NO343116B1 - Verktøy og fremgangsmåte for å detektere innstrømning av fluid i en brønnboring - Google Patents

Verktøy og fremgangsmåte for å detektere innstrømning av fluid i en brønnboring Download PDF

Info

Publication number
NO343116B1
NO343116B1 NO20081777A NO20081777A NO343116B1 NO 343116 B1 NO343116 B1 NO 343116B1 NO 20081777 A NO20081777 A NO 20081777A NO 20081777 A NO20081777 A NO 20081777A NO 343116 B1 NO343116 B1 NO 343116B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
wellbore
sensor
fluid
acoustic
tool
Prior art date
Application number
NO20081777A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20081777L (no
Inventor
Roger R Steinsiek
Original Assignee
Baker Hughes A Ge Co Llc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes A Ge Co Llc filed Critical Baker Hughes A Ge Co Llc
Publication of NO20081777L publication Critical patent/NO20081777L/no
Publication of NO343116B1 publication Critical patent/NO343116B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/107Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/02Analysing fluids
    • G01N29/036Analysing fluids by measuring frequency or resonance of acoustic waves
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/22Details, e.g. general constructional or apparatus details
    • G01N29/222Constructional or flow details for analysing fluids
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/01Indexing codes associated with the measuring variable
    • G01N2291/014Resonance or resonant frequency
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/028Material parameters
    • G01N2291/02881Temperature

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)

Abstract

Fremgangsmåten og anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse muliggjør detektering av en strømming av et formasjonsfluid som kommer inn i et brønnhull. En ultrasonisk sensor er plassert i et brønnhull. Sensoren har et resonansorgan som er eksponert for et fluid i brønnhullet. Ved en posisjon i brønnhullet blir akustisk energi målt, hvor den akustiske energien er relatert til turbulens fra formasjonsfluid som strømmer inn i brønnhullet. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen er det tilveiebrakt et verktøy for å detektere en strømming av et formasjonsfluid inn i en posisjon i et brønnhull. Den ultrasoniske sensoren har et resonansorgan som er innrettet for å være i kontakt med et fluid i brønnhullet. Sensoren genererer elektriske signaler når den eksponeres for ultrasoniske turbulenser forårsaket av at et formasjonsfluid strømmer inn i brønnhullet. En prosessor behandler de elektriske signalene for å detektere strømmingen av formasjonsfluidet.

Description

TEKNISK OMRÅDE
[0001] Oppfinnelsen vedrører gen ere ft det område som angår evaluering av hydrokarboner i et brønnhull, og mer spesielt en fremgangsmåte og en anordning for å detektere strømming av formasjonsfluider inn i brønnhull.
BAKGRUNN FOR OPPEINNB-SEN
[0002] US 3,603, 145 vedrører overvåking av fluider r et borehull , US 3,908,454 angir en fremgangsmåte og et apparat for logging av strømningssgenskaper ved en brønn. US 5,877,996 omhandler et signalomformerarrangement. Brønnhullsverktøy, slik som kabelverktøy, bunnhullsdnordninger festet til en borestreng, som hver har en rekke påmonterte sensorer som anvendes til å bestemme en rekke forskjellige parametere av interesse vedrørende undergrunnsformasjonene, innbefattende detektering av formasjonsfluider som strømmer inn i brønnhullene. Det er nyttig å detektere forekomsten, graden og posisjonen (dybden) til brønnhullsfluidene som kommer inn i et brønnhull. Slik informasjon kan benyttes til avslutning av brønnene, og utforme reparasjonsarbeid og/eller til å bestemme én eller flere karakteristikker ved reservoaret eller formasjonen,
[0003] En økning i etterspørselen etter naturgass har ført til behov for å komplettere brønner med lavt gassvolum. Denne etterspørselen har fått olje- og gassletingsindustrien til å identifisere små, lave gassvol urner som kommer inn i brønnhullene. Disse brønnene kan være luftborede borehull eller boret ved å benytte borefluid. Det er derfor nyttig å detektere forekomsten og posisjonen til slike små gassproduserende soner.
[0004] Det er også viktig å detektere væsker som strømmer inn i brønnhullene uansett om det er før avslutning av slike brønner for produksjon av hydrokarboner eller etter avslutning. Det er nyttig å detektere om et formasjonsfluid lekker inn i et brønnhull etter avslutning for å foreta reparasjonsarbeid; Akustiske sensorer, innbefattende ultralydsensorer som bæres av brønnhulisverktøy, er blitt benytet til å detektere formasjonsfluid som strømmer inn i brønnhull. I visse brønnhullssituasjoner skaper fluid, som kommer inn i brønnhullene gjennom små arealer, turbulenser i brønnhullsfluidet (som kart være væske eller luft) i det ultrasoniske frekvensområde. Ultrasoniske sensorer er blitt benyttet til å detektere slik turbulens; Ultrasoniske sensorer som benytter et piezoelektrisk element, er blitt benyttet. Slike sensorer er innesluttet i et ytre hus som kan være et metallisk eller ikke- metallisk (plast, gummi, osv.) hus for å beskytte sensoren fra borehullsmiljøet (høyt trykk og høy temperatur). Disse beskyttende omhyllingene har en tendens til å redusere sensorens evne til å detektere den ultrasoniske turbulensen på grunn av lyd refleksjon og/eller dempning i det beskyttende husmateriale.
[0005] Det er derfor ønskelig å ha brønnhullsverktøy som innbefatter ultrasoniske sensorer som har større følsomhet og som er i stand til å motstå brønnhullsmiljøet, dvs. høye temperaturer og høye trykk (som kan være større enn 190 “C og over 20.000 psi). Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en anordning og en fremgangsmåte som tar hensyn til de ovennevnte problemene .
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0006] Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. Et aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for å detektere en strømming av et formasjonsfluid som kommer inn i et brønnhull. En ultrasonisk sensor er plassert I et brønnhull. Sensoren har et resonansorgan som er eksponert for et fluid i brønnhullet. Sensoren er avstemt til en resonansfrekvens og er trykk- og temperaturbalansert for bruk i et brønnhull. Akustisk energi som er relatert til turbulensen fra formasjonsfluid som kommer inn i brønnhullet, blir malt ved å benytte den ultrasoniske sensoren. Signalerfra sensoren blir behandlet for å bestemme forekomsten av formasjonsfluidet som kommer inn i brønnhullet, og korrelert med posisjonen (dybden) i brønnhullet ved å benytte sensordybdedataene som er fremskaffet fra de dybdemålingene som er tatt i forbindelse med sensorposisjonen i brønnhullet, Fremgangsmåten angår også å tilveiebringe et sett med sensorer omordnet omkretsmessig i et verktøy for å fremskaffe en fullstendig dekning av målinger langs den indre omkretsen til brønnhullet. Fremgangsmåten sørger videre for å benytte et ytterligere sett med sensorer som er langsgående atskilt fra det første settet for å korrelere data for nøyaktig å bestemme forekomsten og posisjonen til innkomsten av fluidet inn i brønnhullet.
[0007] Ifølge en annen utførelsesform aV oppfinnelsen, er det til veiebrakt et verktøy for å detektere en strømming av et formasjonsfluid ved en brønnhullsposisjon i et brønnhull. Verktøyet innbefatter minst én ultrasonisk sensor. Den ultrasoniske sensoren har et resonansorgan som er innrettet for å være [ direkte kontakt med brønnhullsfluidet. Den ult rasoniske sensoren er avstemt til en resonansfrekvens og genererer elektriske signaler når den eksponeres for ultrasoniske turbulenser forårsaket av formasjonsfluidet som strømmer inn i brønnhuliet. En prosessor behandler de elektriske signalene for å detektere strømmingeh av formasjonsfluidet som kommer inn i brønnhuliet. En temperatursensor båret av verktøyet, måler temperaturen i brønnhullsfluidet, og prosessoren korrelerer informasjonen fra temperatur- og ultralydsensoren for å verifisere deteksjonen av formasjonsfluidet som kommer inn i brønnhuliet.
[0008] Fremgangsmåten og anordningen ifølge oppfinnelsen tilveiebringer utførelsesformer av de viktigste trekkene ved oppfinnelsen som er blitt oppsummert, i stedet for generelt slik at den detaljerte beskrivelse av denne som følger heretter, kan forstås bedre, og for at bidragene til teknikkens stand kan forstås bedre. Det er selvsagt ytterligere trekk ved oppfinnelsen som vil bli beskrevet i det etterfølgende, og som vil være temaet i de vedføyde patentkrav.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
[0009] Foreliggende oppfinnelse og dens fordeler vil bli bedre forstått under henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse og de vedføyde tegningene hvor:
[0010] Fig. 1 illustrerer et brønnhullsverktøy for å bestemme fluider som strømmer inn i et brønnhull, i henhold til ett utførelseseksempel av foreliggende oppfinnelse;
[0011] Fig. 2 illustrerer en seksjon av et brønnhullsverktøy for å detektere akustisk energi i et brønnhull;
[0012] Fig, 3 illustrerer et tverrsnitt gjennom en seksjon av et brønnhullsverktøy som viser et sensor- og trykkompenseringssystem i et verktøylegeme i henhold til et utførelseseksempel av foreliggende oppfinhelse; og
[0013] Fig. 4 illustrerer et tverrsnitt gjennom en akustisk sensor fremstilt i henhold til et utførelseseksempel av foreliggende oppfinnelse.
[0014] Selv om oppfinnelsen vil bli beskrevet i forbindelse med de foretrukne utførelsesformene, vil fagkyndige på området forstå at oppfinnelsen ikke er begrenset til dette. Den er ment å dekke alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som kan innbefattes innenfor rammen av oppfinnelsen, slik den er definert i de vedføyde patentkrav.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0015] På bakgrunn av det ovennevnte blir foreliggende oppfinnelse ved hjelp av én eller flere av de forskjellige aspektene og/eller utførelsesformene , beskrevet for å tilveiebringe én eller flere fordeler, slik som nevnt ovenfor,
[0016] Fig. 1 illustrerer et system 100: for å detektere fluidinnstrømming i et brønnhull. Systemet 100 viser et brønnhullsverktøy 100 plassert i et brønnhull 110 ved å benytte et verktøytransportorgan 112, som kan være en kabel, en rørledning, en glattkabel eller en hvilken som helst annen egnet transportanordning. Brønnhullet 110 kan inneholde luft eller en væske, slik som et borefluid eller et produksjonsfluid, som et medium 118. Verktøyet 102 er vist a innbefatte et nedre akustisk sensorarrangement eller sett 120 og et øvre akustisk sensorarrangement eller sett longitudinalt atskilt fra det nedre sensorsettet med en kjent avstand. Hvert sensorarrangement kan innbefatte flere ultrasoniske sensorer, der hver slik sensor videre kan være en ultrasonisk sensor. Sensorene i hvert sensorarrangement: kan være plassert omkretsmessig omkring verktøyet 102 for a tilveiebringe en fullstendig dekning av målinger omkring borehullet 110. Ifølge et aspekt kan de enkelte sensorene hver tilveiebringe en begrenset omkretsmessig dekning. I et slikt tilfelle kan flere omkretsmessig atskilte sensorer, f. eks. seks eller sju, benyttes som sensorsett for a tilveiebringe den fullstendige dekningen. Strukturen og operasjonen av hver slik sensor og sensorsettet er beskrevet mer detaljert nedenfor. Verktøyet 102 kan videre innehold en temperatursensor 130 som måler temperaturen i brønnhullsmediet 118. Verktøyet 102 er vist nedsenket i brønnhullet via en talje ved hjelp av en kabel 112 på en vinsj 117 plassert på en egnet bæreanordning, slik som en last bil 115 (for tandoperasjoner) eller en offshore-pfattform (for offshore-operasjoner) . Et datamaskinsystem 150, som kan innbefatte en prosessor 152, er koplet til verktøyet 102 via kraft- og datalinjer båret av transportorganet 112. Datamaskinsystemet 150 inneholder én eller flere lagringsanordninger, visuelle visningsanordninger, annet utstyr og dataprogrammer innbakt i ett eller flere datamaskinlesbare media som er aksesserbare for datamaskinene for å utføre fremgangsmåtene, operasjonene og funksjonene vedrørende verktøyet: 102 i henhold til foreliggende oppfinnelse,
[0017] Det refereres fremdeles til fig, 1 hvor et formasjonsfluid 142, som kommer inn i brønnhullet ved en posisjon 143, [ noen tilfeller kan forårsake eller skape turbulenser i brønnhullet 110 i det ultrasoniske frekvensområde. Sensorene i hyert sensorsett 120 og 122 er ifølge et aspekt avstemt fil en egnet frekvens for å detektere akustiske frekvenser i det ultrasoniske område. Ifølge ett aspekt er hver enkelt sensor avstemt til omkring 40 kH3⁄4 selv om en annen frekvens kan benyttes. Ettersom verktøyet 102 blir beveget i brønnhullet 110, f.eks. mot Overflaten, detekterer individuelle sensorer i sensorsettet 120 og 122 turbulenser frembrakt av fluidet 142 i det ultrasoniske område, der hver sensor tilveiebringer tilsvarende elektriske: responser eller signaler. Signalene fra hver slik sensor eller fra flere sensorer i et sett, kombinert med hverandre, kan behandles for å detektere eller bestemme forekomsten av fluid 142 som strømmer inn i brønnhullet 110. Sensorsettet 120 tilveiebringer likeledes signaler som reaksjon på turbulensen når sensorene i settet 120 er i nærheten av fluidinnstrømmingsposisjonen 143. Dataene fra de to sensorsettene 120 og 122 kan korreleres for å tilveiebringe en nøyaktig deteksjon og bestemmelse av posisjonen eller dybden for fluidinnstrømmingsstedet 143. Prosessoren 153 kan være anordnet i verktøyet 102 eller ved overflaten 115 eller den kan være distribuert.
[0018] Fig , 2 illustrerer en seksjon 200 av et brønnhullsverktøy for å detektere energi i et borehull. Seksjonen kan være plassert r den øvre eller nedre del av brønn hullsverktøyet 102. Denne seksjonen i verktøyet 102 inneholder omkretsmessig anordnede portaler 210 for å romme ultrasoniske sensorer 220 inne i portalene. En separat portal er anordnet for hver sensor i et sensorsett: Seksjonen 200 innbefatter også en væskéfylljngsåpning 230. Nok signaler kan tilveiebringes slik at fullstendig akustisk dekning av en indre omkrets av brønnhullet blir muliggjort, som diskutert ovenfor under henvisning til fig. 1. I en utførelsesform kan to sett med sensorer, hvert sett med sju portaler med sju sensorer, brukes i et brønn hullsverktøy, der ett sett er lokalisert i en øvre, rørformet verktøyseksjon og et annet ved en nedre, rørformet verktøyseksjon.
[0019] Fig . 3 illustrerer et tverrsnitt gjennom den verktøyseksjonen som er vist på fig.
2. Hver ultrasonisk sensor 220 er sikkert plassert i sin tilsvarende portal inne i verktøyhuset 312. Det vises også til fig. 4 som er en illustrasjon av en sensor 220, en ytre overflate 222 av et resonanskammer 224 for sensoren 220 er direkte eksponert for omgivelsene utenfor verktøyet under drift, dvs. når verktøyet er i brønnhullet, hvor overflaten 222 er eksponert for borehullsfluid. Huset 312 innbefatter en ledning eller fluidlinje 320 for å tilveiebringe fluidkommunikasjon mellom et sensorhulrom 226 og et fleksibelt organ 340. Ledningen 320 og det fleksible organet 340 tilveiebnnger trykkompensasjon for at oljen kan ekspandere eller trekke seg sammen når verktøyet er nede i hullet. Oljen tilveiebringes for både temperatur- og trykkompensasjon når borehullstilstandene endres. Fluidledningen 320 og se nsorhul rommet 226 er fylt: med en lett olje med passende viskositet, slik som silikon som har en densitet mindre enn 1OO centistoke. Et hvilket som helst annet egnet flytende fluid kan også benyttes for formålet med foreliggende: oppfinnelse.
[0020] Fig. 4 illustrerer et tverrsnitt gjennom en akustisk sensor 220 anordnet i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Som bemerket ovenfor, kan sensoren 220 være lokalisert inne i én av flere portaler omkring brønnhultsverktøyet 102. Et hus 400 som kan være laget av wolfram, inneholder et membranorgan 410 som har en ytre overflate 222 som er eksponert for det utenforliggende: miljøet. Den indre overflaten av membranen er festet til et piezoelektrisk organ 420, som kan være en plate, ved hjelp av en egnet harpiks eller ved hjelp av et hvilket som helst annet egnet materiale eller teknikk. Membranen 410 med det piezoelektriske organet 420 danner sammen resonansorganet 224 for sensoren 220. Elektroder 430 kan være festet til den piezoeiektriske platen 420 og til sensorhuset 400. En åpning 440 til hulrommet 226 gjør det mulig for fluidet å strømme mellom sensoren og det fleksible organet via fluidledningen 320 for å kompensere for trykkvariasjo ner når oljen ekspanderer eller trekker seg sammen i brønnhullet. Huset 400 kan ha tetnihgsmaterialer 450 og festeanordnmger 460.
[0021] Resonansorganet 224 r sensoren 220 kan være avstemt til å være mer eller mindre følsom for forskjellige avstander ved å variere diameteren og tykkelsen av membranorganet 410, så vel som den piezoeiektriske platen 420. Disse avstemmingsmetodene er vel forstått av fagkyndige på området. Frekvensområder omkring 40 kHz er f.eks. brukbare for deteksjon av hydrokarbonfluidstrømming. Et membranorgan 410 med tykkelse på omkring 0,020 tommer (ca. 0,5 mm) med en passende justert piezoelektrisk plate 420 kan brukes til a danne en sensors resonansorgan som kan tilveiebringe tilstrekkelig sensitivitet i de akustiske frekvensområdene som er brukbare for hydrokarbonfluid-strømmingsdeteksjon . Sensoren 220 kan også avstemmes til enhver ønsket frekvens ved hjelp av a benytte elektriske kretser på stedet. Sensoren kan avstemmes til en hvilket som helst ønsket frekvens innenfor et område av frekvenser. En tilbakekoplingskrets kan være anordnet som bestemmer den ønskede frekvensen, og en prosessor avstemmer sensoren til den ønskede frekvensen. Denne fremgangsmåten gjør det mulig å justere resonansfrekvensen etter hvert som brønnbullstilstandene endres. Utførelseseksempelet på den ikke begrensende sensoren 220 som er beskrevet her, er vist å innbefatte et enkelt resonansorgan som er drastisk eksponert for brønnhuilsfluidet, hvor sensoren er avstemt til en valgt frekvens i et område av frekvenser, og som videre er trykkompensert ved hjelp av et væskemedium inne i sensoren. Akustiske enkeitmembransensorer blir noen ganger referert til pa dette område, som unimorftmodi- eller bøyningsmodi-transdusere. Andre sensorer, innbef atten de, men ikke begrenset til, sensorer som har piezoelektriske elementer med impedanstilpasning og direkte i kontakt med brønnhullsfluidet, kan også benyttes. Slike sensorer blir referert til som forlengelsesmodus- eller radialmodus-transdusere.
[0022] Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer således en fremgangsmåte, en anordning og et system for å bestemme strømming av formasjonsfluid som kommer inn i et brønnhull. I en ikke-begrensende utførelsesform tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte som innbefatter å plassere en ultrasonisk sensor som har et resonansorgan eksponert for et fluid i brønnhullet, og å måte, ved en dybde i brønnhullet, akustisk energi relatert til turbulens forårsaket av formasjonsfluidet som kammer inn i brønnhullet. En posisjon for formasjonsfluidet som kommer inn i brønnhullet fra den detekterte turbulensen, blir så bestemt. Temperatur kan også måles ved posisjonen, og den akustiske energien og temperaturen kan korreleres for å verifisere posisjonen til fluidet som kommer inn i brønnhullet. Resonansorganet i den ultrasoniske sensoren kan være avstemt til valgte frekvensområder. Avstemming kan utføres ved a velge dimensjoner av resonansorganet (tykkelsen og diameteren til senson membrandelen så vel som den piezoelektriske platen) som definerer valgt resonansfrekvens eller den ultrasoniske sensoren, eller avstemmingen kan skje ved å tilkople sensoren på stedet med en elektrisk krets. Avstemmingen kan skje når brønnhullsverktøyet befinner seg inne i brønnhullet. Resonansorganet i den ultrasoniske sensoren kan være festet til et hus innrettet for å innehoide en væske, og hvori resonansorganet videre omfatter en metallisk membran eksponert for et utenforliggende miljø og et piezoelektrisk organ som er beskyttet fra miljøet utenfor. De ultrasoniske sensorene kan være lokalisert omkring et rørformet organ for å tilveiebringe hovedsakelig fullstendig akustisk dekning av en indre omkrets av brønnhullet.
Den ultrasoniske sensoren kan være avstemt til en frekvens på omkring 40 kHz, Trykkompensasjon kan tilveiebringes for den ultrasoniske sensoren når den ultrasoniske sensoren er i brønn hullet,
[0023] I én utførelsesform tilveiebringer oppfinnelsen en anordning for å bestemme strømming av et formasjonsfluid inn i et brønnhull ved en posisjon nede i hullet . Anordningen omfatter minst én ultrasonisk sensor (ultralydsensor) båret av verktøyet, hvor den ultrasoniske sensoren har et resonansorgan innrettet for å være i kontakt med borehullsfluidet, Den ultrasoniske sensoren genererer elektriske signaler når den eksponeres for ultrasoniske turbulenser forårsaket av et formasjonsfluid som strømmer inn i brønnhullet. En prosessor kan være anordnet, som behandler de elektriske signalene for å bestemme posisjonen av formasjonsfluidet som strømmer inn i brønnhullet. Resonansorganet kan være festet til et hus som er innrettet for å inneholde en væske, for a tilveiebringe en trykkompensering til resonansorganet når verktøyet er i brønnhullet. Resonans organet kan ha et membranorgan og et piezoelektrisk organ festet til membranen. Membranen kan være en forholdsvis tynn metallisk membran, slik som en titanmembran med tykkelse på omkring 0,5 mm (0,020 tommer). Resonansorgan-membranen kan definere en resonansfrekvens for den ultrasoniske sensoren. En krets kan benyttes til å avstemme resonansorganet til en valgt resonansfrekvens. Resonansfrekvensen til resonansorganet kan være over den hørbare frekvensen (audio-frekvensen), slik som omkring 40 kHz. Væsken i sensoren tilveiebringer trykkompensering og kan være utformet for å være i fluidkommunikasjon med et yæskereservoar eller med et fleksibelt organ som gjør det mulig for væsken i sensoren å ekspandere og trekke seg sammen nede brønnhullet. Et antall ultrasoniske sensorer kan være anordnet omkring et rørformet organ i verktøyet, og disse sensorene kan tilveiebringe hovedsakelig fullstendig akustisk måledekning for en indre omkrets av brønnhullet. En temperatursensor kan være anordnet, som maler temperaturen i fluidet i brønnhullet og prosessoren kan korrelere den måte temperaturen med de elektriske signalene for å verifisere posisjonen til fluidet som kommer inn i brønnhullet
[0024] Den utførelsesformen som er beskrevet her, er derfor godt tilpasset for å utføre oppfinnelsen, selv om forskjellige utførelsesformer av oppfinnelsen er blitt gitt med det formal å beskrive, kan mange endringer kjent for fagkyndige personer på området, brukes til å praktisere oppfinnelsen og til å fremskaffe de resultatene som er nevnt her, uten å avvike fra oppfinnelsens ramme som: er definert av de vedføyde patentkrav, Forskjellige modifikasjoner som er definert ay kravene, vil være opplagte for fagkyndige på området. Det er ment at alle slike varianter som faller innenfor omfanget av de vedføyde patentkrav, skal være omfattet av den foregående beskrivelsen.

Claims (20)

  1. P A T E N T K RA V
    1 , Fremgangsmåte for a detektere en strømming av at fluid (142) som kommer fra en formasjon inn i et brønnhull (110),
    ka ra kt e r i s e rt v e d:
    å plassere et resonansorgan (224) for en akustisk sensor (220) i direkte fluidkommunikasjon med fluidet (142) som kommer inn i brønnhullet (110), i brønnhullet (110) ved en valgt dybde;
    å måle, med sensoren (220), en akustisk energi som er mottatt direkte fra -fluidet (142) som kommer fra formasjonen inn i brønnhullet (110), og å detektere strømmingen av formasjonsfluidet (142) som kommer inn i brønnhullet (110) ved å bruke den akustiske energien som er målt av sensoren (220).
  2. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1 , videre omfattende:;
    å måle en temperatur i brønnhullet (110) og korrelere den målte temperaturen og den akustiske energien som er målt av sensoren (220) , for å verifisere deteksjonen av fluidet (142) som kommer inn i brønnhullet (110).
  3. 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 , videre omfattende å avstemme resonånS-organet (224) for den akustiske sensoren (220) ved hjelp av én av: (i) å velge en dime nsjon for resonansorganet (224) som i det minste delvis bestemmer en valgt resonansfrekvens for sensoren (220), og (ii) å avstemme sensoren (220) til en resonansfrekvens på stedet ved å benytte en elektrisk krets.
  4. 4. Fremgångsmåte ifølge krav 1 , videre omfattende å feste resonansorganet; (224) for den akustiske sensoren (220) til et hus som er innrettet for å inneholde en væske, og hvor resonansorganet (224) videre omfatter en metallisk membran (410) eksponert for et utenforliggende miljø og et piezpelektrisk element (420) som er beskyttet fra det utenforliggende miljøet;
  5. 5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 , videre omfattende å plassere et flertall av akustiske sensorer omkring et rørformet organ for å tilveieb ringe hovedsakelig fullstendig akustisk dekning av en indre omkrets av brønnhullet (110).
  6. 6. Fremgangsmåte ifølge krav 1 , videre omfattende å avstemme den akustiske sensoren (220) til en frekvens på omkring 40 kHz.
  7. 7. Fremgangsmåte ifølge krav 1 , hvor detektering avstrømmingen av formasjonsfluidet (142) som kommer inn i brønnhullet (110) utføres ved i hovedsak å behandle signaler som er generert av sensoren (220) som respons på den akustiske energien mottat direkte fra fluidet (142) som kommer fra formasjonen inn i brønnhullet (110).
  8. 8. Fremgangsmåte ifølge krav 1 , videre omfattende å tilveiebringe trykkompensering for den akustiske sensoren (220) til bruk i brønnhullet (110).
  9. 9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor tilveiebringelsen av trykkompensering innbefater a benytte en væske i trykkommunikasjon mellom den akustiske sensoren (220) og et fleksibelt organ (340).
  10. 10. Verktøy for bestemmelse av strømming av et fluid (142) som kommer fra en formasjon inn i et brønnhul! (110),
    ka ra kt er ise rt v e d:
    minst én akustisk sensor (220) båret av verktøyet (102), hvor den minst ene akustiske sensoren (220) har et resonartsorgan (224) innrettet for å være i direkte kontakt med fluidet (142) som kommer inn i brønnhullet (110), hvor den minst ene akustiske sensoren (220) er konfigurert til å generere elektriske signaler som reagerer på akustisk energi som er generert av formasjonsfluidet (142) mens det kammer inn i brønnhullet (110); og
    en prosessor (152, 153) som er konfigurert til å behandle de elektriske signalene for å detektere strømmingen av formasjonsfluidet som kommer inn i brønnhullet (110).
  11. 11 , Verktøy ifølge krav 10, hver resonansorganet (224) for den minst ene akustiske sensoren (220) er festet til et hus som inneholder en væske deri for å tilveiebringe trykkompensering til resonansorganet (224) når verktøyet (102) er i brønnhullet (110).
  12. 12. Verktøy ifølge krav 10, hvor en væske i et hus i trykkommunikasjon med resonansorganet (224)tilveiebringer trykkompensering til den akustiske sensoren (220).
  13. 13. Verktøy ifølge krav 10, hvor den minst ene akustiske sensoren (220) innbefatter et flertall av akustiske sensorer anordnet omkring et rørformet organ og er konfigurert til å tilveiebringe hovedsakelig fullstendig akustisk dekning av en indre omkrets av brønnhullet (110).
  14. 14. Verktøy ifølge krav 10, videre omfattende en temperatursensor (130) som konfigurert til å måle temperaturen i fluidet (142) i brønnhullet (110), og hvor prosessoren (152, 153) er konfigurert til å korrelere data fra den malte temperaturen og de elektriske signalene for å verifisere posisjonen for formasjonsfluidet (142) som kommer inn i brønnhullet (110).
  15. 15. Verktøy ifølge krav 10, hvor prosessoren (152, 153) er konfigurert til i hovedsak å behandle de elektriske signalene fra den akustiske sensoren (220) for å detektere strømningen av formasjonsfluidet (142) som kommer inn i brønnhullet (110).
  16. 16. Verktøy ifølge krav 10, videre omfattende en krets som er konfigurert til å avstemme resonansorganet (224) til en valgt resonånsfrekverts.
  17. 17. Verktøy ifølge krav 16, hvor resonansorganet (224) har en resonansfrekvens på omkring 40 kHz.
  18. 18. Verktøy ifølge krav 10, hvor den minst ene akustiske sensoren (220) er en ultrasonisk sensor, og resonansorganet (224) omfatter:
    en membran (410); og
    et piezoelektrisk organ (420) festet til membranen (410)
  19. 19. Verktøy ifølge krav 18 hvor membranen (410) er en metallisk membran med: en tykkelse på omkring 0,5 mm f 0,020 tommer).
  20. 20. Verktøy ifølge krav 18, hvor dimensjoner av membranen (410) definerer i det minste delvis en resonansfrekvens for den minst ene akustiske sensoren (220).
NO20081777A 2005-10-14 2008-04-11 Verktøy og fremgangsmåte for å detektere innstrømning av fluid i en brønnboring NO343116B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/250,598 US7464588B2 (en) 2005-10-14 2005-10-14 Apparatus and method for detecting fluid entering a wellbore
PCT/US2006/040135 WO2007047460A1 (en) 2005-10-14 2006-10-13 Apparatus and method for detecting fluid entering a wellbore

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20081777L NO20081777L (no) 2008-05-13
NO343116B1 true NO343116B1 (no) 2018-11-05

Family

ID=37575149

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20081777A NO343116B1 (no) 2005-10-14 2008-04-11 Verktøy og fremgangsmåte for å detektere innstrømning av fluid i en brønnboring

Country Status (6)

Country Link
US (2) US7464588B2 (no)
BR (1) BRPI0605289B1 (no)
CA (1) CA2625102C (no)
GB (1) GB2445498B (no)
NO (1) NO343116B1 (no)
WO (1) WO2007047460A1 (no)

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7464588B2 (en) * 2005-10-14 2008-12-16 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for detecting fluid entering a wellbore
US9045973B2 (en) 2011-12-20 2015-06-02 General Electric Company System and method for monitoring down-hole fluids
US9658178B2 (en) 2012-09-28 2017-05-23 General Electric Company Sensor systems for measuring an interface level in a multi-phase fluid composition
US9536122B2 (en) 2014-11-04 2017-01-03 General Electric Company Disposable multivariable sensing devices having radio frequency based sensors
US9589686B2 (en) 2006-11-16 2017-03-07 General Electric Company Apparatus for detecting contaminants in a liquid and a system for use thereof
US9538657B2 (en) 2012-06-29 2017-01-03 General Electric Company Resonant sensor and an associated sensing method
US10914698B2 (en) 2006-11-16 2021-02-09 General Electric Company Sensing method and system
NO20070628L (no) * 2007-02-02 2008-08-04 Statoil Asa Measurement of rock parameters
US8286475B2 (en) * 2008-07-04 2012-10-16 Schlumberger Technology Corporation Transducer assemblies for downhole tools
US8904859B2 (en) * 2008-08-26 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Detecting gas compounds for downhole fluid analysis
US8117907B2 (en) * 2008-12-19 2012-02-21 Pathfinder Energy Services, Inc. Caliper logging using circumferentially spaced and/or angled transducer elements
US8464790B2 (en) * 2009-11-17 2013-06-18 Baker Hughes Incorporated Brine salinity from sound speed
US20110203805A1 (en) * 2010-02-23 2011-08-25 Baker Hughes Incorporated Valving Device and Method of Valving
US8542023B2 (en) 2010-11-09 2013-09-24 General Electric Company Highly selective chemical and biological sensors
US8783099B2 (en) * 2011-07-01 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Downhole sensors impregnated with hydrophobic material, tools including same, and related methods
US10598650B2 (en) 2012-08-22 2020-03-24 General Electric Company System and method for measuring an operative condition of a machine
US9746452B2 (en) 2012-08-22 2017-08-29 General Electric Company Wireless system and method for measuring an operative condition of a machine
MX359317B (es) 2012-09-26 2018-09-25 Halliburton Energy Services Inc Metodo de colocacion de manometros distribuidos a traves de filtros.
BR112015006496B1 (pt) * 2012-09-26 2020-06-30 Halliburton Energy Services, Inc Barreira de resíuos para a utilização em um furo de poço
US10684268B2 (en) 2012-09-28 2020-06-16 Bl Technologies, Inc. Sensor systems for measuring an interface level in a multi-phase fluid composition
US9567846B2 (en) * 2014-01-09 2017-02-14 Baker Hughes Incorporated Devices and methods for downhole acoustic imaging
EP3132118B1 (en) 2014-07-18 2020-02-19 Halliburton Energy Services, Inc. Determining locations of acoustic sources around a borehole
US9828848B2 (en) * 2014-10-09 2017-11-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Wireless passive pressure sensor for downhole annulus monitoring
US10323476B2 (en) * 2014-11-12 2019-06-18 Halliburton Energy Services, Inc. Internally trussed high-expansion support for inflow control device sealing applications
CN105804725B (zh) * 2014-12-29 2023-08-22 何建辉 一种石油井下非接触式超声波液位监控系统
US11536132B2 (en) * 2014-12-31 2022-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Integrated multiple parameter sensing system and method for leak detection
WO2016115012A1 (en) 2015-01-13 2016-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic array signal processing for flow detection
EP3215712B1 (en) 2015-01-13 2020-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic downhole leak classification and quantification
US10316648B2 (en) * 2015-05-06 2019-06-11 Baker Hughes Incorporated Method of estimating multi-phase fluid properties in a wellbore utilizing acoustic resonance
EP3118656A1 (en) * 2015-07-13 2017-01-18 Openfield A downhole ultrasonic transducer, downhole probe and tool comprising such a transducer
WO2017044244A1 (en) * 2015-09-09 2017-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to image acoustic sources in wellbores
WO2018013995A1 (en) 2016-07-14 2018-01-18 Halliburton Energy Services, Inc. Estimation of flow rates using acoustics in a subterranean borehole and/or formation
WO2018035088A1 (en) * 2016-08-15 2018-02-22 Sanvean Technologies Llc Drilling dynamics data recorder
US10958358B2 (en) 2018-05-22 2021-03-23 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Signal transmission system and method
CN110185433B (zh) * 2019-05-16 2022-09-16 中国海洋石油集团有限公司 一种基于谱特征分析方法的隔水管气侵监测装置及方法
NO20240058A1 (en) * 2021-07-22 2024-01-23 Baker Hughes Oilfield Operations Llc High temperature high pressure acoustic sensor design and packaging
CN115324500B (zh) * 2022-06-20 2023-04-28 中国石油天然气集团有限公司 一种非连续磁导向工具起下作业方法
CN114858981B (zh) * 2022-07-06 2022-09-09 中国石油大学(华东) 钻井复杂溢流模拟及声电耦合溢流监测实验系统

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3603145A (en) * 1969-06-23 1971-09-07 Western Co Of North America Monitoring fluids in a borehole
US3908454A (en) * 1972-10-12 1975-09-30 Mobil Oil Corp Method and apparatus for logging flow characteristics of a well
US5877996A (en) * 1993-11-23 1999-03-02 Den Norske Stats Oljeselskap A.S Transducer arrangement

Family Cites Families (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2573390A (en) * 1946-07-11 1951-10-30 Schlumberger Well Surv Corp Gas detector
US2633016A (en) * 1947-08-29 1953-03-31 Sun Oil Co Apparatus for measuring viscosity
FR1321545A (fr) * 1962-02-07 1963-03-22 Schlumberger Prospection Perfectionnements aux dispositifs pour l'étude de la composition des mélanges d'eau et de liquides isolants
US3427481A (en) * 1965-06-14 1969-02-11 Magnaflux Corp Ultrasonic transducer with a fluorocarbon damper
US4015194A (en) * 1975-07-03 1977-03-29 Production Data Inc. Oil well logging device having plural well fluid parameter measuring devices and a single conductor for accommodating both measurement and power signals
US4092628A (en) * 1976-07-12 1978-05-30 Western Geophysical Co. Of America Seismic transducer unit for marshy terrains
US4208906A (en) * 1978-05-08 1980-06-24 Interstate Electronics Corp. Mud gas ratio and mud flow velocity sensor
US4273212A (en) * 1979-01-26 1981-06-16 Westinghouse Electric Corp. Oil and gas well kick detector
US4492865A (en) * 1982-02-04 1985-01-08 Nl Industries, Inc. Borehole influx detector and method
FR2538562B1 (fr) 1982-12-27 1985-07-19 Inst Francais Du Petrole Methode et appareillage de detection des fractures par echographie ultrasonique le long de la paroi d'un materiau ou d'une formation
FR2543692B1 (fr) * 1983-03-30 1985-08-09 Geophysique Cie Gle Capteur sismique mixte a geophone et hydrophone
US4733232A (en) * 1983-06-23 1988-03-22 Teleco Oilfield Services Inc. Method and apparatus for borehole fluid influx detection
US4754839A (en) * 1985-05-17 1988-07-05 Halliburton Company Well borehole salinity measurement using acoustic velocity
US5130950A (en) * 1990-05-16 1992-07-14 Schlumberger Technology Corporation Ultrasonic measurement apparatus
US5275040A (en) * 1990-06-29 1994-01-04 Anadrill, Inc. Method of and apparatus for detecting an influx into a well while drilling
US5283768A (en) * 1991-06-14 1994-02-01 Baker Hughes Incorporated Borehole liquid acoustic wave transducer
WO1993022669A1 (de) * 1992-04-30 1993-11-11 Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V. Sensor mit hoher empfindlichkeit
US5351532A (en) * 1992-10-08 1994-10-04 Paradigm Technologies Methods and apparatus for making chemical concentration measurements in a sub-surface exploration probe
US5301170A (en) 1992-12-02 1994-04-05 Cedarapids, Inc. Ultrasonic sensor mounting device
US5470216A (en) 1993-04-05 1995-11-28 Nippon Petrochmicals Company, Limited Film manufacturing apparatus with bubble controlling sensor
DE4311963C2 (de) 1993-04-10 1996-10-24 Endress Hauser Gmbh Co Füllstandsmeßgerät
FR2713869B1 (fr) 1993-12-10 1996-01-26 Inst Francais Du Petrole Transducteur électro-acoustique à transformateur mécanique d'impédance.
US5635683A (en) * 1995-01-04 1997-06-03 Calcomp Technology, Inc. Dynamic pressure adjustment of a pressure-sensitive pointing device for a digitizer
US5561245A (en) * 1995-04-17 1996-10-01 Western Atlas International, Inc. Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore
US5644186A (en) 1995-06-07 1997-07-01 Halliburton Company Acoustic Transducer for LWD tool
US5736637A (en) * 1996-05-15 1998-04-07 Western Atlas International, Inc. Downhole multiphase flow sensor
US6135234A (en) * 1997-01-02 2000-10-24 Gas Research Institute Dual mode multiple-element resonant cavity piezoceramic borehole energy source
US5731550A (en) * 1997-03-07 1998-03-24 Western Atlas International, Inc. Acoustic dipole well logging instrument
US5987385A (en) 1997-08-29 1999-11-16 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for creating an image of an earth borehole or a well casing
WO1999045235A1 (en) 1998-03-06 1999-09-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Inflow detection apparatus and system for its use
SE9801007D0 (sv) * 1998-03-25 1998-03-25 Siemens Elema Ab Anordning för mätning av ett gasflöde
US6213250B1 (en) 1998-09-25 2001-04-10 Dresser Industries, Inc. Transducer for acoustic logging
US6354146B1 (en) 1999-06-17 2002-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic transducer system for monitoring well production
US6466513B1 (en) 1999-10-21 2002-10-15 Schlumberger Technology Corporation Acoustic sensor assembly
US6371204B1 (en) * 2000-01-05 2002-04-16 Union Oil Company Of California Underground well kick detector
WO2001099028A1 (en) * 2000-06-21 2001-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company Orthogonal triaxial acoustic receiver
US6648083B2 (en) * 2000-11-02 2003-11-18 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring mud and formation properties downhole
US6691778B2 (en) * 2000-11-03 2004-02-17 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Methods of performing downhole operations using orbital vibrator energy sources
US7250873B2 (en) * 2001-02-27 2007-07-31 Baker Hughes Incorporated Downlink pulser for mud pulse telemetry
EP1397661B1 (en) * 2001-05-15 2008-09-10 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole fluid characterization using flxural mechanical resonators
US6768106B2 (en) * 2001-09-21 2004-07-27 Schlumberger Technology Corporation Method of kick detection and cuttings bed buildup detection using a drilling tool
DE60209680T2 (de) * 2002-12-31 2007-01-18 Schlumberger Technology B.V. Vorrichtung und Verfahren zur Messung von Ultraschallgeschwindigkeit in Bohrflüssigkeiten
EP1484473B1 (en) 2003-06-06 2005-08-24 Services Petroliers Schlumberger Method and apparatus for acoustic detection of a fluid leak behind a casing of a borehole
US7036363B2 (en) * 2003-07-03 2006-05-02 Pathfinder Energy Services, Inc. Acoustic sensor for downhole measurement tool
US6895825B1 (en) * 2004-01-29 2005-05-24 The Boeing Company Ultrasonic transducer assembly for monitoring a fluid flowing through a duct
US7464588B2 (en) * 2005-10-14 2008-12-16 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for detecting fluid entering a wellbore

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3603145A (en) * 1969-06-23 1971-09-07 Western Co Of North America Monitoring fluids in a borehole
US3908454A (en) * 1972-10-12 1975-09-30 Mobil Oil Corp Method and apparatus for logging flow characteristics of a well
US5877996A (en) * 1993-11-23 1999-03-02 Den Norske Stats Oljeselskap A.S Transducer arrangement

Also Published As

Publication number Publication date
GB2445498B (en) 2009-04-01
US20090165547A1 (en) 2009-07-02
NO20081777L (no) 2008-05-13
US20070084277A1 (en) 2007-04-19
GB2445498A (en) 2008-07-09
BRPI0605289B1 (pt) 2018-02-14
CA2625102C (en) 2011-05-24
CA2625102A1 (en) 2007-04-26
US7464588B2 (en) 2008-12-16
WO2007047460A1 (en) 2007-04-26
GB0806420D0 (en) 2008-05-14
BRPI0605289A (pt) 2007-09-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO343116B1 (no) Verktøy og fremgangsmåte for å detektere innstrømning av fluid i en brønnboring
EP3204605B1 (en) Integrated multiple parameter sensing system and method for leak detection
US10526884B2 (en) Systems and methods for monitoring cement quality in a cased well environment with integrated chips
US10844706B2 (en) Integrated logging tool method for identifying well damage
CA3064552C (en) Methods and systems for wellbore integrity management
US8321133B2 (en) Measurement of sound speed of downhole fluid utilizing tube waves
US10344582B2 (en) Evaluation of downhole installation
US20220034739A1 (en) Apparatus and Method for Non-Intrusive Pressure Measurement and Early Identification of Solids Formation using Selected Guided Ultrasonic Wave Modes
US20120018149A1 (en) Method of detecting fluid in-flows downhole
WO2009086279A2 (en) Acoustic measurements with downhole sampling and testing tools
US20170350999A1 (en) Logging system and method for evaluation of downhole installation
WO2019240952A1 (en) Methods and apparatus for cement bond evaluation through production tubing
NO346292B1 (no) Verktøy og fremgangsmåte for logging av spektralstøy i borehull i undergrunnen
US20160070016A1 (en) Downhole sensor, ultrasonic level sensing assembly, and method
RU2450123C2 (ru) Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой
US11378708B2 (en) Downhole fluid density and viscosity sensor based on ultrasonic plate waves
US6354734B1 (en) Apparatus for accurate temperature and pressure measurement
BRPI1000329A2 (pt) método para determinar a integridade de uma vedação anular em um furo de poço, e, aparelho para furo de poço
Enyekwe et al. Comparative analysis of permanent downhole gauges and their applications
US12018557B2 (en) Gravel pack quality measurement
RU2405936C2 (ru) Способ комплексной оценки качества цементирования скважин и разобщения пластов-коллекторов
CA3217355A1 (en) Through tubing near-field sonic measurements to map outer casing annular content heterogeneities
RU2808607C1 (ru) Система многоканального акустического мониторинга состояния цементного камня в затрубном пространстве скважины
WO2016105206A1 (en) Evaluation of downhole installation
WO2011010101A2 (en) Downhole apparatus and method

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: BAKER HUGHES, US