter of the casing.

Et annet eksempel på en brønnhullsoperasjon er innsettingen av pakkere i brønnhuset for å isolere en bestemt seksjon av brønnen eller en bestemt geologisk formasjon. I dette tilfellet kan en pakker plasseres inne i brønnforingsrøret ved ønsket dybde og deretter settes av et sett verktøy som aktiveres fra overflaten. Andre eksempler på brønnhullsoperasjoner omfatter plasseringen av loggeverktøy ved en bestemt geologisk formasjon eller dybde inne i foringsrøret og plasseringen av broplugger, forings-rørlapper, rør og tilhørende verktøy i brønnforingsrøret. Another example of a wellbore operation is the insertion of packers into the well casing to isolate a particular section of the well or a particular geological formation. In this case, a packer can be placed inside the well casing at the desired depth and then set by a set of tools that are activated from the surface. Other examples of wellbore operations include the placement of logging tools at a specific geological formation or depth within the casing and the placement of bridge plugs, casing patches, pipes and associated tools in the well casing.

Et kritisk aspekt ved en brønnhullsoperasjon innebærer beregning av dybden i brønnen hvor operasjoner skal utføres. Dybden beregnes typisk ved hjelp av brønnlogger. En konvensjonell brønnlogg omfatter kontinuerlig avlesning av et loggeinstrument og en akse som representerer brønndybden som avlesningene ble oppnådd ved. Instrument-avlesningen måler bergegenskaper, f.eks. naturlig gammautstråling, elektrisk resistivitet, tetthet og akustiske egenskaper. Ved hjelp av disse bergegenskaper kan geologiske formasjoner av interesse i brønnen, f.eks. olje- og gassbærende formasjoner identifiseres. Brønnen blir først logget som "åpent hull" som blir utgangspunktet for alle fremtidige logger. Etter at brønnen er foret blir en logg for et foret hull utarbeidet og korrelert eller "tilpasset" loggen for det åpne hull. Ved å bruke loggene og en posisjoneringsmekan-isme, f.eks. en wireledning eller et spolerør koplet til et odometer, kan et verktøy plasseres på ønsket dybde i brønnen og deretter aktivert etter behov for å utføre brønn-operasjonen. Et problem med konvensjonell logging og posisjonering er at det er vanskelig nøyaktig å identifisere verktøysdybde og korrelere dybden med loggene for det åpne hull. A critical aspect of a wellbore operation involves calculating the depth in the well where operations are to be carried out. The depth is typically calculated using well logs. A conventional well log comprises the continuous reading of a logging instrument and an axis representing the well depth at which the readings were obtained. The instrument reading measures rock properties, e.g. natural gamma radiation, electrical resistivity, density and acoustic properties. With the help of these rock properties, geological formations of interest in the well, e.g. oil and gas-bearing formations are identified. The well is first logged as "open hole" which becomes the starting point for all future logs. After the well is lined, a log for a lined hole is prepared and correlated or "matched" to the log for the open hole. By using the logs and a positioning mechanism, e.g. a wireline or coil tube connected to an odometer, a tool can be placed at the desired depth in the well and then activated as needed to perform the well operation. A problem with conventional logging and positioning is that it is difficult to accurately identify tool depth and correlate the depth with the open hole logs.

Fig. 1 viser en tidligere perforeringsprosess utført i en olje- og gass brønn 10. Brønnen 10 omfatter et brønnhull 12 og et foringsrør 14 i brønnhullet 12 omsluttet av betong 16. Brønnen 10 strekker seg fra en jordoverflate 18 gjennom geologiske formasjoner i jorden som er vist som soner A, B og C. Foringsrøret 14 utgjøres av rørelementer, f.eks. rør eller rørseksjoner koplet til hverandre ved hjelp av krager 20. I dette eksempelet er rørelementene som utgjør foringsrøret 14, omtrent 12 m lange, slik at foringsrørkragene 20 befinner seg 12 m fra hverandre. Imidlertid kan kortere rørelemen-ter (f.eks. 6 m) settes imellom 12 m lengdene som hjelp med å bestemme dybden. På fig. Fig. 1 shows an earlier perforation process carried out in an oil and gas well 10. The well 10 comprises a wellbore 12 and a casing 14 in the wellbore 12 enclosed by concrete 16. The well 10 extends from an earth surface 18 through geological formations in the earth which are shown as zones A, B and C. The casing 14 consists of pipe elements, e.g. pipes or pipe sections connected to each other by means of collars 20. In this example, the pipe elements that make up the casing pipe 14 are approximately 12 m long, so that the casing pipe collars 20 are 12 m apart. However, shorter pipe elements (e.g. 6 m) can be placed between the 12 m lengths to help determine the depth. In fig.

1 er således to av foringsrørkragene 20 bare 6 m fra hverandre. 1, two of the casing collars 20 are thus only 6 m apart.

For å utføre perforeringen har et perforeringsverktøy 22 blitt senket inn i foringsrøret 14 på en wire 24. En mast 26 og trinser 28 bærer wiren 24 og en wireenhet 30 styrer wiren 24. Wireenheten 30 omfatter en drivmekanisme 32 som senker wiren 24 og verktøyet 22 inn i brønnen 10 og løfter wiren 24 og verktøyet 22 ut av brønnen 10 etter fullføringen av prosessen. Wireenheten 30 omfatter også et odometer 34 som måler den ikke viklede lengde av wiren 24 etter hvert som den senkes inn i brønnen 10 og sammenligner denne måling med dybden av verktøyet 22 i brønnen. To perform the perforation, a perforation tool 22 has been lowered into the casing 14 on a wire 24. A mast 26 and pulleys 28 carry the wire 24 and a wire unit 30 controls the wire 24. The wire unit 30 comprises a drive mechanism 32 which lowers the wire 24 and the tool 22 in the well 10 and lifts the wire 24 and the tool 22 out of the well 10 after the completion of the process. The wire unit 30 also includes an odometer 34 which measures the unwound length of the wire 24 as it is lowered into the well 10 and compares this measurement with the depth of the tool 22 in the well.

Under utformingen av brønnen 10 blir det utarbeidet en åpen hullogg 36. Den åpne hulloggen 36 omfatter forskjellige instrumentavlesninger, f.eks. gammastråleavlesninger 38 og spontane, potensielle (SP) avlesninger 40 som så plottes som funksjon av dybden i fot. For enkelthets skyld er bare en del av den åpne hulloggen 36, fra omtrent 7.000 til 7.220 fot (2 134 til 2 201 m), vist. I praksis kan imidlertid hele brønnen 10 fra overflaten 18 til bunnen 10 logges. Den åpne hulloggen 36 gjør det mulig for fagfolk å beregne olje- og gassformasjoner i brønnen 10 og de mest produktive intervaller for disse formasjonene. Basert på gammastråleavlesningene 38 og SP-avlesninger 40, kan det f.eks. avgjøres at sone A inneholder olje og gass. Det er således ønskelig å perforere foringsrøret 14 langs en seksjon nær sone A. During the design of the well 10, an open hole log 36 is prepared. The open hole log 36 includes various instrument readings, e.g. gamma ray readings 38 and spontaneous potential (SP) readings 40 which are then plotted as a function of depth in feet. For simplicity, only a portion of open hole log 36, from approximately 7,000 to 7,220 feet (2,134 to 2,201 m), is shown. In practice, however, the entire well 10 from the surface 18 to the bottom 10 can be logged. The open hole log 36 enables professionals to calculate oil and gas formations in the well 10 and the most productive intervals for these formations. Based on the gamma ray readings 38 and SP readings 40, it can be e.g. it is determined that zone A contains oil and gas. It is thus desirable to perforate the casing 14 along a section near zone A.

I tillegg til den åpne hullogg 36, etter foringen av brønnen 10, foretas det gammastråleavlesninger 44 i det forede hull og en foringsrørkragelogg 42 kan utarbeides. Foringsrørkrageloggen 42 kalles også en PDC-logg (logg for perforingsdybdekontroll). Foringsrørkrageloggen 42 kan brukes for å identifisere seksjonen av foringsrøret 14 nær sone A hvor perforeringene skal utføres. In addition to the open hole log 36, after lining the well 10, gamma ray readings 44 are taken in the lined hole and a casing collar log 42 can be prepared. The casing collar log 42 is also called a PDC log (perforation depth control log). The casing collar log 42 can be used to identify the section of casing 14 near zone A where the perforations are to be made.

Ved å bruke teknikker og utstyr som er kjent i faget, kan foringsrørkrageloggen 42 korreleres nøyaktig, eller "tilpasses" den åpne hullogg 36. Ved å bruke konvensjonell posisjoneringsmekanismer, f.eks. wireenheten 30, kan det imidlertid være vanskelig å nøyaktig å plassere perforeringsverktøyet 22 ved ønsket dybde i brønnen. F.eks. kan faktorer som strekking, forlengelse på grunn av termiske effekter, sinusformede og spiralformet bukling og deformering av wiren 24, påvirke odometeravlesningene og nøyaktigheten av odometeravlesningene i forhold til avlesningene for det åpne hull odometer. Using techniques and equipment known in the art, the casing collar log 42 can be accurately correlated, or "matched" to the open hole log 36. Using conventional positioning mechanisms, e.g. wire unit 30, however, it may be difficult to accurately position the perforating tool 22 at the desired depth in the well. E.g. factors such as stretching, elongation due to thermal effects, sinusoidal and helical buckling, and deformation of the wire 24 can affect the odometer readings and the accuracy of the odometer readings relative to the open hole odometer readings.

Som vist på fig. 1 kan således odometeravlesningene som indikerer dybden av perforeringsverktøyet 22 ikke være lik de faktiske dybder som gjenspeiles i den åpne hullogg 36 og foringsrørkrageloggen 42. I dette tilfellet avviker odometeravlesningene fra dybdene som identifiseres i den åpne hullogg 36 og foringsrørkrageloggen 42 med omtrent 12 m. I denne situasjon, når perforeringsverktøyet 22 blir heist ned, kan seksjonen av foringsrøret 20 nær sone A bare delvis perforeres eller ikke i det hele tatt. As shown in fig. 1, the odometer readings indicating the depth of the perforating tool 22 may not equal the actual depths reflected in the open hole log 36 and the casing collar log 42. In this case, the odometer readings differ from the depths identified in the open hole log 36 and the casing collar log 42 by approximately 12 m. in this situation, when the perforating tool 22 is hoisted down, the section of casing 20 near zone A may be only partially perforated or not at all.

På grunn av disse unøyaktighetene ved utplasseringen av verktøyet, har det blitt utarbeidet forskjellige korrelerende skjøtloggings- og wireloggingsteknikker. F.eks. bruker en teknikk elektroniske skjøtfølere og en elektrisk ledende wire for å bestemme skjøt-mot-skjøt-lengdene og korrelere odometeravlesningene av wiren med foringskrage-loggen. Selv om disse korrelerende skjøtloggings- og wireloggingsteknikker er nøy-aktige, er de kostbare og tidkrevende. I tillegg kreves det ekstra mannskap og overflateutstyr og det påløper også ekstra utgifter for wiren. Because of these inaccuracies in tool deployment, various correlating joint logging and wire logging techniques have been devised. E.g. a technique uses electronic joint sensors and an electrically conductive wire to determine the joint-to-joint lengths and correlate the odometer readings of the wire with the liner collar log. Although accurate, these correlative joint logging and wire logging techniques are expensive and time consuming. In addition, extra crew and surface equipment are required and there are also extra expenses for the wire.

I tillegg til unøyaktighetene ved verktøyets utplassering, innebærer feilberegninger også unøyaktigheter ved dybdeberegningene. F.eks. kan en verktøyoperatør gjøre feilberegninger ved å anta et tall (f.eks. 2 100 m) mens de virkelige tall kan være forskjellige (f.eks. 203 m). Dessuten kan verktøyoperatøren anbringe verktøyet ved å kompensere for en ønsket mengde i retningen oppover i hullet når i virkeligheten en retning nedover i hullet skulle ha blitt brukt. Disse feilberegningene kommer i tillegg til utmatning, vær og kommunikasjonsproblemer ved brønnstedet. In addition to the inaccuracies in the tool's deployment, miscalculations also involve inaccuracies in the depth calculations. E.g. a tool operator may miscalculate by assuming a number (eg 2100 m) when the actual numbers may be different (eg 203 m). Also, the tool operator can position the tool by compensating for a desired amount in the up-hole direction when in reality a down-hole direction should have been used. These miscalculations are in addition to output, weather and communication problems at the well site.

Det er således ønskelig å oppnå nøyaktige dybdeavlesninger for brønnverktøy uten behov for kompliserte og dyre korrelerende skjøtloggings- og wireloggingsteknikker. I tillegg er det ønskelig å styre brønnhulloperasj onene og fremgangsmåtene uten å måtte bruke unøyaktige dybdeavlesninger som er påvirket av feilberegninger. Oppfinnelsen er rettet mot en forbedret fremgangsmåte og et system for å utføre operasjoner og prosesser i brønner, hvor dybden av brønnverktøyene nøyaktig beregnes og brukes for å styre operasjonene og prosessene. It is thus desirable to obtain accurate depth readings for well tools without the need for complicated and expensive correlating joint logging and wire logging techniques. In addition, it is desirable to control the wellbore operations and procedures without having to use inaccurate depth readings that are affected by miscalculations. The invention is directed to an improved method and a system for performing operations and processes in wells, where the depth of the well tools is accurately calculated and used to control the operations and processes.

En annen begrensning med konvensjonelle brønnoperasjoner som er avhengig av dybdemålinger, er at brønnverktøyene først må anbringes i brønnen og deretter aktiveres for overflaten. Dette krever ekstra tid og arbeid fra brannmannskapene. I tillegg innebærer overflateaktivering ekstra utstyr og variabler i operasjonene. Det vil derfor være fordelaktig å kunne styre brønnoperasj onene uten å bruke utstyr på overflaten for å aktivere brønnverktøyene. Med oppfinnelsen kan aktiveringen av brønnverktøyene utføres i brønnen ved ønsket dybde. Another limitation with conventional well operations that rely on depth measurements is that the well tools must first be placed in the well and then activated for the surface. This requires extra time and work from the fire crews. In addition, surface activation involves additional equipment and variables in the operations. It would therefore be advantageous to be able to control the well operations without using equipment on the surface to activate the well tools. With the invention, the activation of the well tools can be carried out in the well at the desired depth.

Ifølge oppfinnelsen har fremgangsmåten og anordningen de karakteristiske trekk som angitt i hhv. krav 1 og 3. Eksempler på operasjoner som kan utføres ved hjelp av fremgangsmåten, omfatter perforeringer, pakker setting, broplugg setting, logging, inspeksjon, kjemisk behandling, foringsrørflikking, strålekutting og rensing. Hver av disse prosessene når de utføres i en brønn ifølge fremgangsmåten, forbedrer brønnen og produksjonen fra denne. According to the invention, the method and the device have the characteristic features as stated in respectively claims 1 and 3. Examples of operations that can be performed using the method include perforations, packer setting, bridge plug setting, logging, inspection, chemical treatment, casing patching, jet cutting and cleaning. Each of these processes when performed in a well according to the method improves the well and the production therefrom.

I en vist utførelse brukes fremgangsmåten for å utføre en perforeringen i en olje-eller gassproduksjonsbrønn. Brønnen omfatter et brønnhull og et brønnforingsrør som strekker seg fra overflaten eller en undersjøisk overflate inn i forskjellige geologiske soner i jorden. Brønnforingsrøret omfatter rørlengder eller rør som er sammenføyd ved hjelp av foringsrørkrager. In one embodiment, the method is used to perform a perforation in an oil or gas production well. The well comprises a wellbore and a well casing that extends from the surface or a subsea surface into various geological zones in the earth. The well casing includes lengths of pipe or pipe that are joined by means of casing collars.

Fremgangsmåten omfatter et innledende trinn med å tilveiebringe identifikasjonsinnretninger med mellomrom langsetter foringsrørets lengde. Identifikasjonsinnretningene kan omfatte aktive eller passive radioidentifikasjonsinnretninger som blir installert i hver foringsrørkrage i brønnforingsrøret. Hver radioidentifikasjonsinnretning er unikt identifisert og dens dybde eller plassering i brønnen blir nøyaktig beregnet ved korrelering mot brønnlogger. Likeledes blir hver foringsrørkrage unikt identifisert av radioidentifikasjonsinnretningen inneholdt deri og en registrering av brønnen med dybden av hver foringsrørkrage og identifiseringsinnretning, kan fastlegges. The method comprises an initial step of providing identification devices at intervals along the length of the casing. The identification devices can include active or passive radio identification devices that are installed in each casing collar in the well casing. Each radio identification device is uniquely identified and its depth or location in the well is accurately calculated by correlation against well logs. Likewise, each casing collar is uniquely identified by the radio identification device contained therein and a record of the well with the depth of each casing collar and identification device can be determined.

Fremgangsmåten omfatter også trinnet med å tilveiebringe en leserinnretning og en transportmekanisme for å bevege lesningsinnretningen gjennom brønnforingsrøret nær identifikasjonsinnretningene. I den viste utførelse omfatter leserinnretningen en radio-frekvenssender og en mottaker konfigurert for å tilveiebringe overføringssignalene for mottakelse av identifikasjonsinnretningene. Identifikasjonsinnretningene blir konfigurert for å kunne motta overføringssignalene og sende signaler tilbake til leserinnretningen. Transportmekanismen for leserinnretningen kan omfatte en wire, rør, spolerør, en robot-mekanisme, en fluidtransportmekanisme, f.eks. en pumpe eller blåser, et fritt fallarrangement eller et styrt fallarrangement, f.eks. en fallskjerm. The method also includes the step of providing a reader device and a transport mechanism for moving the reader device through the well casing near the identification devices. In the embodiment shown, the reading device comprises a radio-frequency transmitter and a receiver configured to provide the transmission signals for receiving the identification devices. The identification devices are configured to be able to receive the transmission signals and send signals back to the reader device. The transport mechanism for the reading device may comprise a wire, tube, coil tube, a robot mechanism, a fluid transport mechanism, e.g. a pump or blower, a free fall arrangement or a controlled fall arrangement, e.g. a parachute.

I tillegg til å sende og motta signaler fra identifikasjonsinnretningene, er leserinnretningen også konfigurert for å sende styresignaler for å styre et prosessverktøy som funksjon av responssignalene fra identifikasjonsinnretningene. F.eks. kan leserinnretningen styre et perforeringsverktøy som er konfigurert for å perforere brønnforingsrøret. Spesifikt kan leserinnretningen og perforeringsverktøyet transporteres sammen gjennom brønnforingsrøret forbi identifikasjonsinnretningene. I tillegg kan leserinnretningen programmeres for å sende styresignalet for å detonere perforeringsv-erktøyet etter å ha mottatt et responssignal fra en identifikasjonsinnretning anbrakt i en bestemt dybde eller sted i brønnen. Med andre ord kan leserinnretningen programmeres for å styre perforeringsverktøyet som svar på lokaliseringen av en spesifikk identifikasjonsinnretning. In addition to sending and receiving signals from the identification devices, the reader device is also configured to send control signals to control a process tool as a function of the response signals from the identification devices. E.g. the reader device may control a perforating tool configured to perforate the well casing. Specifically, the reader device and the perforation tool can be transported together through the well casing past the identification devices. In addition, the reader device can be programmed to send the control signal to detonate the perforating tool after receiving a response signal from an identification device located at a specific depth or location in the well. In other words, the reader device can be programmed to control the perforation tool in response to the location of a specific identification device.

I andre eksempler kan leserinnretningen konfigureres for å styre sett verktøy for pakkere, broplugger eller foringsrørlapper for å kontrollere instrumentavlesningene fra loggeverktøyene og styrestråleskjærere og tilsvarende verktøy. Med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan den virkelige dybden av prosessverktøyet beregnes i sann tid av leserinnretningen ved å bruke responssignaler fra identifikasjonsinnretningene. Følgelig vil det ikke være behov for å finne ut dybden av verktøyet ved hjelp av et odometer og kostbare wireloggeteknikker. I tillegg blir operatørens feilberegninger redusert på grunn av at virkelige dybdeavlesninger kan tilveiebringes uten behov for ekstra beregninger. For enkelte prosesser vil det videre ikke være behov for å sende signaler til overflaten, ettersom leserinnretningen kan programmeres for å styre prosessen på stedet i brønnen. In other examples, the reader device may be configured to control tool sets for packers, bridge plugs, or casing patches to control the instrument readings from the logging tools and guide beam cutters and similar tools. With the method according to the invention, the real depth of the process tool can be calculated in real time by the reader device by using response signals from the identification devices. Consequently, there will be no need to determine the depth of the tool using an odometer and expensive wire logging techniques. In addition, operator miscalculations are reduced because true depth readings can be provided without the need for additional calculations. For certain processes, there will also be no need to send signals to the surface, as the reader device can be programmed to control the process on site in the well.

Imidlertid vil det fremgå at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen også kan praktiseres ved å sende styresignaler fra leserinnretningen til en styreenhet eller en datamaskin på overflaten og styre prosessverktøyet ved hjelp av styreenheten eller datamaskinen. I tillegg kan styringen av prosessorverktøyet utføres dynamisk etter hvert som prosessverktøyet beveger seg gjennom brønnen med leserinnretningen, eller statisk ved å stoppe prosessverktøyet ved ønsket dybde. Videre kan fremgangsmåten brukes for å styre en flertrinnsprosess eller styre et verktøy som har konfigurert for å utføre flere prosesser. F.eks. kan et kombinert pakkerinnstillings og perforeringsverktøy konfigureres for å utføre pakkersetting og perforering som funksjon av de virkelige dybdeavlesningene som oppnås ved hjelp av fremgangsmåten. However, it will be apparent that the method according to the invention can also be practiced by sending control signals from the reader device to a control unit or a computer on the surface and control the process tool with the help of the control unit or computer. In addition, the control of the processor tool can be carried out dynamically as the process tool moves through the well with the reading device, or statically by stopping the process tool at the desired depth. Furthermore, the method can be used to control a multi-step process or to control a tool that has been configured to perform several processes. E.g. a combined packer setting and perforating tool can be configured to perform packer setting and perforating as a function of the actual depth readings obtained by the method.

I den viste utførelse omfatter anordningen identifikasjonsinnretningene installert i foringsrørkragene ved mellomrom langs brønnforingsrøret. Identifikasjonsinnretningene omfatter et programmerbart element, f.eks. en transceiver-brikke for å motta og oppbevare identifikasjonsinformasjonen, f.eks. om foringsrørkragen og dybdebenevn-elser. Hver identifikasjonsinnretning kan konfigureres som en passiv innretning, en aktiv innretning med en antenne eller en passiv innretning som kan plasseres i en aktiv tilstand ved å overføre signaler gjennom brønnfluider. In the embodiment shown, the device comprises the identification devices installed in the casing collars at spaces along the well casing. The identification devices comprise a programmable element, e.g. a transceiver chip to receive and store the identification information, e.g. about the casing collar and depth designations. Each identification device can be configured as a passive device, an active device with an antenna, or a passive device that can be placed in an active state by transmitting signals through well fluids.

Anordningen omfatter også leserinnretningen og prosessverktøyet som er konfigurert for transport gjennom brønnforingsrøret. I tillegg til sender og mottaker kan leserinnretningen omfatte en eller flere programmerbare minneinnretninger, f.eks. halvlederbrikker som er konfigurert for å motta og lagre informasjon. Leserinnretningen omfatter også en kraftkilde, f.eks. en kraftledning til overflaten, eller et batteri. I tillegg omfatter leserinnretningen en telemetrikrets for å sende styresignalene og som kan brukes for å styre prosessverktøyet og tilveiebringe dybde- og annen informasjon til operatør og utstyr på overflaten. Anordningen kan også omfatte en datamaskin som er konfigurert for å motta og bearbeide styresignaler og tilveiebringe og lagre informasjon i visuell eller annen form for brønnoperatører og utstyr. Videre kan anordningen omfatte en styreenhet som er konfigurert for å bearbeide styresignalene for å styre prosessverktøyet og forskjellig prosessutstyr. Styreenheten kan være anbrakt på overflaten eller på prosessverktøyet for å utgjøre et selvstendig system. Videre kan anordningen transporteres til et brønnsted i form av et sett og så settes sammen ved brønnen. The device also includes the reader device and the process tool configured for transport through the well casing. In addition to the transmitter and receiver, the reader device can include one or more programmable memory devices, e.g. semiconductor chips that are configured to receive and store information. The reading device also includes a power source, e.g. a power line to the surface, or a battery. In addition, the reading device includes a telemetry circuit to send the control signals and which can be used to control the process tool and provide depth and other information to the operator and equipment on the surface. The device may also include a computer configured to receive and process control signals and provide and store information in visual or other form for well operators and equipment. Furthermore, the device may comprise a control unit which is configured to process the control signals to control the process tool and various process equipment. The control unit can be placed on the surface or on the process tool to form an independent system. Furthermore, the device can be transported to a well site in the form of a kit and then assembled at the well.

Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet i detalj under henvisning til eksempler på utførelser og vedføyde tegninger, hvor: Fig. 1 er et skjematisk riss av en brønnoperasjon av tidligere teknikk som utføres ved hjelp av en brønnlogger og odometeravlesninger fra en verktøyposisjoneringsmekan-isme, The invention will now be described in detail with reference to examples of embodiments and attached drawings, where: Fig. 1 is a schematic diagram of a prior art well operation which is carried out using a well logger and odometer readings from a tool positioning mechanism,

fig. 2 er et flytskjema som viser trinnene i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for å styre en perforeringsprosess i en brønn, fig. 2 is a flowchart showing the steps in the method according to the invention for controlling a perforation process in a well,

fig. 3A og 3B er skjematiske snitt som viser en anordning konstruert ifølge oppfinnelsen for utføring av perforering, fig. 3A and 3B are schematic sections showing a device constructed according to the invention for performing perforation,

fig. 3C er en forstørret del av fig. 3B langs linjen 3C, og viser et perforerings-verktøy for anordningen, fig. 3C is an enlarged portion of FIG. 3B along line 3C, showing a perforating tool for the device,

fig. 3D er en forstørret del av fig. 3A langs linjen 3D, og viser en leserinnretning og en identifikasjonsinnretning i anordningen, fig. 3D is an enlarged portion of FIG. 3A along the line 3D, showing a reader device and an identification device in the device,

fig. 3E er et forstørret snitt langs linjen 3E på fig. 3D og viser en del av leserinnretningen, fig. 3E is an enlarged section along line 3E of FIG. 3D and shows part of the reading device,

fig. 3F er et riss fra siden av en alternativ utførelse av en aktiv leserinnretning og en gjenget monteringsinnretning, fig. 3F is a side view of an alternative embodiment of an active reader device and a threaded mounting device,

fig. 4A er et elektrisk skjema for anordningen, fig. 4A is an electrical diagram of the device,

fig. 4B er et riss av en dataskjerm for en datamaskin for anordningen, fig. 4B is a diagram of a computer screen for a computer of the device;

fig. 5A og 5B er skjematiske riss som viser eksempler på avstandselementer for å anbringe leserinnretningen med mellomrom i anordningen fra perforeringsverktøyet i anordningen, fig. 5A and 5B are schematic views showing examples of spacers for positioning the reader device with spaces in the device from the perforating tool in the device,

fig. 6A-6B er skjematiske snitt som viser forskjellige alternative utførelser av transportmekanismer for anordningen, fig. 6A-6B are schematic cross-sections showing various alternative embodiments of transport mechanisms for the device,

fig. 7A og 7B er skjematisk snitt som viser en alternativ utførelse av anordningen, konstruert ifølge oppfinnelsen for å utføre en pakkersetting i en brønn, fig. 7A and 7B are schematic sections showing an alternative embodiment of the device, constructed according to the invention to carry out a packer placement in a well,

fig. 7C er en forstørret del av fig. 7A langs linjen 7C, og viser en gjenget for-bindelse for en rørstreng i den alternative utførelse av anordningen, og fig. 7C is an enlarged portion of FIG. 7A along line 7C, showing a threaded connection for a pipe string in the alternative embodiment of the device, and

fig. 8A-8C er skjematiske snitt som viser en alternativ utførelse av fremgangsmåten i flere trinn og anordningen ifølge oppfinnelsen for å utføre en pakkersetting og en perforeringsprosess i kombinasjon. fig. 8A-8C are schematic sections showing an alternative embodiment of the method in several steps and the device according to the invention for carrying out a package setting and a perforation process in combination.

På fig. 2 er det vist i brede trinn en fremgangsmåte for å styre en operasjon eller prosess i en undergrunnsbrønn ifølge oppfinnelsen. Fremgangsmåten omfatter bredt trinnene med: In fig. 2 shows in broad steps a method for controlling an operation or process in an underground well according to the invention. The procedure broadly includes the steps of:

A. Tilveiebringe et prosessverktøy. A. Provide a process tool.

B. Tilveiebringe en leserinnretning i signalkommunikasjon med prosess-verktøyet. C. Tilveiebringe en transportmekanisme for prosessverktøyet og leserinnretningen. D. Tilveiebringe identifikasjonsinnretninger anbrakt med mellomrom i et brønnforingsrør som kan avleses av leserinnretningen. B. Providing a reader device in signal communication with the process tool. C. Providing a transport mechanism for the process tool and reader device. D. Providing identification devices placed at intervals in a well casing that can be read by the reader device.

E. På en unik måte identifisere hver identifikasjonsinnretning og bestemme dens dybde eller plassering i brønnen ved hjelp av brønnlogger. E. Uniquely identify each identification device and determine its depth or location in the well using well logs.

F. Programmere leserinnretningen for å sende et styresignal til prosessverktøyet etter å ha mottatt et responssignal fra en valgt identifikasjonsinnretning. F. Programming the reader device to send a control signal to the process tool after receiving a response signal from a selected identification device.

G. Transportere prosessverktøyet og leserinnretningen gjennom brønnforings-røret. G. Transport the process tool and reader device through the well casing.

H. Avlese identifikasjonsinnretningene ved hjelp av leserinnretningen. H. Read the identification devices using the reader device.

I. Sende styresignalet til prosessverktøyet når signalet fra den valgte identifikasjonsinnretning mottas, for å aktivere prosessverktøyet ved en valgt dybde. I. Sending the control signal to the process tool when the signal from the selected identification device is received, to activate the process tool at a selected depth.

På fig. 3A-3D, er det vist en anordning 50 ifølge oppfinnelsen. Anordningen 50 er installert i en undergrunnsbrønn 52, f.eks. en olje- og gassproduksjonsbrønn. I denne utførelse er anordningen 50 konfigurert for å utføre en perforeringsprosess i brønnen 52. Perforeringen ifølge oppfinnelsen tilveiebringer en forbedret brønn 52 og forbedrer produksjonen fra brønnen 52. In fig. 3A-3D, a device 50 according to the invention is shown. The device 50 is installed in an underground well 52, e.g. an oil and gas production well. In this embodiment, the device 50 is configured to perform a perforation process in the well 52. The perforation according to the invention provides an improved well 52 and improves production from the well 52.

Brønnen 52 omfatter et brønnhull 54 og et brønnforingsrør 56 i brønnhullet 54 omgitt av betong 56. Brønnen 52 strekker seg fra jordoverflaten 60 gjennom geologiske formasjoner i jorden som er vist som soner E, F og G. Jordoverflaten 60 kan være marken eller alternativt en konstruksjon, f.eks. en oljeplattform anbrakt over vannet. I den viste utførelse strekker brønnen 52 seg generelt vertikalt fra overflaten 60 gjennom sonene E, F og G. Imidlertid vil det fremgå at fremgangsmåten også kan praktiseres i skrå brønner og i horisontale brønner. The well 52 comprises a wellbore 54 and a well casing 56 in the wellbore 54 surrounded by concrete 56. The well 52 extends from the soil surface 60 through geological formations in the soil which are shown as zones E, F and G. The soil surface 60 can be the ground or alternatively a structure , e.g. an oil platform placed above the water. In the embodiment shown, the well 52 generally extends vertically from the surface 60 through the zones E, F and G. However, it will be apparent that the method can also be practiced in inclined wells and in horizontal wells.

Brønnforingsrøret 56 omfatter flere rørelementer 62, f.eks. lengder av metallrør koplet til hverandre ved hjelp av krager 64. Foringsrøret 56 omfatter en innvendig diameter som er tilpasset for å kunne sende fluid inn eller ut av brønnen 52, og en utvendig diameter som er omsluttet av betong 58. Kragene 64 kan omfatte koplinger med hunngjenger som passer inn i hanngjenger i rørelementene 62. Alternativt kan kragene 64 omfatte sveisede koplinger som er sveiset til rørelementene 62. The well casing pipe 56 comprises several pipe elements 62, e.g. lengths of metal pipe connected to each other by means of collars 64. The casing 56 comprises an internal diameter which is adapted to be able to send fluid into or out of the well 52, and an external diameter which is enclosed by concrete 58. The collars 64 can comprise connections with female threads that fit into male threads in the pipe elements 62. Alternatively, the collars 64 may comprise welded connections that are welded to the pipe elements 62.

Også i den viste utførelse er foringsrøret 56 vist med samme utvendig diameter og innvendige diameter gjennom hele lengden. Imidlertid vil det fremgå at foringsrøret 56 kan ha varierende størrelse ved forskjellige dybder i brønnen 52, noe som skjer hvis rør av forskjellig diameter settes sammen. F.eks. kan foringsrøret 56 omfatte en teleskopkonstruksjon hvor størrelsen derfor avtar med øket dybde. Also in the embodiment shown, the casing 56 is shown with the same external diameter and internal diameter throughout its entire length. However, it will appear that the casing 56 can have varying sizes at different depths in the well 52, which happens if pipes of different diameters are put together. E.g. the casing 56 can comprise a telescopic structure, the size of which therefore decreases with increased depth.

Basert på en åpen hull brønnlogg (36-fig. 1) eller annen informasjon, blir det avgjort at sonen F i brønnen 52 kan inneholde olje og gass. Det er således ønskelig å perforere foringsrøret 56 nær sone F for å etablere fluidkommunikasjon mellom sonen F og den innvendige diameter av brønnforingsrøret 56. Based on an open hole well log (36-fig. 1) or other information, it is determined that zone F in well 52 may contain oil and gas. It is thus desirable to perforate the casing 56 near zone F to establish fluid communication between zone F and the inside diameter of the well casing 56.

For å utføre perforeringen omfatter anordningen 50 et perforeringsverktøy 68 og en leserinnretning 70 i signalkommunikasjon med perforeringsverktøyet 68. Anordningen 50 omfatter også flere identifikasjonsinnretninger 72 (fig. 3D) festet til kragene 64 på foringsrøret 56, og som kan leses av leserinnretningen 70.1 tillegg omfatter anordningen 50 en transportmekanisme 66W for å transportere perforeringsverktøyet 68 og leserinnretningen 70 gjennom brønnforingsrøret 56 til sone F. Om ønskelig kan systemet 50 bli transportert til brønnen 52 som et sett og deretter settes sammen ved brønnen 52. To perform the perforation, the device 50 comprises a perforation tool 68 and a reader device 70 in signal communication with the perforation tool 68. The device 50 also comprises several identification devices 72 (Fig. 3D) attached to the collars 64 on the casing 56, and which can be read by the reader device 70.1 additionally the device comprises 50 a transport mechanism 66W for transporting the perforating tool 68 and the reader device 70 through the well casing 56 to zone F. If desired, the system 50 can be transported to the well 52 as a set and then assembled at the well 52.

Som vist på fig. 3C omfatter perforeringsverktøyet 68 en detonator 74 (vist skjematisk) og en detonatorledning 76 som står i signalforbindelse med detonatoren 74. Detonatoren 74 kan omfatte en kommersielt tilgjengelige støt- eller elektrisk detonator konfigurert for aktivering ved hjelp av et signal fra leserinnretningen 70. Likeledes kan detonatorledningen 76 omfatte en kommersielt tilgjengelig komponent. Detonatoren 74 og detonatorledningen 76 er konfigurert for å generere og tilføre en terskeldeton-eringsenergi for å igangsette en detoneringssekvens i perforeringsverktøyet 68.1 den viste utførelse er detonatoren 74 anbrakt på eller inne i perforeringsverktøyet 68. As shown in fig. 3C, the perforating tool 68 comprises a detonator 74 (shown schematically) and a detonator lead 76 which is in signal communication with the detonator 74. The detonator 74 may comprise a commercially available shock or electric detonator configured for activation by a signal from the reader device 70. Likewise, the detonator lead may 76 include a commercially available component. The detonator 74 and the detonator lead 76 are configured to generate and supply a threshold detonation energy to initiate a detonation sequence in the perforating tool 68. In the illustrated embodiment, the detonator 74 is located on or inside the perforating tool 68.

Som vist på fig. 3C omfatter også perforeringsverktøyet 68 en eller flere ladningsbærere 78 som hver omfatter flere ladningssammenstillinger 80. Ladnings-bærerne 78 og ladningssammenstillingene 80 kan være lik, eller være fremstilt fra kommersielt tilgjengelige perforeringspistoler. Ved detonering er ladningssammen-stillingen 80 tilpasset for å sprenge en åpning 82 gjennom foringsrøret 56 og betongen 58 og inn i fjellet eller et annet materiale som utgjøre sone F. As shown in fig. 3C also includes the perforating tool 68 one or more charge carriers 78, each of which includes several charge assemblies 80. The charge carriers 78 and the charge assemblies 80 may be the same, or be made from commercially available perforating guns. Upon detonation, the charge assembly 80 is adapted to blast an opening 82 through the casing 56 and the concrete 58 and into the rock or other material constituting zone F.

Som vist på fig. 3D, omfatter hver krage 64 en identifikasjonsinnretning 72. Hver identifikasjonsinnretning 72 kan være festet til en elastisk o-ring 86 plassert i et spor 84 i hver krage 64. As shown in fig. 3D, each collar 64 comprises an identification device 72. Each identification device 72 may be attached to an elastic o-ring 86 placed in a groove 84 in each collar 64.

I den viste utførelse omfatter identifikasjonsinnretningene 72 passive radioidentifikasjonsinnretninger (PRID). PPJD-innretningene er kommersielt tilgjengelige og brukes i stor utstrekning i anvendelser for å identifisere varer i butikker og bøker i bibliotek. PRID omfatter en krets som er konfigurert for å gi resonans når en radiofrekvensenergi mottas fra en radiosending med egnet frekvens og styrke. Passive PRID krever ikke noen krafttilførsel, ettersom energien mottas fra sendesignalet som gir kraft til PRID for å sende et svarsignal ved mottagelsen av sendesignalet. In the embodiment shown, the identification devices comprise 72 passive radio identification devices (PRID). The PPJD devices are commercially available and are widely used in applications for identifying items in stores and books in libraries. The PRID comprises a circuit which is configured to resonate when a radio frequency energy is received from a radio transmission of a suitable frequency and strength. Passive PRIDs do not require any power input, as the energy is received from the transmit signal that powers the PRID to send a response signal upon receipt of the transmit signal.

Identifikasjonsinnretningen 72 omfatter en integrert kretsbrikke f.eks. en transceiverbrikke med minne. Den integrerte kretsbrikken kan konfigureres for å motta RF-signaler og kode og lagre data basert på signalene. Under en datakoding kan hver identifikasjonsinnretning 72 bli unikt identifisert, slik at hver krage 64 også blir identifisert på en unik måte. Denne identifiseringsinformasjon blir indikert av C1-C8-benevnelsene på fig. 3A og 3B. I tillegg kan dybden av hver krage 64 beregnes ved å bruke brønnlogger som tidligere forklart og vist på fig. 1. Dybdeinformasjonen kan så korreleres mot identifikasjonsinformasjonen kodet i identifikasjonsinnretningen 72. En registrering kan således fastlegges som identifiser hver krage 64 og dens virkelige dybde i brønnen 52. The identification device 72 comprises an integrated circuit chip, e.g. a transceiver chip with memory. The integrated circuit chip can be configured to receive RF signals and encode and store data based on the signals. During a data encoding, each identification device 72 can be uniquely identified, so that each collar 64 is also uniquely identified. This identification information is indicated by the C1-C8 designations in FIG. 3A and 3B. In addition, the depth of each collar 64 can be calculated using well logs as previously explained and shown in fig. 1. The depth information can then be correlated against the identification information coded in the identification device 72. A record can thus be established which identifies each collar 64 and its real depth in the well 52.

Alternativt, og som vist på fig. 3F, kan identifikasjonsinnretningen 72A være i form av en aktiv innretning med en egen kraftkilde, f.eks. et batteri. I tillegg kan identifikasjonsinnretningen 72A omfatte en antenne 89 for å sende signaler. Alternativt kan en identifikasjonsinnretning (ikke vist) konfigureres for å sende signaler gjennom et borefluid eller annet transmisjonsmedium i brønnen 52. slik identifikasjonsinnretning er videre beskrevet i den tidligere nevnte patentsøknad 09/286 650 og som det henvises til her. Alternatively, and as shown in fig. 3F, the identification device 72A can be in the form of an active device with a separate power source, e.g. a battery. In addition, the identification device 72A may comprise an antenna 89 for transmitting signals. Alternatively, an identification device (not shown) can be configured to send signals through a drilling fluid or other transmission medium in the well 52. such identification device is further described in the previously mentioned patent application 09/286 650 and to which reference is made here.

Også som vist på fig. 3F, kan identifikasjonsinnretningen 72A rommes i en gjenget monteringsinnretning 87. Den gjengede monteringsinnretning 87 kan omfatte et fast, ikke-ledende materiale, f.eks. plast. Den gjengede monteringsinnretning 87 er konfigurert for å skrues inn i de midtre deler av foringsrørkragen 64 (fig. 3D) og holdes mellom nærliggende rørelementer i foringsrøret 56. Den gjengede monteringsinnretning 87 omfatter et perifert spor 91 for antennen 89 og en fordypning 93 for identifikasjonsinnretningen 72A. Om ønskelig kan antennen 89 og identifikasjonsinnretningen 72A holdes i sporet 91 og fordypningen 93 ved hjelp av et limstoff eller annen egnet feste-anordning. Also as shown in fig. 3F, the identification device 72A may be accommodated in a threaded mounting device 87. The threaded mounting device 87 may comprise a solid, non-conductive material, e.g. plastic. The threaded mounting device 87 is configured to be screwed into the central portions of the casing collar 64 (Fig. 3D) and held between adjacent tubular members of the casing 56. The threaded mounting device 87 includes a peripheral groove 91 for the antenna 89 and a recess 93 for the identification device 72A . If desired, the antenna 89 and the identification device 72A can be held in the groove 91 and the recess 93 by means of an adhesive or other suitable fastening device.

På fig. 3E er leserinnretningen 70 vist i detalj. Leserinnretningen 70 er konfigurert for å sende RF-transmisjonssignaler ved en valgt frekvens til identifikasjonsinnretningene 72 og motta RF-responssignaler fra identifikasjonsinnretningene 72. Som sådan omfatter leserinnretningen 70 et bunnelement 77 med en sender 73 konfigurert for å sende transmisjonssignaler med en første frekvens til identifikasjonsinnretningene 72. Leserinnretningen 70 omfatter en mottaker 71 på bunnelementet 77 konfigurert for å motta signaler med en andre frekvens fra identifikasjonsinnretningene 72. In fig. 3E, the reader device 70 is shown in detail. The reader device 70 is configured to send RF transmission signals at a selected frequency to the identification devices 72 and to receive RF response signals from the identification devices 72. As such, the reader device 70 comprises a bottom element 77 with a transmitter 73 configured to send transmission signals at a first frequency to the identification devices 72 The reader device 70 comprises a receiver 71 on the bottom element 77 configured to receive signals with a second frequency from the identification devices 72.

Fortrinnsvis er senderen 73 konfigurert for å gi svake transmisjonssignaler, slik at bare en identifikasjonsinnretning 72 i nærheten (f.eks. 0,3 m) av leserinnretningen 70 kan motta transmisjonssignalene. Alternativt kan antennen på leserinnretningen 70 konfigureres for å avgi svært retningsbestemte transmisjonssignaler, slik at transmisjonssignalene stråler vesentlig horisontalt fra leserinnretningen 70. Følgelig blir transmisjonssignalene fra leserinnretningen 70 bare mottatt av den enkelte identifikasjonsinnretning 72 etter hvert som leserinnretningen passerer nær den enkelte identifikasjonsinnretning Preferably, the transmitter 73 is configured to provide weak transmission signals, so that only an identification device 72 in the vicinity (e.g. 0.3 m) of the reader device 70 can receive the transmission signals. Alternatively, the antenna on the reader device 70 can be configured to emit highly directional transmission signals, so that the transmission signals radiate substantially horizontally from the reader device 70. Accordingly, the transmission signals from the reader device 70 are only received by the individual identification device 72 as the reader device passes close to the individual identification device

72. I tillegg til senderen 73 og mottakeren 71, omfatter leserinnretningen 70 et deksel 79 laget av et elektrisk ikke-ledende materiale, f.eks. plast eller glassfiber. Leserinnretningen 70 omfatter også o-ringer 75 på bunnelementet 77 for å tette dekselet 79, og en hette 81 festet til bunnelementet 77 som fester dekselet 79 til bunnelementet 77.1 tillegg omfatter leserinnretningen 70 mellomstykker 83 fremstilt av et elektrisk ikke-ledende materiale, f.eks. ferritt, keramikk eller plast som skiller fra hverandre senderen 73 og mottakeren 71 fra bunnelementet 77. I den viste utførelse er bunnelementet 77 generelt sylindrisk og mellomstykkene 83 omfatter "smultringer" med et halvmåne- eller profilert tverrsnitt. 72. In addition to the transmitter 73 and the receiver 71, the reader device 70 comprises a cover 79 made of an electrically non-conductive material, e.g. plastic or fiberglass. The reader device 70 also comprises o-rings 75 on the bottom element 77 to seal the cover 79, and a cap 81 attached to the bottom element 77 which secures the cover 79 to the bottom element 77. In addition, the reader device 70 comprises spacers 83 made of an electrically non-conductive material, e.g. . ferrite, ceramic or plastic that separates the transmitter 73 and the receiver 71 from the bottom element 77. In the embodiment shown, the bottom element 77 is generally cylindrical and the spacers 83 comprise "doughnuts" with a crescent or profiled cross-section.

På fig. 4A er det vist et elektrisk skjema for anordningen 50. Som vist skjematisk, omfatter hver identifikasjonsinnretning 72 et minne 110 i form av en programmerbar integrert kretsbrikke, f.eks. en transceiver-brikke konfigurert for å motta og lagre identifikasjonsinformasjon. Som tidligere forklart kan identifikasjonsinformasjonen identifisere på en unik måte hver foringsrørkrage 64 med en alfanumerisk, numerisk eller annen designator. I tillegg, og ved å bruke tidligere utarbeidede brønnlogger, kan dybden av hver unikt identifiserte foringsrørkrage 64, bestemmes. In fig. 4A shows an electrical diagram of the device 50. As shown schematically, each identification device 72 comprises a memory 110 in the form of a programmable integrated circuit chip, e.g. a transceiver chip configured to receive and store identification information. As previously explained, the identification information may uniquely identify each casing collar 64 with an alphanumeric, numeric, or other designator. In addition, and using previously prepared well logs, the depth of each uniquely identified casing collar 64 can be determined.

Som også vist på fig. 4A, omfatter leserinnretningen 70 senderen 73 for å sende transmisjonssignaler til identifikasjonsinnretningene 72 og mottakere 71 for å motta responssignaler fra identifikasjonsinnretningene 72. Leserinnretningen 70 kan være drevet av en egnet kraftkilde, f.eks. et batteri eller en kraftforsyning på overflaten. I tillegg omfatter leserinnretningen 70 en minneinnretning 112, f.eks. en eller flere integrerte brikker som er konfigurert for å motta og lagre programmeringsinformasjon. Leserinnretningen 70 omfatter også en telemetrikrets 114 konfigurert for å sende styresignaler i digital eller annen form gjennom programvaren 116 til en styreenhet 118, eller alternativt til en datamaskin 122. As also shown in fig. 4A, the reader device 70 comprises the transmitter 73 for sending transmission signals to the identification devices 72 and receivers 71 for receiving response signals from the identification devices 72. The reader device 70 can be powered by a suitable power source, e.g. a battery or power supply on the surface. In addition, the reader device 70 comprises a memory device 112, e.g. one or more integrated chips configured to receive and store programming information. The reader device 70 also comprises a telemetry circuit 114 configured to send control signals in digital or other form through the software 116 to a control unit 118, or alternatively to a computer 122.

Som det fremgår kan programvaren 116 være omfattet i styreenheten 118 eller i datamaskinen 122.1 tillegg kan datamaskinen 122 omfatte en bærbar innretning, f.eks. en bærbar datamaskin som kan forhåndsprogrammeres og bæres til brønnstedet. Som det også vil bli forklart, kan datamaskinen 122 omfatte et visuelt display for å vise informasjon som mottas fra leserinnretningen 70. Styreenheten 118 eller datamaskinen 122, grenser mot verktøy styrekretsen 120 som er konfigurert for å styre perforeringsverktøyet 68 etter behov. As can be seen, the software 116 can be included in the control unit 118 or in the computer 122. In addition, the computer 122 can include a portable device, e.g. a portable computer that can be pre-programmed and carried to the well site. As will also be explained, the computer 122 may include a visual display to display information received from the reading device 70. The control unit 118 or the computer 122 is adjacent to the tool control circuit 120 which is configured to control the perforating tool 68 as needed.

I den viste utførelse står verktøy styrekretsen 120 i signalkommunikasjon med detonatoren 74 (fig. 3C) i perforeringsverktøyet 68. Verktøystyrekretsen 120 kan være anbrakt på perforeringsverktøyet 68, på leserinnretningen 70, eller på overflaten. Leserinnretningen 70 er programmert for å sende styresignaler til verktøystyrekretsen 120, som funksjon av responssignalene som mottas fra identifikasjonsinnretningene 72.1 perforeringsprosessen vist på fig. 3A og 3B, kan f.eks. koplingen C4 være anbrakt nær det øvre nivå, eller inngangspunktet til sone F. Siden det er ønskelig å aktivere perforeringsverktøyet 68 mens det er i sone F, kan leserinnretningen 70 programmeres for å sende aktiveringsstyresignaler gjennom verktøystyrekretsen 120 til detonatoren 74 (fig. 3C) når den passerer koplingen C4 og mottar responssignaler fra identifikasjonsinnretningen 72 i koplingen C4. Siden koplingen C4 er unikt identifisert av identifikasjonsinnretningen 72 inneholdt deri og dybden av koplingen C4 har blitt tidligere identifisert ved hjelp av brønnlogger, kan perforeringsprosessen settes i gang i sann tid, etter hvert som perforeringsverktøyet 68 passerer koplingen C4 og trenger inn i seksjonen i brønnforingsrøret 56 nær sone F. In the embodiment shown, the tool control circuit 120 is in signal communication with the detonator 74 (Fig. 3C) in the perforating tool 68. The tool control circuit 120 can be placed on the perforating tool 68, on the reading device 70, or on the surface. The reader device 70 is programmed to send control signals to the tool control circuit 120, as a function of the response signals received from the identification devices 72.1 the perforation process shown in fig. 3A and 3B, can e.g. the connector C4 be located near the upper level, or entry point to zone F. Since it is desired to activate the perforating tool 68 while in zone F, the reader device 70 can be programmed to send activation control signals through the tool control circuit 120 to the detonator 74 (Fig. 3C) when it passes the connector C4 and receives response signals from the identification device 72 in the connector C4. Since the connector C4 is uniquely identified by the identification device 72 contained therein and the depth of the connector C4 has been previously identified using well logs, the perforating process can be initiated in real time as the perforating tool 68 passes the connector C4 and penetrates the section of the well casing 56 near zone F.

For å sikre at detoneringssekvensen settes i gang i riktig tid, må imidlertid andre faktorer også tas i betraktning. F.eks. kan perforeringsverktøyet 68 og leserinnretningen 70 transporteres gjennom brønnforingsrøret 56 med en bestemt hastighet (V). I tillegg krever leserinnretningen 70 en viss tidsperiode (Tl) for å sende transmisjonssignaler til identifikasjonsinnretningen 72 i koplingen C4 og motta responssignaler fra identifikasjonsinnretningen 72 i koplingen C4.1 tillegg kreves en viss tidsperiode (T2) for å sende signaler til verktøystyrekretsen 120 og til detonatoren 74 (fig. 3C). Videre krever lade-sammenstillingene 80 en viss tidsperiode (T3) før detonering, eksplosjon og perforering av foringsrøret 56. Alle disse faktorer kan vurderes ved bestemmelse av hvilken identifikasjonsinnretning 72 som foringsrøret 64 vil bli brukt i for å få leserinnretningen 70 til å sende aktiveringsstyringssignaler gjennom verktøystyrekretsen 120 til detonatoren 74 (fig. 3C). However, to ensure that the detonation sequence is initiated at the correct time, other factors must also be taken into account. E.g. the perforating tool 68 and the reading device 70 can be transported through the well casing 56 at a certain speed (V). In addition, the reader device 70 requires a certain time period (T1) to send transmission signals to the identification device 72 in the connection C4 and to receive response signals from the identification device 72 in the connection C4.1 in addition, a certain time period (T2) is required to send signals to the tool control circuit 120 and to the detonator 74 (Fig. 3C). Furthermore, the charge assemblies 80 require a certain period of time (T3) before detonation, explosion, and perforation of the casing 56. All of these factors can be considered in determining which identification device 72 that the casing 64 will be used in to cause the reader device 70 to send activation control signals through the tool control circuit 120 to the detonator 74 (Fig. 3C).

For å avgi en riktig tid for detoneringssekvensen, kan hastigheten (V) av perforeringsverktøyet 68 og leserinnretningen 70 velges etter behov. Som vist på fig. 5A og 5B, kan i tillegg et mellomstykke 88 brukes for å holde perforeringsverktøyet 68 fra leserinnretningen 70 i en bestemt avstand (V). Som vist på fig. 5A kan perfor-eringsverktøyet 68 være over leserinnretningen 70 (dvs. nærmere overflaten 60), eller alternativt som vist på fig. 5B, være nedenfor leserinnretningen 70 (dvs. lenger bort fra overflaten 60). To properly time the detonation sequence, the speed (V) of the perforating tool 68 and the reading device 70 can be selected as needed. As shown in fig. 5A and 5B, in addition, an intermediate piece 88 can be used to hold the perforation tool 68 from the reader device 70 at a certain distance (V). As shown in fig. 5A, the perforation tool 68 may be above the reading device 70 (ie closer to the surface 60), or alternatively as shown in fig. 5B, be below the reader device 70 (ie, further away from the surface 60).

Som et alternativ til en dynamisk detoneringssekvens, kan perforeringsverktøyet 68 stoppes når ønsket dybde er nådd og en statisk detoneringssekvens utføres. F.eks. kan leserinnretningen 70 programmeres for å sende et signal for å stoppe perforer-ingsverktøyet 68 når det når koplingen C6. I dette tilfellet kan signalet fra leserinnretningen 70 brukes for å styre wireenheten 92 og stoppe wiren 90. Detonerings-og eksplosjonssekvensen kan så settes i gang ved hjelp av signaler fra verktøy-styrekretsen 120, med perforeringsverktøyet 68 i en statisk stilling ved ønsket dybde. As an alternative to a dynamic detonation sequence, the perforating tool 68 may be stopped when the desired depth is reached and a static detonation sequence performed. E.g. the reader device 70 can be programmed to send a signal to stop the perforating tool 68 when it reaches the connector C6. In this case, the signal from the reader device 70 can be used to control the wire assembly 92 and stop the wire 90. The detonation and explosion sequence can then be initiated by means of signals from the tool control circuit 120, with the perforating tool 68 in a static position at the desired depth.

Som vist på fig. 4B, kan signaler fra leserinnretningen 70 brukes for å generere et visuelt display 124, f.eks. en dataskjerm på datamaskinen 122, som kan ses av en operatør på overflaten. Det visuelle display 124 er benevnt "virkelige dybdesystemer" og omfatter en bryter for å tilføre kraft til leserinnretningen 70 og andre systemkomponenter. Det visuelle display 124 omfatter også et "dybdemeter" som indikerer dybden av leserinnretningen 70 (eller perforeringsverktøyet 68) i brønnen 52. Det visuelle display 124 omfatter også "alarmindikatorer" med en "brønnalarmtopp"-indikator, en "brønn-alarmbunn"-indikator og en "eksplosiv innretning"-indikator. "Alarmindikatorene" har like stopplamper med grønt, gult og rødt lys for å indikerende varierende tilstander. As shown in fig. 4B, signals from the reader device 70 can be used to generate a visual display 124, e.g. a computer screen on the computer 122, which can be viewed by an operator on the surface. The visual display 124 is referred to as "real depth systems" and includes a switch to provide power to the reader device 70 and other system components. The visual display 124 also includes a "depth gauge" indicating the depth of the reader device 70 (or perforating tool 68) in the well 52. The visual display 124 also includes "alarm indicators" with a "well alarm top" indicator, a "well alarm bottom" indicator and an "explosive device" indicator. The "alarm indicators" have similar stop lights with green, yellow and red lights to indicate varying conditions.

Det visuelle display 124 omfatter også "spenningsindikatorer" med en "virkelig dybdeleser"- spenningsindikator, en "virkelig dybdekoder"-spenningsindikator og en "systemmonitor"-spenningsindikator. I tillegg omfatter det visuelle display 124 forskjellige "digitale indikatorer". F.eks. indikerer en "ledningshastighef-digital indikator hastigheten som leserinnretningen 70 og perforeringsverktøyet 68 blir transportert gjennom brønnforingsrøret 56 med: en "koderdybde"-digital indikator indikerer dybden av hver identifikasjonsinnretning 72 etter hvert som leserinnretningen 70 passerer forbi identifikasjonsinnretningene 72. En "virkelig dybde"-indikator indikerer den faktiske dybde av leserinnretningen 70 i sann tid når den transporteres gjennom brønnforingsrøret 56. The visual display 124 also includes "voltage indicators" with a "real depth reader" voltage indicator, a "real depth encoder" voltage indicator, and a "system monitor" voltage indicator. In addition, the visual display includes 124 different "digital indicators". E.g. a "conduction rate" digital indicator indicates the rate at which the reader device 70 and perforating tool 68 are transported through the well casing 56; a "coder depth" digital indicator indicates the depth of each identification device 72 as the reader device 70 passes the identification devices 72. A "true depth"- indicator indicates the actual depth of the reader device 70 in real time as it is transported through the well casing 56.

Det visuelle display 124 omfatter også en "TDS ID"-indikator som indikerer et ID-nummer for hver identifikasjonsinnretning 72. I tillegg omfatter det visuelle display 124 en "TDS-beskrivelse"-indikator som ytterligere beskriver hver identifikasjonsinnretning 72 (f.eks. plassering i en spesiell komponent eller sone). Det visuelle display 124 omfatter også en "tid"-indikator som kan brukes som et tidsdrev (forover eller bakover) for demonstrasjon eller undersøkelsesformål. Endelig omfatter det visuelle display 124 en "API-logg" som indikerer logginformasjon, f.eks. gammastråle eller SPE-avlesninger fra de tidligere beskrevne brønnlogger, korrelert med "digitale indikatorer" for dybde. The visual display 124 also includes a "TDS ID" indicator that indicates an ID number for each identification device 72. In addition, the visual display 124 includes a "TDS description" indicator that further describes each identification device 72 (e.g. location in a particular component or zone). The visual display 124 also includes a "time" indicator that can be used as a time drive (forward or backward) for demonstration or survey purposes. Finally, the visual display 124 includes an "API log" indicating log information, e.g. gamma ray or SPE readings from the previously described well logs, correlated with "digital indicators" of depth.

På fig. 3A og 3B, i den viste utførelse, omfatter transportmekanismen 66W en wire 90 som betjenes av en wireenhet 92, vesentlig som tidligere forklart og vist på fig. 1. Wiren 90 kan omfatte en oljelenseline, en elektrisk ledning, en flettet line eller spolerør. Hvis styreenheten 118 eller datamaskinen 122 er plassert på overflaten 60, kan wiren 90 brukes for å etablere signalkommunikasjon mellom leserinnretningen 70 og styreenheten 118, eller datamaskinen 122. In fig. 3A and 3B, in the embodiment shown, the transport mechanism 66W comprises a wire 90 which is operated by a wire unit 92, substantially as previously explained and shown in fig. 1. The wire 90 may comprise an oil bilge line, an electrical wire, a braided line or coiled tubing. If the control unit 118 or the computer 122 is placed on the surface 60, the wire 90 can be used to establish signal communication between the reader device 70 and the control unit 118, or the computer 122.

På fig. 6A-6D er en alternativ utførelse av transportmekanismene for transportering av perforeringsverktøyet 68 og leserinnretningen 70 gjennom foringsrøret 56, vist. På fig. 6A omfatter en transportmekanisme 66P en pumpe for å pumpe et transportfluid gjennom den innvendige diameter av foringsrøret 56. Det pumpede transportfluid transporterer så perforeringsverktøyet 68 og leserinnretningen 70 gjennom foringsrøret 56. På fig. 6B omfatter en transportmekanisme 66R en eller robotinnretninger som er festet til perforeringsverktøyet 68 og leserinnretningen 70 og som er konfigurert for å transportere perforeringsverktøyet 68 og leserinnretningen 70 gjennom foringsrøret 56. På fig. 6C omfatter en transportmekanisme 66G en tyngde (G), slik at perforerings-verktøyet 68 og leserinnretningen 70 faller fritt gjennom foringsrøret 56. Det frie fall kan være gjennom et brønnfluid i foringsrøret 56, eller gjennom luft i foringsrøret 56. På fig. 6D omfatter en transportmekanisme 66PA en fallskjerm som styrer fallhastigheten av perforeringsverktøyet 68 og leserinnretningen 70 i foringsrøret 56. Igjen kan fallskjermen brukes med brønnfluid, eller i luft i foringsrøret 56. In fig. 6A-6D, an alternative embodiment of the transport mechanisms for transporting the perforating tool 68 and the reader device 70 through the casing 56 is shown. In fig. 6A, a transport mechanism 66P includes a pump for pumping a transport fluid through the inner diameter of the casing 56. The pumped transport fluid then transports the perforating tool 68 and the reader device 70 through the casing 56. In FIG. 6B includes a transport mechanism 66R one or more robotic devices attached to the perforating tool 68 and the reading device 70 and configured to transport the perforating tool 68 and the reading device 70 through the casing 56. In FIG. 6C, a transport mechanism 66G comprises a weight (G), so that the perforating tool 68 and the reading device 70 fall freely through the casing 56. The free fall can be through a well fluid in the casing 56, or through air in the casing 56. In fig. 6D, a transport mechanism 66PA includes a parachute that controls the rate of fall of the perforating tool 68 and the reader device 70 in the casing 56. Again, the parachute can be used with well fluid, or in air in the casing 56.

På fig. 7A-7C er en alternativ utførelse av anordningen 50A konstruert i samsvar med oppfinnelsen, vist. Anordningen 50A er installert i en undergrunnsbrønn 52A, f.eks. en olje- og gassproduksjonsbrønn. I denne utførelse er anordningen 50A konfigurert for å utføre en pakkerinnsettingsprosess i brønnen 52A. In fig. 7A-7C, an alternative embodiment of the device 50A constructed in accordance with the invention is shown. The device 50A is installed in an underground well 52A, e.g. an oil and gas production well. In this embodiment, the device 50A is configured to perform a package insertion process in the well 52A.

Brønnen 52A omfatter et brønnhull 54A og et brønnforingsrør 56A i brønnhullet 54A omgitt av betong 58A. Brønnforingsrøret 56A omfatter flere rørelementer 62A, f.eks. lengder av metallrør, koplet til hverandre ved hjelp av krager 64A. Brønnen 52A strekker seg fra en jordoverflate 60A gjennom geologiske formasjoner i jorden, vist som soner H og I. The well 52A comprises a wellbore 54A and a well casing 56A in the wellbore 54A surrounded by concrete 58A. The well casing pipe 56A comprises several pipe elements 62A, e.g. lengths of metal pipe, connected to each other by means of collars 64A. The well 52A extends from an earth surface 60A through geological formations in the earth, shown as zones H and I.

For utføringen av pakkerinnsetningsprosessen, omfatter anordningen 50A et pakkerinnsettingsverktøy 68A, en oppblåsningsinnretning 98A for pakkerinnsetnings-verktøyet 68A, og en leserinnretning 70A som står i signalforbindelse med pakker-innsetningsverktøyet 68A. I denne utførelse er oppblåsningsinnretningen 98A anbrakt på overflaten 60A, slik at en wire eller annet signaloverføringsmedium må være tilveiebrakt mellom pakkerinnsettingsverktøyet 68A og oppblåsningsinnretningen 98A. Pakkerinn-setningsverktøyet 68A kan omfatte et oppblåsningsbart pakkerelement som kan blåses opp ved hjelp av oppblåsningsinnretningen 98A og som er konfigurert for å gripe tett mot den innvendige diameter av foringsrøret 56A. På fig. 7B har det oppblåsbare pakkerelement for pakkerinnsetningsverktøyet 68A blitt blåst opp for å tette mot den innvendige diameter av foringsrøret 56A nær sone I. To perform the package insertion process, the device 50A comprises a package insertion tool 68A, an inflation device 98A for the package insertion tool 68A, and a reader device 70A which is in signal communication with the package insertion tool 68A. In this embodiment, the inflation device 98A is located on the surface 60A, so that a wire or other signal transmission medium must be provided between the package insertion tool 68A and the inflation device 98A. The packer insertion tool 68A may include an inflatable packer member that can be inflated by the inflation device 98A and is configured to grip tightly against the inside diameter of the casing 56A. In fig. 7B, the inflatable packer element of the packer insertion tool 68A has been inflated to seal against the inside diameter of the casing 56A near zone I.

Anordningen 50A omfatter også flere identifikasjonsinnretninger 72 (fig. 3D) festet til kragene 64A på foringsrøret 56A og som kan leses av leserinnretningen 70A. I tillegg omfatter anordningen 50A en transportmekanisme 66A for å transportere pakkerinnsetningsverktøyet 68A og leserinnretningen 70A gjennom brønnforingsrøret 56A til sone I. I denne utførelse omfatter transportmekanismen 66A en rørstreng som utgjøres av rørelementer 102A. Som vist på fig. 7C omfatter hvert rørelement 102A en hannverktøyskjøt 94A i den ene ende og en hunnverktøyskjøt 96A i den motsatte ende. Dette gjør at rørelementene 102A kan festes til hverandre for å utgjøre transportmekanismen 66A. I tillegg kan pakkerinnsetningsverktøyet 68A omfatte en sentral spindel som står i fluidkommunikasjon med den innvendige diameter av transportmekanismen 66A. The device 50A also includes several identification devices 72 (Fig. 3D) attached to the collars 64A of the casing 56A and which can be read by the reader device 70A. In addition, the device 50A comprises a transport mechanism 66A for transporting the package insertion tool 68A and the reader device 70A through the well casing 56A to zone I. In this embodiment, the transport mechanism 66A comprises a pipe string which is made up of pipe elements 102A. As shown in fig. 7C, each pipe member 102A includes a male tool joint 94A at one end and a female tool joint 96A at the opposite end. This allows the tube elements 102A to be attached to each other to form the transport mechanism 66A. Additionally, the package insertion tool 68A may include a central spindle in fluid communication with the inside diameter of the transport mechanism 66A.

Leserinnretningen 70A er programmert for å sende et styresignal til oppblåsningsinnretningen 98A ved aktivering av en valgt identifikasjonsinnretning 72 (fig. 3D). F.eks. er koplingen C4A f.eks. i pakkerinnsetningsprosessen vist på fig. 7A og 7B, anbrakt nær det øvre nivå eller inngangspunktet til sone I. Siden det er ønskelig å blåse opp det oppblåsningsbare pakkerelementet for pakkerinnsetningsverktøyet 68A, mens det er nær sone I, kan leserinnretningen 70A programmeres for å sende styresignalet til oppblåsningsinnretningen 68A når det når koplingen C4A. I denne utførelse skiller et avstandselement 88A pakkerinnsetningsverktøyet 68A og leserinnretningen 70A fra hverandre. I tillegg er pakkerinnsetningsverktøyet 68A anbrakt nedenfor leserinnretningen 70A. The reader device 70A is programmed to send a control signal to the inflator device 98A upon activation of a selected identification device 72 (Fig. 3D). E.g. is the connection C4A e.g. in the package insertion process shown in fig. 7A and 7B, located near the upper level or entry point of zone I. Since it is desirable to inflate the inflatable packer member of the package insertion tool 68A while near zone I, the reader device 70A can be programmed to send the control signal to the inflator device 68A when it reaches the connector C4A. In this embodiment, a spacer 88A separates the package insertion tool 68A and the reader device 70A from each other. In addition, the package insertion tool 68A is located below the reader device 70A.

For å sikre at pakkerinnsetningssekvensen settes i gang på riktig tid, må også andre faktorer tas i betraktning, som tidligere forklart. Disse faktorene kan omfatte hastigheten (V) til pakkerinnsetningsverktøyet 68A og leserinnretningen 70A og tiden som kreves for å blåse opp det oppblåsningsbare pakkerelement for pakkerinnsetnings-verktøyet 68A. Alternativt kan pakkerinnsetningsverktøyet 68A stoppes ved en bestemt kopling (f.eks. koplingen C5A) og deretter blåses opp etter behov. I dette tilfellet kan leserinnretningen 70A programmeres for å sende styresignaler til det visuelle display 124 (fig. 4B) på overflaten 60A når pakkerverktøyet 68A passerer en kopling 64A ved ønsket dybde. Operatøren kan så styre oppblåsningsinnretningen 98A for å sette i gang oppblåsningen av pakkerinnsetningsverktøyet 68A. Alternativt kan oppblåsningssek-vensen settes i gang automatisk av verktøystyrekretsen 120 (fig. 4A). To ensure that the packet insertion sequence is initiated at the correct time, other factors must also be taken into account, as previously explained. These factors may include the speed (V) of the package insertion tool 68A and the reader device 70A and the time required to inflate the inflatable package element for the package insertion tool 68A. Alternatively, the package insertion tool 68A can be stopped at a particular connection (eg, connection C5A) and then inflated as needed. In this case, the reader device 70A can be programmed to send control signals to the visual display 124 (FIG. 4B) on the surface 60A when the packing tool 68A passes a coupling 64A at the desired depth. The operator can then control the inflation device 98A to initiate the inflation of the package insertion tool 68A. Alternatively, the inflation sequence can be initiated automatically by the tool control circuit 120 (Fig. 4A).

I hver av de beskrevne fremgangsmåter oppnås det en forbedret brønn. F.eks. kan brønnen 52 i perforeringen ifølge fig. 3A og 3B, bli perforert i den valgte sone eller i et valgt intervall av den valgte sone. Produksjonen fra brønnen 52 blir så optimert og brønnen 52 kan produsere mer fluid, især olje og gass. In each of the methods described, an improved well is obtained. E.g. can the well 52 in the perforation according to fig. 3A and 3B, be perforated in the selected zone or in a selected interval of the selected zone. Production from well 52 is then optimized and well 52 can produce more fluid, especially oil and gas.

På fig. 8A-8C er det vist en flertrinnsoperasjon utført i samsvar med fremgangsmåten. Som vist på fig. 8A, blir først et kombinasjonsverktøy 130 tilveiebrakt. Kombinasjonsverktøyet 134 omfatter et pakkerinnsetningsverktøy 132 og et perforerings-verktøy 134 som fungerer vesentlig som tidligere beskrevet for pakkerinnsettings-verktøyet 68A (fig. 7B) og perforeringsverktøyet 68 (fig. 3A). I tillegg omfatter kombina-sjonsverktøyet 134 leserinnretningen 70 og foringsrøret 56 omfatter identifikasjonsinnretningen 72 (fig. 3D), vesentlig som tidligere beskrevet. Som også vist på fig. 8A, blir kombinasjonsverktøyet 130 transportert gjennom foringsrøret 56 ved hjelp av tyngdetransportmekanismen 66G. I tillegg kan en av de andre tidligere beskrevne transportmekanismer brukes. In fig. 8A-8C, a multi-step operation performed in accordance with the method is shown. As shown in fig. 8A, a combination tool 130 is first provided. The combination tool 134 comprises a package insertion tool 132 and a perforation tool 134 which functions substantially as previously described for the package insertion tool 68A (Fig. 7B) and the perforation tool 68 (Fig. 3A). In addition, the combination tool 134 comprises the reader device 70 and the casing 56 comprises the identification device 72 (Fig. 3D), substantially as previously described. As also shown in fig. 8A, the combination tool 130 is transported through the casing 56 by the gravity transport mechanism 66G. In addition, one of the other previously described transport mechanisms can be used.

Som vist på fig. 8B blir pakkerinnsetningsverktøyet 132 deretter aktivert slik at et oppblåsningsbart pakkerelementverktøy 132 tetter foringsrøret 56 ved ønsket dybde. I denne utførelse er pakkerinnsettingsverktøyet 132 en selvstendig enhet med en egen oppblåsningskilde. Som med de tidligere beskrevne utførelser, tilveiebringer leserinnretningen 70 styresignaler for å styre pakkerinnsetningsverktøyet 132 og pakkerinnsetningsprosessen. F.eks. kan det oppblåsningsbare pakkerelement for pakkerinnsetnings-verktøyet 132 blåses opp når leserinnretningen 70 passerer en valgt kopling 64 og mottar et responssignal fra identifikasjonsinnretningen 72 i den valgte kopling 64. Som også vist på fig. 8B, er perforeringsverktøyet 134 atskilt fra pakkerinnsetningsverktøyet 132 og fortsetter sitt frie fall gjennom foringsrøret 56. As shown in fig. 8B, the packer insertion tool 132 is then activated such that an inflatable packer element tool 132 seals the casing 56 at the desired depth. In this embodiment, the package insertion tool 132 is a self-contained unit with a separate inflation source. As with the previously described embodiments, the reader device 70 provides control signals to control the packet insertion tool 132 and the packet insertion process. E.g. the inflatable package element for the package insertion tool 132 can be inflated when the reader device 70 passes a selected link 64 and receives a response signal from the identification device 72 in the selected link 64. As also shown in fig. 8B, the perforating tool 134 is separated from the package insertion tool 132 and continues its free fall through the casing 56.

Som vist på fig. 8C, blir perforeringsverktøyet 132 deretter styrt, slik at detonerings- og eksplosjonssekvensene kan settes i gang vesentlig som tidligere beskrevet. Igjen avgir leserinnretningen 70 styresignaler for å styre perforeringsverktøyet 132 for å sette i gang detonerings- og eksplosjonssekvensene ved den riktige dybde. Som vist av de stiplede piler på fig. 8C, danner eksplosjonen av ladningssammenstillingene 80 (fig. 3C) for perforeringsverktøyet 134, åpninger i foringsrøret 56 og betongen 58. As shown in fig. 8C, the perforating tool 132 is then controlled so that the detonation and explosion sequences can be initiated substantially as previously described. Again, the reader device 70 issues control signals to control the perforating tool 132 to initiate the detonation and explosion sequences at the appropriate depth. As shown by the dashed arrows in fig. 8C, the explosion of the charge assemblies 80 (FIG. 3C) of the perforating tool 134 creates openings in the casing 56 and the concrete 58.

Således tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å utføre forskjellige operasjoner eller prosesser i brønner og for å forbedre produksjonen fra brønner. Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet under henvisning til enkelte foretrukne utførelser, vil det fremgå for en fagmann at endringer og modifikasjoner kan utføres uten at oppfinnelsens omfang fravikes, som definert i de vedføyde krav. Thus, the invention provides a method and a device for performing various operations or processes in wells and for improving production from wells. Although the invention has been described with reference to certain preferred embodiments, it will be clear to a person skilled in the art that changes and modifications can be made without deviating from the scope of the invention, as defined in the appended claims.

Claims

1. Method for determining well depth during well transport of a process tool (68) in a well, characterized by: provision of a radio identification device (72) in the well which is uniquely identified and placed at a known depth in the well, transport of the process tool (68) and a reader device together and in signal communication through the well, the reader device comprising a radio frequency transmitter (73) configured to provide a transmitter signal with a first frequency for reception by the radio identification device (72), and a receiver (71) configured to receive a response signal with a second frequency from the radio identification device (72), and controlling the processing tool in response to the first device receiving the signal from the reader device for placement of the radio identification device.

2. Method according to claim 1, characterized in that the operation comprises a process selected from the group consisting of perforation, package insertion, bridge plug insertion, logging, inspection, chemical treatment, casing sealing, jet cutting and cleaning.

3. Device for determining well depth during well transport of a process tool (68) in a well, characterized by multiple radio identification devices (72) spaced apart at known depths in the well, configured to be provided with transmission signals of a first frequency from a reader device (70) for unique identification of each radio identification device, where the reader device (70) is configured for transport together and in signal communication with the process tool through the well for receiving the response signals with a second frequency from the radio identification device and for regulating the process tool in response to the response signals.

4. Device according to claim 3, characterized in that the reading device is attached to the process tool.

5. Device according to claim 3, characterized in that it further comprises a transport mechanism configured to move the process tool and the reading device through the well.

6. Device according to claim 3, characterized in that the reader device comprises a receiver to receive the response signals and a transmitter to send transmission signals to the radio identification devices.

7. Device according to claim 3, characterized in that the process tool comprises a perforation tool, and the control signals control a perforation process.

8. Device according to claim 3, characterized in that the process tool comprises a package insertion tool, and the control signal controls the insertion of a package element.

9. Device according to claim 3, characterized in that it further comprises a computer which is in signal connection with the reader device, comprising a visual display which is generated using signals from the reader device.

10. Method according to claim 1, characterized in that the depth of the radio identification device is known by correlation to well logs.

11. Device according to claim 3, characterized in that the depth of each of the radio identification devices is known by correlation to well logs.