NO334907B1 - Sandskjerm med integrerte sensorer - Google Patents
Sandskjerm med integrerte sensorer Download PDFInfo
- Publication number
- NO334907B1 NO334907B1 NO20030065A NO20030065A NO334907B1 NO 334907 B1 NO334907 B1 NO 334907B1 NO 20030065 A NO20030065 A NO 20030065A NO 20030065 A NO20030065 A NO 20030065A NO 334907 B1 NO334907 B1 NO 334907B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- sand
- sensor
- gravel
- screen
- sensors
- Prior art date
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims description 82
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 15
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 3
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 abstract 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 10
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010985 leather Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/028—Electrical or electro-magnetic connections
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
- E21B43/088—Wire screens
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Filtration Of Liquid (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Det foreligger et behov for lettere forståelse av brønntilstander under fullføring av gruspakking og under produksjon gjennom en gruspakke. Sensorene (102) som blir benyttet til bestemme betingelsene ved det aktuelle grensesnitt mellom gruspakken og produksjonsintervall er plassert direkte på gruspakkeanordningen (100). Dette muliggjør den mest nøyaktige og beste forståelse av grensesnittforholdene. Sensorer (102) langs lengden av gruspakken kan gi sanntidsmåling av bunnhulltrykk og temperaturavlesninger. Andre sensorer (102) kunne gi informasjon om strømningshastighet for fluider som blir produsert så vel som målinger av tetthet. På denne måte kan under fullføring, sensorene (102) skaffe informasjon om effektiviteten ved grusplassering. Under produksjon kunne sensorene (102) gi øyeblikkelig informasjon om farlige brønntilstander i tide for å redusere skade på brønnutstyret.
Description
Teknisk område
Foreliggende oppfinnelse angår sandskjermer til bruk ved produksjon av hydrokarboner fra brønner og mer bestemt en forbedret sandskjerm som har integrerte sensorer for å bestemme tilstandene nede i hullet og aktuatorer for å modifisere virkningen av sandplasseringen eller styring av profilet under reservoarets levetid.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Mange reservoarer som er dannet av forholdsvis unge sedimenter er så svakt konsolidert at sand vil bli produsert sammen med reservoarets fluider. Sandproduksjon skaper mange produksjonsproblemer innbefattende erosjon av nedsenkede rør; erosjon av ventiler, armatur og strømningsledninger på overflaten; brønnboringen fylles opp med sand; foringer kan falle sammen på grunn av manglende støtte fra formasjonen; og tilstopning av prosessutstyr på overflaten. Selv om sandproduksjon kan tolereres er det et problem å fjerne den produserte sand særlig på offshore-felt. Dermed er det ønskelig med en anordning som kan eliminere sandproduksjon uten særlig begrensning av produksjonstaktene. Sandproduksjon reguleres ved bruk av gruspakninger, slissede foringsanordninger eller konsolideringsbehandling av sand der gruspakninger er den mest vanlige løsning.
I en gruspakkeanordning blir sand som har større kornstørrelse enn den gjennomsnittlige formasjonssand plassert mellom formasjonen og skjermen eller den slissede foring. Gruspakningssand (betegnet som grus selv om den i virkeligheten er sand i kornstørrelse) skulle hindre vandring av formasjonssand. Figuren 1 viser en innvendig foring med gruspakning 10. Et foret hull 8 strekker seg gjennom produksjons formasjonen 6 som er omgitt av ikke-produserende formasjoner 2. Formasjonen 6 er blitt perforert 4 for å øke strømmen av fluider inn i produksjonsrøret 14. Hvis formasjonen 6 er dårlig konsolidert vil sand fra formasjonen 6 også strømme inn i produksjonsrøret 14 sammen med reservoarets fluider. En gruspakning 12 kan benyttes for å redusere vandring av sand inn i røret. En vellykket gruspakning 12 beholder tilbake formasjonssand og yter minst mulig motstand mot strømning gjennom selve grusen.
For en vellykket gjennomført gruspakning må grusen ligge inntil formasjonen uten å være blandet med formasjonssand og ringrommet mellom skjermen og foringen eller formasjonen må være fullstendig fylt med grus. Spesielt utstyr og spesielle prosedyrer er blitt utviklet i løpet av årene for å få til en god grusplassering. Vann eller andre lavviskositetsfluider ble ført benyttet som transportfiuider i gruspakningsoperasjoner. Fordi disse fluider ikke kunne holde sand suspendert ble lave sandkonsentrasjoner og høye hastigheter nødvendig. Nu benyttes fluider med større viskositet, som regel oppløsninger av hydroksyletylcellulose (HEC) slik at høye konsentrasjoner av sand kan transporteres uten bunnfelling.
Som vist på figurene 2a og 2b kan grusholdig fluidum pumpes ned gjennom ringrommet i rørforingen hvor et transportfluid passerer gjennom sandskjermen og flytter tilbake opp gjennom røret. Dette er den reverserte sirkulasjonsmetode som er vist på figur 2a. Grusen blir blokkert med en slisset line eller trådviklet skjerm 16 mens transporfluidet strømmer gjennom og returnerer til overflaten gjennom røret 18. En hovedulempe ved denne måte er muligheten for rust, rørskader eller annet vrakgods som feies ut av ringrommet og blir blandet med grusen noe som skader gruspakkens gjennomtrengelig-het. Som et alternativ er det benyttet en krysningsmetode der grusholdig fluidum blir pumpet ned gjennom røret 18, krysser over ringrommet mellom skjerm og hull, flyter inn et skyllerør 20 i skjermen, forlater grusen i ringrommet og flyter deretter opp gjennom ringrommet mellom foring og rør til overflaten som vist på figur 2b.
For gruspakking inne i foringen benyttes nedskylling, reversert sirkulasjon og kryssemetoder som vist på figurene 3a, 3b og 3c. I skyllemetoden blir grus 22 plassert overfor produksjonsintervallet 6 før skjermen 16 settes på plass og deretter blir skjermen vasket ned til sin endelige stilling. Reversert sirkulasjon og krysningsmetoder er analoge med de som benyttes i åpen hull. Grus 22 blir først anbrakt nedenfor det perforerte stykke 4 ved sirkulasjon gjennom en seksjon av skjermen som kalles sladreskjerm 24. Når denne er blitt dekket øker trykket og signaliserer begynnelsen av et skvisetrinn. Under skvising lekker bærefluidet av formasjonen og dermed plasseres grusen i perforasjonstunnelene. Etter skvising blir skyllerøret Laftet og bærefluidet sirkulerer gjennom produksjonsformen og fyller ringrommet mellom foring og produksjonsskjerm med grus. Grus blir også plassert i en seksjon av fritt rør over skjermen for å danne en tilførsel av grus etter hvert som grusen bunnfelles.
I avvikte brønner blir gruspakkingen i høy grad vanskeligere på grunn av det faktum at
grusen har tilbøylighet til å bunnfelle seg på den lave side av hullet slik at det dannes en dyne i ringrommet mellom foring og skjerm. Dette problem er særlig fremtredende ved avvik som er større enn 45° fra loddlinjen. Grusplassering er forbedret i avvikte brønner ved bruk av et skyllerør som er stort i forhold til skjermen fordi dette skaper en større
hastighet over dynen i ringrommet mellom skjerm og foring ved å øke strømningsmotstanden i ringrommet mellom skjerm og skyllerør.
En annen form for styring av sand innebærer tett viklet tråd rundt en dor som har åpninger der avstanden mellom viklingene er dimensjonert for å hindre passasje av sand. Figurene 4 og 5 viser en slik sandskjerm 10. Den primære sandskjerm 10 er en forhåndspakket anordning som har en perforert rørformet dor 38 av en på forhånd bestemt lengde for eksempel 6 meter. Den rørformede dor 38 er perforert med radiale borede strømningspassasjer 40 som kan følge parallelle spiralbaner langs lengden av dorene 38. De borede strømpassasjer 40 sørger for fluidum gjennom doren 38 i den utstrekning som blir tillatt av den utvendige skjerm 42, den porøse forhåndspakkede masse 58 og en innvendig skjerm 44 når den benyttes. De borede strømningspassasjer 40 kan anordnes i et hvilket som helst ønsket mønster og kan variere i antall i overensstemmelse med det området som det er behov for for å føre den ventede formasjonsstrøm gjennom produksjonsrøret 18.
Den perforerte dor 38 er fortrinnsvis utstyrt med en gjenget tappforbindelse 46 ved sine motstående ender for å bli skrudd sammen med den polerte nippel 34 og produksjonsrøret 18. Den utvendige trådskjerm 42 er festet til doren 38 ved sine motstående endeparti med ringformede endesveiser 48. Den ytre skjerm 42 slipper gjennom fluider, men er en del som holder tilbake partikler og som er formet adskilt fra doren 38. Den utvendige skjerm 42 har en utvendig skjermtråd 50 som er viklet med mange viklinger på de langsgående utvendige ribber 52, fortrinnsvis som en skrueformet vikling. Viklingene av den utvendige skjermtråd 50 er i lengderetningen plassert i avstand fra hverandre og begrenser dermed rektangulære strømningsåpninger Z mellom seg. Åpningene Z er omrammet av de langsgående ribber 52 og trådviklinger for å lede formasjonsfluidumsstrøm mens sand og andre ukonsolliderte formasjonsmaterialer holdes tilbake.
Som vist på figur 5 er den utvendige skjermtråd 50 som regel 2,3 millimeter bred og 3,55 millimeter høy med et hovedsakelig trapesformet tverrsnitt. Det maksimale mellomrom A i lengderetningen mellom viklinger som ligger ved hverandre i den utvendige trådomvikling blir bestemt av maksimum diameteren på de fine partikler som skal utelukkes. Som regel er åpningen A mellom trådviklingene 0,5 millimeter.
Den utvendige skjermtråd 50 og de ytre ribber 52 er laget av rustfritt stål eller annet materiale som kan sveises og er føyet sammen med motstandssveiser W ved hvert krysningspunkt mellom den utvendige skjermtråd 50 og de ytre ribber 52 slik at den utvendige skjerm 42 blir en samlet anordning som er selvbærende før den monteres på doren 38. De ytre ribber 52 står i avstand fra hverandre i omkretsretningen og har en på forhånd bestemt diameter som skaper et pakningsringrom 54 med passende størrelse for å motta et ringformet forhåndspakkelegeme 58 som vil bli beskrevet senere. De langsgående ribber 52 tjener som avstandsholdere mellom den indre forhåndspakke-skjerm 44 og den utvendige skjerm 42. De fine partikler som til å begynne med ble produsert som følge av en gruspakkeoperasjon har forholdsvis liten korndiameter for eksempel 20-40 maskevidde sand. Som følge av dette er avstandsdimensjonen A mellom viklinger som ligger ved siden av hverandre av den ytre skjermtråd 50 valgt slik at fin sand med maskevidde 20 utelukkes.
US-A-6065535 beskriver en gruspakke for komplettering av oljebrønn som omfatter en skjerm som har en indre dor med minst en gjennomgående åpning for regulering av fluid strømning i brønnen. US-A-4890682 og US-A-5577559 er eksempler på bakgrunnsteknikk og viser en gruspakke for oljebrønn komplettering.
Det er klart at utforming og installasjon av sandkontrollteknologi er kostbar. Likevel er det ulempe ved alt tidligere som er beskrevet, nemlig mangel på tilbakemelding fra virkelige hendelser ved formasjonsområdet under fullførelse og produksjon. Det finnes et behov for mulighet til å påvise tilstander ved sandskjermen og til å føre denne formasjon på pålitelig måte til overflaten. Intet i det som er tidligere kjent omhandler en hensiktsmessig måte å sørge for passasje av ledningen langs en sandskjermanordning. Likevel, hvis sensorer ble plassert inne i og rundt sandskjermen ville det bli oppnådd en rekke fordeler.
Det kunne velges sensorer som ville gi sandtidsdata om effektiviteten ved plasseringsoperasjonen for sand. Oppdagelse av tomrom under plasseringen av sand ville setter operatørene i stand til å rette på denne uønskede situasjon. I tillegg kunne sensorer gi informasjon om fluidumhastigheten gjennon skjermen noe som er nyttig ved bestemmelse av strømningsprofilen fra formasjonen. Videre kunne sensorene gi data om bestanddelene av olje, vann og gass. Alle disse informasjonsstrømmer ville forbedre operasjonen med produksjon av brønnen.
SUMMERING AV OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse angår en forbedret sandskjerm og en fremgangsmåte i påvisning av brønntilstander under plassering av sand og kontroller som muliggjør modifikasjon av operasjonsparametere. Sandskjermen har minst en sensor direkte koplet til sandskjermanordningen og minst en aktuator som er i stand til å påvirke fordelingen ved sandplasseringen, pakningseffektiviteten og styring av innkommet brønnfluidum. Hver av de fordeler som er beskrevet kan avledes fra bruken av en sensor og en aktuator som er integrert i sandskjermen.
En rekke forskjellige sensorer kan benyttes til å bestemme tilstanden nede i hullet under plassering av sand og senere når de produserte fluider beveger seg gjennom skjermen inn i produksjonsrørstrengen. Dette gjør det mulig å registrere sann tid bunnhullstemperatur (BHT), bunnhulltrykk (BHP), fluidumgradient, hastighetsprofil og fluidumsammensetning før klargjøring, under klargjøring og under produksjon med produksjonsforseglingsanordningen på plass. En særlig fordelaktig anvendelse ved bruken av sensorer på sandskjermen inkluderer måling og registrering av fortrengningseffektiviteten for vannbaserte og oljebaserte fluider under sirkulasjon. En bruker kan også registrere alfa-og beta-bølgeforskyvning av sand. Sensorer på sandskjermen muliggjør også måling av etterpakkede sandkonsentrasjoner så vel som sandkonsentrasjoner og sandstrømhastighet under klargjøring. Sensorer muliggjør også bestemmelse av det åpne hulls kaliber ved innkjøring i hullet med sandskjermen noe som ville bli meget nyttig ved bestemmelse av sandvolumer før plasseringen av sand. Sensorer kan sette brukeren i stand til å registrere fluidumtetthet for å bestemme gass/olje/vannforhold under produksjon og med forberedelse for styring/modifisering av strømningsprofilene ville ytterligere økonomiske fordeler bli resultatet noe som vil bli omhandlet mer i detalj i det følgende. Temperatursensorer kan identifisere området ved vanninntrengning under produksjon. Bruken av sensor muliggjør også bestemmelse av endringer i trykkfall som er nyttige ved bestemmelse av permeabilitet, porøsitet og multiskinn under produksjon. Sensordata kan benyttes til å styre nedsenkede motorer for omstilling av strømningskontroll for å modifisere produksjonsprofilene og forbedre den økonomiske verdi av fullføringen i sann tid.
Sensordata kan mates inn i mikroprosessorer som befinner seg enten ved eller nær ved sensorer eller som alternativ på overflaten. Mikroprosessoren bestemmer en optimalt strømningsprofil basert på forhåndsbestemte strømningsprofiler og gir et styresignal til en aktuator om å forandre strømningsprofilen til en bestemt seksjon av sandskjermen. En enkel utførelse av dette er vist på figur 10. En elektrisk motor kunne blitt satt i gang basert på styresignalet og motoren kunne drive en kompakt nedsenket pumpe. Pumpen fortrenger fluidum i et stempelkammer, stemplet ville bli drevet til en ny posisjon og den oppnådde strømningsstyring ville så modifisere produksjonsprofilen ved denne del av sandskjermen. Mange alternative strømningsstyringer kunne også bli tjent på tilsvarende måte.
Videre blir som regel de fleste gruspakkeanordninger som inkluderer sandskjermanordningen kjørt inn i brønnboringen og holdt i avstand over en enkel sone som skal gruspakkes. Hvis flere soner skal bli gruspakket i samme brønnboring, må en separat gruspakkeanordning kjøres inn i brønnboringen for hver sone. Hver tripp inn i brønnboringen krever mer riggtid med dermed følgende høye driftsomkostninger knyttet til tid. Senere teknologi byr på et gruspakkesystem som setter operatøren i stand til å kjøre en gruspakkeanordning som står i avstand over flere produserende soner som skal gruspakkes. Hver sone er adskilt fra og isolert fra de andre soner med en nedsenket pakningsanordning. Denne flersonegruspakkeanordning kjøres inn i brønnboringen som en enkel trippanordning som inkluderer den forbedrede sandskjerm med sensorer og aktuatorer.
De nye trekk som antas å være karakteristiske for oppfinnelsen er gjengitt i de vedføyede krav. Selve oppfinnelsen så vel som en foretrukket bruksmåte og ytterligere hensikter og fordeler ved oppfinnelsen vil imidlertid best bli forstått ved henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse av en illustrerende utførelse når den leses i tilknytning til tegningen, der: Figur 1 viser et snitt gjennom en brønnboring med en tidligere kjent klargjort gruspakke; Figurene 2a og 2b viser fremgangsmåter til plassering av grus i åpent hull eller foring som er opprømmet nedentil; Figurene 3a, 3b og 3c viser fremgangsmåter til plassering av grus i gruspakker i foringen; Figur 4 og 5 viser tidligere kjente gruspakker der en tråd med trapesformet tverrsnitt er benyttet til vikling av gruspakken; Figur 6 er blokkskjema for en sensor som benyttes ifølge oppfinnelsen; Figurene 7a, 7b, 7c og 7d viser en ny sensor og ledningsplassering i henhold til oppfinnelsen; Figurene 8a og 8b viser en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse der ledningen er anbrakt i en hul tråd som benyttes til omvikling av gruspakkeanordningen; Figurene 9a og 9b viser sensorplasseringen langs det indre nett i gruspakkeanordningen; og
Figur 10 viser et aktuator- og strømningsstyresystem.
DETALJERT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Foreliggende oppfinnelse angår en forbedret sandskjerm som har sensorer og en anordning for å føre sensordata til overflaten. I hver utførelse er minst en sensor festet til et sandskjermeelement. Informasjonssensoren kan bli ført til overflaten enten ved en direkte ledningsforbindelse eller med en sender eller en mottaker av disse to måter. Når en mikroprosessor er innbefattet i det nedsenkede system er sending av informasjon til overflaten overflødig og behøver ikke foregå. Et antall sensortyper kan benyttes. For eksempel kan en trykksensor og/eller temperatursensor gi særlig viktig tilbakemelding om tilstander i brønnen. Ved å anbringe sensorene på sandskjermen blir data om brønnens tilstand målt og hentet ut umiddelbart og enhver tilhørende aksjon kan utføres med de integrerte aktuatorer. På denne måten blir farlige brønntilstander som for eksempel en utblåsning påvist før virkningene skader overflateutstyr eller sårer personale. Som regel blir trykkmålinger bare tatt ved overflaten, ofte overført informasjon for sent eller sensorene er plassert for langt fra sandskjermen til å gi nyttig informasjon vedrørende operasjonene for plasseringen av sand. En tidlig påvisning gjør det mulig å ta motvirkende aksjon hurtig som for eksempel aktivisering av en aktuator for å forbedre sandfordelingen eller for å lukke en strømningsstyring under overflaten for å optimalisere produksjonsprofilen.
For denne beskrivelse kunne sensoren være en trykksensor, en temperatursensor, en piezo-elektrisk akustisk sensor, et strømningsmål for bestemmelse av strømningshastighet, et akselerometer, en motstandssensor for bestemmelse av vanninnhold, en hastighetssensor eller en hvilken som helst sensor som måler en fluidumegenskap eller en fysisk parameter. Uttrykket sensoranordning skal oppfattes slik at det innbefatter enhver av disse sensorer så vel som andre som benyttes i omgivelsene nede i hullet og alt som er ekvivalent med disse sensorer. Figur 6 viser et generelt blokkskjema for en sensorutforming slik den benyttes i foreliggende oppfinnelse. Sensoren 102 blir drevet av et batteri 108 i en utførelsesform eller med en ledning som fører til en strømkilde i en annen utførelse. Naturligvis har et batteri en begrenset brukstid. Det kunne imidlertid være tilstrekkelig hvis sensordata bare var nødvendig i en begrenset tidsperiode. Likeledes kunne senderen 112 bli benyttet til å sende data fra sensoren til en mottaker på overflaten eller nedsenket. Senderen kunne også være batteridrevet. Sensoren kunne også ha en sender-mottaker 112 for å motta instruksjoner. For eksempel, for å spare batterikraft, kan sensoren bli aktivisert bare ved mottakning av en "sett på" kommando. Sensoren kan også ha en mikroprosessor 106 sittende på for å muliggjøre manipulering og tolkning av sensordata. Likeledes kan sensoren være koplet til et minne 104 som muliggjør lagring av informasjon for senere samlet behandling eller samlet overføring. Videre kunne en kombinasjon av disse komponenter føre til lokaliserte styrebeslutninger og automatisk aktivisering.
En annen mulighet for strømtilførsel og uthenting av data er en hardtrådforbindelse til overflaten. Dette krever bruk av en elektrisk leder som kan kople sensoren til en strømkilde og/eller bli benyttet til overføring av data. Under fullførelsesoperasjoner blir klargjøringsstrengen satt sammen av enkeltlengder av rør. Hver av disse blir skrudd sammen og deretter senket ned i brønnen. En kopling er dannet mellom sammenstøtende deler av røret ved fullførelse av strengen. Figur 7c viser en muslingskalaanordning som forenkler den elektriske forbindelse over disse gjengede skjøter. Figurene 7a og 7b viser en første utførelse 100 av foreliggende oppfinnelse. En indre dor 120 kan ha en rekke strømningsåpninger 122. Som ved tidligere kjente utførelser blir en utvendig skjerm 124 benyttet for å redusere strømmen av sand gjennom åpningen 122 og inn i produksjonsrøret. Den utvendige skjerm 124 står i avstand fra den indre dor med et antall stenger 126 som er forbundet med den innvendige dor 120. En sensor 102 er vist festet til vindsiden av den utvendige skjerm 124. Imidlertid kunne en sensor 102 også bli anbrakt på den indre dor 120 eller koplet til en stang 126.1 en utførelse kunne til å med en sensor også anbringes på utsiden av den utvendige skjerm eller inne i doren. Hver av disse plasseringer kan skape sin egen tekniske utfordring når det gjelder evne til å overleve, men i hvert tilfelle vil sensoren fremdeles være forholdsvis tett inntil grensesnittet mot produksjonsintervallet. Figur 7b viser en spesiell kopling 103 som forbinder seksjoner av gruspakkeanordningen. Koplingen har et gjenget parti for forbindelse til tilstøtende seksjoner. Dessuten er et ringformet rom 132 utformet i koplingen 130. Med dette ringformede rom er en første kopling 134a et avslutningspunkt for ledningen 136a som ligger i den første seksjon. Ledningen er som regel en elektrisk tråd selv om den også kunne være en koaksial kabel eller et annet medium for signaloverføring. En ledning 136b er plassert mellom den første kopling 134a og en andre kopling 134b. En annen lengde av ledninger 136c er plassert i den andre seksjon 100b. I praksis når seksjonene settes sammen blir således ledningen 136a forbundet med koplingen 134a, mens ledningen 136c blir forbundet med koplingen 134b, mens begge koplinger blir anbrakt i koplingsanordningen 130. Seksjonene blir så elektrisk sammenkoplet med koplingen 130. Figurene 7c og 7d viser en muslingsskallanordning 130 som forenkler den elektriske forbindelse over de gjengede skjøter. Sandskjermseksjonene er skrudd sammen ved bruk av koplinger som vist. Den elektriske lednings terminalboks 136 er montert på en blank del av den indre dor 120. En todelt muslingsskallanordning 130 har sammenhørende fjærbelastede ledende koplinger som griper sammen med ledningens terminalboks for å gi en god elektrisk forbindelse. Muslingsskalldelene settes sammen etter at røret er skrudd sammen. Figurene 8a og 8b viser en annen utførelse av oppfinnelsen der flere sensorer er anbrakt i en gruspakkeanordning. En indre dor 120 kan ha en rekke strømningsåpninger 122. Som ved tidligere kjente utførelser blir en utvendig skjerm 124 benyttet for å redusere strømmen av sand gjennom åpningene 122 og inn i produksjonsrøret. Den utvendige skjerm 124 holdes i avstand fra den indre dor med et antall stenger 126 som er forbundet med den indre dor 120. En sensor 102 er vist festet til innsiden av den ytre skjerm 124. Også her kan sensoren anbringes på en rekke forskjellige steder på gruspakkeanordningen. Hvis flere sensorer benyttes, kan flere være på innsiden av den utvendige skjerm, mens de andre er festet til stengene og så videre. Et nytt trekk ved
denne utførelse er plasseringen av ledningen som er anbrakt i trådviklingen som danner den utvendige skjerm. Den utvendige skjerm kan være viklet med en stort sett hul tråd. En ledning 136 kan være anbrakt i trådviklingen. Ledningen 136 kan benyttes både for strømtilførsel til sensoren(e) eller overføring av data til overflaten.
Figurene 9a og 9b viser bruk av flere sensorer langs lengden av en gruspakkeanordning. En enkel ledning kan være koplet til hver av disse sensorer. For denne utførelse kan hver sensor i oppstillingen få en adresse. Og mens det er vist (l)x(6) oppstilling kan en hvilken som helst (X)x(Y) oppstilling av sensorer benyttes.
En viktig fordel ved anbringelsen av sensorer på sandskjermen er muligheten for å fastslå hvor godt grusen er blitt plassert under fullførelsen. For eksempel har gruspakken en tetthet. Denne tetthet kunne bestemmes ved bruk av en sensor av piezo-elektrisk materiale (PEM). Sensoren er en resonansfrekvens som blir dempet i fluider med høyere tetthet. Således kan en PEM-sensor benyttes til å bestemme kvaliteten på sandplasseringen. Hvis plasseringen er utilstrekkelig, kan et spesielt verktøy som for eksempel en vibrator bli benyttet til å forbedre grusplasseringen. Anbringelsen av flere sensorer på en sandskjerm muliggjør også mer nøyaktig måling av "skinneffekt". Brønnens skinneffekt er en sammensatt variabel. Som regel vil et hvilket som helst fenomen som fører til en forstyrrelse i strømningslinjene fra en perfekt normal til en strømningsretning eller en begrensning av strømmen resultere i en positiv skinneffekt. Positive skinneffekter kan skapes av mekaniske årsaker som for eksempel delvis fullføring og utilstrekkelig antall perforeringer. En negativ skinneffekt angir at trykkfallet i den nære brønnboringssonen er mindre enn det den ville ha vært ved normal uforstyrret strømningsmekanisme fra reservoaret. En slik negativ skinneffekt eller et negativt bidrag til den totale skinneffekt kan være resultatet av matrise simulering, hydraulisk frakturering eller en sterk skrånende brønnboring. Det er viktig å være klar over at det kan være høye kontraster i skinn langs lengden av produksjonsintervallet. Bruk av flere sensorer gjør det således mulig å påvise de spesielle steder med positivt skinn som angir skade. Dette gjør det mulig å treffe korrigerende foranstaltninger.
Flere sensorer muliggjør også påvisning av strømningshastigheter og strømnings-mønstre. For eksempel oppviser som regel grusplassering en alfabølge og en betabølge under fullføring. Alfabølgen gjelder den første grusoppbygning fra bunnen av hullet opp langs sidene av sandskjermen. Betabølgen viser til den påfølgende fylling fra toppen ned langs sidene av den første plassering.
Figur 10 viser en utførelse av et styresystem 200. Styresystemet kan omfatte flere sensorer 202, en mikroprosessor 204, en motor/pumpeanordning 206 og en hydraulisk
stillbar hylse 208.1 en utførelse er en første og en andre sensor 202 anbrakt på innsiden av den indre dor 120. Disse sensorer 202 kan benyttes til å påvise tilstandene i fluidum i røret som for eksempel temperatur, trykk, hastighet og tetthet. Signaler fra sensoren 202
blir tolket av mikroprosessoren 204. Mikroprosessoren 204 er som regel anbrakt i et hus i motor/pumpeanordningen 206.
Hylsen beveges for å blokkere utvalgte porter 214 i hovedrøret 212. Hylsen beveges ved å pumpe fluidum inn i enten et første kammer 216 eller et andre kammer 218. Disse kamrene er delt med pakninger 220,222. Et styresignal som for eksempel en vekselspenning blir sendt til motoren 206 og pumpen fører hydraulisk fluidum til kammeret for å bevege hylsen 208. Som vist blir hylsen 208 ført til en stilling der strømningsporter blir dekket og strømmen derved blir begrenset, men alternative strømningsportanordninger finnes i praksis og dette ene eksempel skal ikke begrense omfanget av det foreliggende system. I bruk får motor/pumpeanordningen 206 et styresignal fra mikroprosessoren om å tre i virksomhet. En første port 224 er innløpsporten og en port 226 er utløpsporten i denne utforming. Fluidum fyller kammeret 218 i dette tilfellet og den strømningsregulerende hylse beveges til lukkestilling som vist. Når gjennomstrømning ønskes betjenes pumpen i motsatt retning og fluidum føres fra kammeret 216 til kammeret 218 og stempelet beveger den strømningsstyrende hylse til motsatt ytterstilling og strømingsportene i hovedrøret blir åpnet slik at strømmen kan settes i gang på nytt. En sensor 228 kan benyttes til å bestemme stillingen for hylsen 208. På tilsvarende måte kan en sensor 230 benyttes til å bestemme brønnforholdene utenfor røret.
Claims (10)
1.
Gruspakke,karakterisert vedat den omfatter: en skjerm (124) som har en indre dor (120) med minst en gjennomgående åpning (122) og et utvendig netting som er adskilt fra doren med en avstandsholder (126) og en sensor (102) som er direkte koplet til sandskjermen (124).
2.
Gruspakke som angitt i krav 1,karakterisert vedat sensoren (102) er koplet til den utvendige netting.
3.
Gruspakke som angitt i krav 1,karakterisert vedat sensoren (102) er koplet til den innvendige dor (120).
4.
Gruspakke som angitt i krav 1,karakterisert vedat den omfatter en kraftanordning for drift av sensoren (102).
5.
Gruspakke som angitt i krav 4,karakterisert vedat kraftanordningen omfatter et batteri (108) som er koplet til sensoren (102).
6.
Gruspakke som angitt i krav 1,karakterisert vedat avstandsholderen (126) omfatter en rekke staver.
7.
Gruspakke som angitt i krav 1,karakterisert vedat den omfatter en aktuator (110) som er koplet til sensoren (102).
8.
Fremgangsmåte til samling av data fra omgivelser nede i et hull,karakterisert vedat den omfatter trinnene med: (a) nedsenkning av en gruspakkeanordning i omgivelsene nede i hullet der en sensor (102) er direkte koplet til en sandskjerm (124) som utgjør en del av gruspakkeanordningen og (b) samling av data fra sensoren (102).
9.
Fremgangsmåte for anbringelse av sand rundt en gruspakkeanordning,karakterisert vedat den omfatter trinnene med: (a) samling av data i sann tid fra sensoren (102) som er direkte koplet til en sandskjerm (124) på huspakkeanordningen; (b) ledning av sand suspendert i et fluidum inn i den nevnte anordningen der sand blir avsatt mellom sandskjermen (124) og en formasjon; (c) aktivisering av en vibrator som omfordeler sand mellom sandskjermen (124) og formasjonen.
10.
Fremgangsmåte til modifisering av en produksjonsprofil i en produserende brønn,karakterisert vedat den omfatter trinnene med: (a) måling av en strømningsegenskap eller en fluidumparameter med sensorer (102) som er plassert på en sandskjerm (124) i brønnen der sandskjermen (124) er plassert nær ved et produksjonsområde, og (b) styring av et aktiviseringssystem for å omforme strømningsarealet gjennom skjermen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/615,016 US6554064B1 (en) | 2000-07-13 | 2000-07-13 | Method and apparatus for a sand screen with integrated sensors |
PCT/US2001/022088 WO2002006593A1 (en) | 2000-07-13 | 2001-07-13 | Sand screen with integrated sensors |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20030065D0 NO20030065D0 (no) | 2003-01-06 |
NO20030065L NO20030065L (no) | 2003-03-10 |
NO334907B1 true NO334907B1 (no) | 2014-07-07 |
Family
ID=24463655
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20030065A NO334907B1 (no) | 2000-07-13 | 2003-01-06 | Sandskjerm med integrerte sensorer |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6554064B1 (no) |
CN (1) | CN1249327C (no) |
AU (1) | AU2001273436A1 (no) |
BR (1) | BR0112572B1 (no) |
GB (3) | GB2401385B (no) |
NO (1) | NO334907B1 (no) |
WO (1) | WO2002006593A1 (no) |
Families Citing this family (113)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7228901B2 (en) * | 1994-10-14 | 2007-06-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
US6854533B2 (en) * | 2002-12-20 | 2005-02-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for drilling with casing |
US6443228B1 (en) * | 1999-05-28 | 2002-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of utilizing flowable devices in wellbores |
US6513599B1 (en) * | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
US9586699B1 (en) | 1999-08-16 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft |
US6478091B1 (en) * | 2000-05-04 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable liner and associated methods of regulating fluid flow in a well |
US6457518B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable well screen |
US7100690B2 (en) * | 2000-07-13 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having an integrated sensor and method for use of same |
US6848510B2 (en) * | 2001-01-16 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Screen and method having a partial screen wrap |
US6799637B2 (en) | 2000-10-20 | 2004-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing and method |
US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
US7222676B2 (en) * | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
US20020088744A1 (en) * | 2001-01-11 | 2002-07-11 | Echols Ralph H. | Well screen having a line extending therethrough |
NO335594B1 (no) | 2001-01-16 | 2015-01-12 | Halliburton Energy Serv Inc | Ekspanderbare anordninger og fremgangsmåte for disse |
NO314005B1 (no) * | 2001-04-10 | 2003-01-13 | Reslink As | Anordning ved nedihulls kabelbeskyttelse |
FR2826402B1 (fr) * | 2001-06-26 | 2004-02-20 | Schlumberger Services Petrol | Support pour moyen de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures |
US8515677B1 (en) | 2002-08-15 | 2013-08-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US9625361B1 (en) | 2001-08-19 | 2017-04-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
EP1423583B1 (en) * | 2001-09-07 | 2006-03-22 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Adjustable well screen assembly |
US6932161B2 (en) | 2001-09-26 | 2005-08-23 | Weatherford/Lams, Inc. | Profiled encapsulation for use with instrumented expandable tubular completions |
SE524538C2 (sv) * | 2002-02-19 | 2004-08-24 | Volvo Lastvagnar Ab | Anordning för styrning av utgående motormoment vid lastfordon utrustat med differentialspärrar |
GB2408529B (en) * | 2002-03-04 | 2006-03-08 | Schlumberger Holdings | Sand screens |
US7243715B2 (en) * | 2002-07-29 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Mesh screen apparatus and method of manufacture |
US7055598B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
US7066252B2 (en) * | 2002-08-29 | 2006-06-27 | Shell Oil Company | Erosion resistant, self and/or artificial external cleaning solid exclusion system |
DE10239863B4 (de) * | 2002-08-29 | 2005-03-17 | Webasto Ag | Fahrzeugdach mit einem über die Dachhaut nach hinten verschiebbaren Deckel |
US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
US6877561B2 (en) | 2002-10-28 | 2005-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Gravel packing method using vibration and hydraulic fracturing |
US7938201B2 (en) | 2002-12-13 | 2011-05-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deep water drilling with casing |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
EP1616075A1 (en) * | 2003-03-28 | 2006-01-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Surface flow controlled valve and screen |
US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
US7140437B2 (en) * | 2003-07-21 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for monitoring a treatment process in a production interval |
US20050028983A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Lehman Lyle V. | Vibrating system and method for use in scale removal and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
US6955218B2 (en) * | 2003-08-15 | 2005-10-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Placing fiber optic sensor line |
US20110094732A1 (en) * | 2003-08-28 | 2011-04-28 | Lehman Lyle V | Vibrating system and method for use in sand control and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
US6978831B2 (en) * | 2003-09-17 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for sensing data in a well during fracturing |
US7213650B2 (en) * | 2003-11-06 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for scale removal in oil and gas recovery operations |
US7343970B2 (en) * | 2003-12-04 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real time optimization of well production without creating undue risk of formation instability |
US7228900B2 (en) * | 2004-06-15 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for determining downhole conditions |
US7367395B2 (en) * | 2004-09-22 | 2008-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control completion having smart well capability and method for use of same |
US7303029B2 (en) * | 2004-09-28 | 2007-12-04 | Intelliserv, Inc. | Filter for a drill string |
US7165633B2 (en) * | 2004-09-28 | 2007-01-23 | Intelliserv, Inc. | Drilling fluid filter |
US7353869B2 (en) * | 2004-11-04 | 2008-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for utilizing a skin sensor in a downhole application |
GB2420357B (en) * | 2004-11-17 | 2008-05-21 | Schlumberger Holdings | Perforating logging tool |
US7213681B2 (en) * | 2005-02-16 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic stimulation tool with axial driver actuating moment arms on tines |
US7216738B2 (en) * | 2005-02-16 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic stimulation method with axial driver actuating moment arms on tines |
US7316272B2 (en) * | 2005-07-22 | 2008-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Determining and tracking downhole particulate deposition |
US7431082B2 (en) | 2005-08-19 | 2008-10-07 | Baker Hughes Incorporated | Retaining lines in bypass groove on downhole equipment |
CA2624180C (en) * | 2005-09-30 | 2012-03-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
CA2637876A1 (en) * | 2006-02-10 | 2007-08-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flexible well completions |
US7621324B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-11-24 | Don Atencio | Automated flowback and information system |
US7735555B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
US7857052B2 (en) | 2006-05-12 | 2010-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stage cementing methods used in casing while drilling |
US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
GB0616330D0 (en) * | 2006-08-17 | 2006-09-27 | Schlumberger Holdings | A method of deriving reservoir layer pressures and measuring gravel pack effectiveness in a flowing well using permanently installed distributed temperature |
US7543636B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Diagnostic sleeve shifting tool |
US8424599B2 (en) * | 2007-03-29 | 2013-04-23 | Fracmaster, Llc | Automated closed loop flowback and separation system |
US8186428B2 (en) * | 2007-04-03 | 2012-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Fiber support arrangement for a downhole tool and method |
US20080271926A1 (en) * | 2007-05-04 | 2008-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Mounting system for a fiber optic cable at a downhole tool |
US7900698B2 (en) * | 2007-08-13 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Downhole wet-mate connector debris exclusion system |
BRPI0819608B1 (pt) * | 2007-11-30 | 2018-12-18 | Shell Int Research | métodos para monitorar escoamento de fluido e para produzir hidrocarbonetos através de ondas acústicas |
CN101519962B (zh) * | 2008-02-25 | 2015-02-18 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于诊断的阀套移位工具 |
US8051910B2 (en) * | 2008-04-22 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Methods of inferring flow in a wellbore |
US20100013663A1 (en) * | 2008-07-16 | 2010-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Telemetry System Using an Optically Transmissive Fluid Media and Method for Use of Same |
US7866405B2 (en) * | 2008-07-25 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Securement of lines to well sand control screens |
US20100047089A1 (en) * | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature monitoring system for esp |
US8794337B2 (en) | 2009-02-18 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for controlling the connection and disconnection speed of downhole connectors |
US8122967B2 (en) * | 2009-02-18 | 2012-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for controlling the connection and disconnection speed of downhole connectors |
US8028768B2 (en) * | 2009-03-17 | 2011-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | Displaceable plug in a tool string filter |
US8011433B2 (en) * | 2009-04-15 | 2011-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional gravel packing in subterranean wells |
US7891423B2 (en) * | 2009-04-20 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for optimizing gravel deposition in subterranean wells |
DE202009012936U1 (de) * | 2009-07-30 | 2010-01-21 | Jürgens, Hauke Matthias | Strömungs-Kontroll-Filter |
US20110036566A1 (en) * | 2009-08-17 | 2011-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Attachment of control lines to outside of tubular |
WO2011022255A2 (en) * | 2009-08-17 | 2011-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Attachment of control lines to outside of tubular |
US8210252B2 (en) * | 2009-08-19 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic gravel distribution position sensor system |
US8205669B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic inner string position sensor system |
US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
US8302697B2 (en) | 2010-07-29 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Installation of tubular strings with lines secured thereto in subterranean wells |
US20120043079A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control well completion method and apparatus |
CN101949285B (zh) * | 2010-08-26 | 2013-06-19 | 中国海洋石油总公司 | 筛管完井破胶试验仪 |
US8584753B2 (en) | 2010-11-03 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for creating an annular barrier in a subterranean wellbore |
US9075900B2 (en) * | 2011-05-18 | 2015-07-07 | Exco Intouch | Systems, methods and computer program products for providing compliant delivery of content, applications and/or solutions |
US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
US9187963B2 (en) | 2012-07-13 | 2015-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low profile clamp for a wellbore tubular |
WO2014051564A1 (en) | 2012-09-26 | 2014-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
SG11201502036PA (en) | 2012-09-26 | 2015-04-29 | Halliburton Energy Services Inc | Single trip multi-zone completion systems and methods |
MX371144B (es) | 2012-09-26 | 2020-01-20 | Halliburton Energy Services Inc | Tubo de esnorquel con barrera contra desechos para medidores electronicos colocados sobre tamices de arena. |
US9163488B2 (en) | 2012-09-26 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zone integrated intelligent well completion |
MX359577B (es) * | 2012-09-26 | 2018-10-03 | Halliburton Energy Services Inc | Portador de medidor de criba de arena en línea. |
EP4033069A1 (en) * | 2012-09-26 | 2022-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of placing distributed pressure gauges across screens |
US9598952B2 (en) | 2012-09-26 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
US8857518B1 (en) | 2012-09-26 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
US8893783B2 (en) | 2012-09-26 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion |
US9828543B2 (en) | 2014-11-19 | 2017-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production |
US9927552B2 (en) | 2015-05-06 | 2018-03-27 | General Electric Company | System and method for eccentering correction |
WO2017105412A1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-tensile, thin-wall differential threaded coupling |
GB2568645B (en) | 2016-11-18 | 2021-09-08 | Halliburton Energy Services Inc | Variable flow resistance system for use with a subterranean well |
US10422203B2 (en) | 2017-03-22 | 2019-09-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Screen connection area assembly for gravel pack and method |
US10465484B2 (en) * | 2017-06-23 | 2019-11-05 | Saudi Arabian Oil Company | Gravel packing system and method |
US11466564B2 (en) | 2018-06-13 | 2022-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for downhole memory tool activation and control |
WO2020076286A1 (en) * | 2018-10-08 | 2020-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring fluid characteristics downhole |
US11346187B2 (en) * | 2019-11-07 | 2022-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen for use with external communication lines |
US12018557B2 (en) | 2020-05-29 | 2024-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Gravel pack quality measurement |
CA3190165A1 (en) * | 2020-10-02 | 2022-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Open-hole pressure tight multilateral junction |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3688188A (en) * | 1970-12-21 | 1972-08-29 | Bendix Corp | Means for measuring the density of fluid in a conduit |
DE3503239A1 (de) * | 1985-01-31 | 1986-08-07 | Hermann Uhl GmbH, 7601 Schutterwald | Foerdereinrichtung fuer einen schwimmbagger o.dgl. |
GB8612019D0 (en) * | 1986-05-16 | 1986-06-25 | Shell Int Research | Vibrating pipe string in borehole |
US4972906A (en) * | 1989-09-07 | 1990-11-27 | Conoco Inc. | Method for selective plugging of a zone in a well |
US5247156A (en) * | 1990-11-13 | 1993-09-21 | Cableries Et Trefileries De Cossonay S.A. | Apparatus for measuring physical properties of fluids |
US5210381A (en) * | 1991-05-23 | 1993-05-11 | Oil And Gas Consultants International, Inc. | Apparatus for generating vibrational energy in a borehole |
DE4141348C3 (de) * | 1991-12-14 | 1999-04-29 | Kostal Leopold Gmbh & Co Kg | Einrichtung zur Steuerung einer Scheibenwischanlage |
US5339895A (en) * | 1993-03-22 | 1994-08-23 | Halliburton Company | Sintered spherical plastic bead prepack screen aggregate |
US5664628A (en) * | 1993-05-25 | 1997-09-09 | Pall Corporation | Filter for subterranean wells |
US5481105A (en) * | 1993-06-04 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Neutron backscatter gravel pack logging sonde with azimuthal scan capability |
US5477506A (en) * | 1993-11-10 | 1995-12-19 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | In-flow acoustic sensor |
US5476143A (en) * | 1994-04-28 | 1995-12-19 | Nagaoka International Corporation | Well screen having slurry flow paths |
US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
US5577559A (en) * | 1995-03-10 | 1996-11-26 | Baker Hughes Incorporated | High-rate multizone gravel pack system |
US5579842A (en) * | 1995-03-17 | 1996-12-03 | Baker Hughes Integ. | Bottomhole data acquisition system for fracture/packing mechanisms |
US5515915A (en) * | 1995-04-10 | 1996-05-14 | Mobil Oil Corporation | Well screen having internal shunt tubes |
US5730223A (en) | 1996-01-24 | 1998-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an adjustable flow rate and associated methods of completing a subterranean well |
US5803170A (en) * | 1997-02-14 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well line protective apparatus |
US5963317A (en) * | 1997-08-15 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for inspecting well screens and associated methods |
US5964296A (en) * | 1997-09-18 | 1999-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation fracturing and gravel packing tool |
US6581454B1 (en) * | 1999-08-03 | 2003-06-24 | Shell Oil Company | Apparatus for measurement |
US6343651B1 (en) * | 1999-10-18 | 2002-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling fluid flow with sand control |
AU782553B2 (en) * | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
GB2360584B (en) * | 2000-03-25 | 2004-05-19 | Abb Offshore Systems Ltd | Monitoring fluid flow through a filter |
US6848510B2 (en) * | 2001-01-16 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Screen and method having a partial screen wrap |
-
2000
- 2000-07-13 US US09/615,016 patent/US6554064B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-07-13 WO PCT/US2001/022088 patent/WO2002006593A1/en active Application Filing
- 2001-07-13 AU AU2001273436A patent/AU2001273436A1/en not_active Abandoned
- 2001-07-13 GB GB0417884A patent/GB2401385B/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-13 GB GB0300197A patent/GB2382606B/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-13 GB GB0417885A patent/GB2401386B/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-13 BR BRPI0112572-9A patent/BR0112572B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-07-13 CN CNB018126626A patent/CN1249327C/zh not_active Expired - Fee Related
-
2002
- 2002-12-18 US US10/323,102 patent/US6684951B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-01-06 NO NO20030065A patent/NO334907B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20030085038A1 (en) | 2003-05-08 |
GB0417885D0 (en) | 2004-09-15 |
US6554064B1 (en) | 2003-04-29 |
NO20030065L (no) | 2003-03-10 |
AU2001273436A1 (en) | 2002-01-30 |
NO20030065D0 (no) | 2003-01-06 |
GB0417884D0 (en) | 2004-09-15 |
GB2401385B (en) | 2005-01-19 |
GB2382606A (en) | 2003-06-04 |
US6684951B2 (en) | 2004-02-03 |
GB2401386B (en) | 2004-12-22 |
CN1249327C (zh) | 2006-04-05 |
WO2002006593A1 (en) | 2002-01-24 |
BR0112572B1 (pt) | 2011-09-06 |
GB2382606B (en) | 2004-10-13 |
GB2401385A (en) | 2004-11-10 |
CN1441871A (zh) | 2003-09-10 |
BR0112572A (pt) | 2003-12-23 |
GB2401386A (en) | 2004-11-10 |
GB0300197D0 (en) | 2003-02-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO334907B1 (no) | Sandskjerm med integrerte sensorer | |
RU2468191C2 (ru) | Система и способ контроля физического состояния эксплуатационного оборудования скважины и регулирования дебита скважины | |
US7913775B2 (en) | Subsurface formation core acquisition system using high speed data and control telemetry | |
Gao et al. | A literature review on smart-well technology | |
US6615917B2 (en) | Computer controlled injection wells | |
EA008718B1 (ru) | Контролируемый с поверхности клапан потока и фильтр | |
NO317642B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for reservoarovervaking ved hjelp av en utstrekkbar probe | |
NO320858B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for bronntelemetri ved bruk av stromnings-transporterbare databaerere | |
NO326755B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for formasjonsproving ved bruk av verktoy med aksielt- og spiralanordnede apninger | |
CN108060915B (zh) | 可提高降水增油能力的完井结构 | |
CN112001134B (zh) | 一种非常规气藏流场结构识别方法及装置 | |
US6655457B1 (en) | Method for use in sampling and/or measuring in reservoir fluid | |
AU749714B2 (en) | Computer controlled injection wells | |
US11649725B2 (en) | Downhole tool with filtration device | |
NO316294B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for reservoarovervåkning via en klargjort brönn | |
Das | Wellbore hydraulics in a SAGD well pair | |
US5974874A (en) | Method for testing gas wells in low pressured gas formations | |
CN105745395B (zh) | 利用取芯液填充取芯工具内筒的方法 | |
US6843117B2 (en) | Method and apparatus for determining downhole pressures during a drilling operation | |
JPH06294270A (ja) | 大深度孔内採水装置 | |
AU2012388214A1 (en) | Concentric container for fluid sampling | |
Bryant et al. | Utility and reliability of cemented resistivity arrays in monitoring waterflood of the Mansfield Sandstone, Indiana, USA | |
Shumakov et al. | Acquiring Accurate Reservoir Data During TCP To Maximize Oil Production and Increase ESP Run Life | |
US11697988B2 (en) | Method and apparatus for generating artificial permeability during completion phase | |
CA2849516C (en) | Well completion method to allow dual monitoring of reservoir saturation and pressure |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |