RU2007104778A - Система датчиков - Google Patents
Система датчиков Download PDFInfo
- Publication number
- RU2007104778A RU2007104778A RU2007104778/03A RU2007104778A RU2007104778A RU 2007104778 A RU2007104778 A RU 2007104778A RU 2007104778/03 A RU2007104778/03 A RU 2007104778/03A RU 2007104778 A RU2007104778 A RU 2007104778A RU 2007104778 A RU2007104778 A RU 2007104778A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sensor
- pressure
- sensors
- well
- elements
- Prior art date
Links
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims 3
- 230000008275 binding mechanism Effects 0.000 claims 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
- G01V11/005—Devices for positioning logging sondes with respect to the borehole wall
-
- 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
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
-
- 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
-
- 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
- E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Claims (35)
1. Датчик, устанавливаемый в подземной скважине, в которой установлена обсадная колонна или напорно-компрессорная колонна, причем датчик содержит
корпус датчика, который может быть установлен в отверстии, проделанном в обсадной колонне или напорно-компрессорной колонне, таким образом, чтобы он проходил между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны,
сенсорные элементы, расположенные в корпусе и способные воспринимать свойства геологического пласта, окружающего скважину, и
элементы связи, находящиеся в корпусе и способные передавать информацию между сенсорными элементами и устройством связи в
в котором корпус датчика также включает в себя участок, который может быть герметично запечатан в обсадную колонну или напорно-компрессорную колонну во избежание переноса флюидов между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны через отверстие, когда в нем установлен корпус датчика.
2. Датчик по п.1, дополнительно содержащий электронный модуль в защитном кожухе, соединяющий чувствительные элементы и элементы связи.
3. Датчик по п.1, в котором элементы связи содержат преобразователь для электромагнитной или ультразвуковой беспроводной связи с устройством связи в обсадной колонне.
4. Датчик по п.3, в котором преобразователь также используется для подачи питания на функциональные элементы во вставке.
5. Датчик по п.3, в котором питание подается на функциональные элементы датчика посредством аккумулятора, установленного в корпусе датчика.
6. Датчик по п.5, в котором аккумулятор может подзаряжаться энергией, поступающей от устройства связи через преобразователь.
7. Датчик по любому из предыдущих пунктов, в котором электронный модуль содержит
блок формирования и аналого-цифрового преобразования сигнала, который принимает данные от сенсорных элементов,
микроконтроллер и блок памяти для приема данных от блока формирования сигнала,
контроллер беспроводной передачи и приема, и
блок питания.
8. Датчик по любому из пп.1-6, в котором чувствительные элементы воспринимают один или несколько из следующих параметров: давление, температуру, удельное сопротивление, электропроводность, напряжение, деформацию, рН и химический состав.
9. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к давлению, причем корпус датчика содержит напорную камеру, имеющую канал передачи давления, который позволяет передавать давление флюидов между внешней областью корпуса датчика и напорной камерой, причем элементы, чувствительные к давлению, располагаются внутри защитно-связующего механизма, который отделяет элементы, чувствительные к давлению, от флюида внутри напорной камеры, но передает изменения давления флюида в напорной камере чувствительным элементам.
10. Датчик по п.9, в котором защитно-связующий механизм содержит заполненный флюидом сильфон, окружающий чувствительные элементы.
11. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к удельному сопротивлению, причем корпус датчика имеет изолирующее покрытие на внешней поверхности, причем на внешней стороне корпуса обеспечены, по меньшей мере, один электрод инжекции тока и, по меньшей мере, один контрольный электрод.
12. Датчик по п.11, содержащий пары токовых и контрольных электродов.
13. Датчик по п.11, в котором каждый токовый электрод подключен к генератору тока, и каждый контрольный электрод подключен к генератору напряжения.
14. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к удельному сопротивлению, в том числе тороидальную антенну, сформированную вокруг корпуса датчика.
15. Датчик по п.14, дополнительно содержащий электрод для эмиссии тока в пласт.
16. Датчик по п.14, содержащий две тороидальные антенны, одна из которых действует как излучательная антенна, а другая действует как контрольная антенна.
17. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к удельному сопротивлению, в том числе рамочную антенну, сформированную на корпусе датчика, для измерения электрического импеданса пласта.
18. Датчик по п.17, содержащий две рамочные антенны, одна из которых действует как излучательная антенна, а другая действует как контрольная антенна.
19. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к механическому напряжению, причем тензодатчик смонтирован в корпусе датчика вблизи участка, герметично запечатанного в напорно-компрессорной колонне или обсадной колонне.
20. Датчик по п.19, в котором тензодатчик ориентирован для измерения вертикальной или тангенциальной деформации напорно-компрессорной колонны или обсадной колонны.
21. Система датчиков, устанавливаемая в подземной скважине, в которой установлена обсадная колонна или напорно-компрессорная колонна, причем система содержит один или несколько датчиков по п.1, установленных в напорно-компрессорной колонне или обсадной колонне, и устройство связи, которое может быть размещено внутри скважины, для связи с сенсорными элементами каждого датчика через соответствующие элементы связи.
22. Система датчиков по п.21, в которой устройство связи содержит зонд, который может перемещаться по скважине и который осуществляет связь с датчиками посредством беспроводной связи.
23. Система по п.21 или 22, в которой скважина содержит обсаженную скважину, в которой находится напорно-компрессорная колонна, причем датчики установлены в обсадной колонне, и устройство связи размещено внутри напорно-компрессорной колонны, при этом часть напорно-компрессорной колонны в области датчиков построена так, чтобы позволять осуществлять связь между датчиками и устройством связи.
24. Система по п.23, в которой напорно-компрессорная колонна имеет непроводящие участки в области датчиков.
25. Система по п.21, в которой скважина содержит обсаженную скважину, в которой находится напорно-компрессорная колонна, причем датчики установлены в обсадной колонне, а устройство связи располагается на внешней стороне напорно-компрессорной колонны вблизи датчиков.
26. Способ установки датчика по п.1, содержащий этапы, на которых:
просверливают отверстие сквозь обсадную колонну или напорно-компрессорную колонну в требуемом месте,
устанавливают датчик по любому из пп.1-20 в отверстии, и
герметично запечатывают датчик в отверстии таким образом, чтобы через отверстие не было переноса флюидов между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны.
27. Способ по п.26, в котором этапы сверления, установки и герметичного запечатывания осуществляют с помощью инструмента, который может перемещаться по скважине, занимая множество положений.
28. Способ по п.26, содержащий этап, на котором загружают инструмент несколькими датчиками и устанавливают датчики в разнесенных положениях в скважине.
29. Способ мониторинга геологического пласта, окружающего скважину, содержащий этапы, на которых
устанавливают несколько датчиков по п.1 в скважине,
осуществляют мониторинг изменения результатов измерений, проводимых датчиками, с течением времени,
и делают вывод о свойствах пласта из измерений, изменяющихся со временем.
30. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики давления, причем способ содержит этапы, на которых измеряют расход флюидов, изменяющийся со временем, из скважины в течение периода времени, осуществляют мониторинг давления, изменяющегося со временем, на каждом из датчиков в течение периода времени, и определяют вклад слоя, в котором установлен датчик, в совокупный поток на основании расхода, изменяющегося со временем, и давления, изменяющегося со временем, измеренных на соответствующем датчике.
31. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики давления, установленные над областью перфорации скважины, причем способ содержит этапы, на которых осуществляют мониторинг градиента давления, изменяющегося со временем, между двумя датчиками в течение периода времени, для определения изменений плотности пластовых флюидов, и определяют поступление газа в скважину через пласты на основании определенных изменений плотности пластовых флюидов.
32. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики давления, установленные в покрывающей породе над продуктивным пластом, причем способ содержит этапы, на которых осуществляют мониторинг измерений давления, изменяющихся со временем, с помощью датчиков в течение периода времени, и обнаруживают любую утечку на уровне покрывающей породы на основании определенных измерений давления, изменяющихся со временем.
33. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики давления, установленные в первой скважине, причем способ содержит этапы, на которых изменяют расход флюидов из второй скважины, удаленной от первой скважины, но находящейся в том же продуктивном пласте, в течение периода времени, для создания импульса давления в коллекторе, осуществляют мониторинг давления, изменяющегося со временем, на каждом из датчиков в первой скважине в течение периода времени, и определяют межскважинную проницаемость из измерений, изменяющихся со временем.
34. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики удельного сопротивления, установленные в продуктивной скважине на уровне продуктивного пласта, причем способ содержит этапы, на которых нагнетают воду в течение периода времени в продуктивный пласт из нагнетательной скважины, удаленной от продуктивной скважины, осуществляют мониторинг изменения удельного сопротивления, измеряемого датчиками в продуктивной скважине, в течение периода времени по мере нагнетания воды, и определяют продвижение фронта воды через продуктивный пласт на основании измеренного удельного сопротивления.
35. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики удельного сопротивления, установленные под участком перфорации, причем способ содержит этапы, на которых измеряют удельное сопротивление на датчиках в течение времени, и определяют распространение воды по направлению к участку перфорации на основании измерений удельного сопротивления.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/887,508 US7140434B2 (en) | 2004-07-08 | 2004-07-08 | Sensor system |
| US10/887,508 | 2004-07-08 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007104778A true RU2007104778A (ru) | 2008-08-27 |
| RU2374440C2 RU2374440C2 (ru) | 2009-11-27 |
Family
ID=34972378
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007104778/03A RU2374440C2 (ru) | 2004-07-08 | 2005-07-07 | Система датчиков |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7140434B2 (ru) |
| CA (1) | CA2572999C (ru) |
| GB (1) | GB2430961B (ru) |
| MX (1) | MX2007000048A (ru) |
| NO (1) | NO20070711L (ru) |
| RU (1) | RU2374440C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006005555A1 (ru) |
Families Citing this family (136)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409900B (en) | 2004-01-09 | 2006-05-24 | Statoil Asa | Processing seismic data representing a physical system |
| DE602004014351D1 (de) * | 2004-06-23 | 2008-07-24 | Schlumberger Technology Bv | Auslegen von Untergrundsensoren in Futterrohren |
| GB2422673B (en) * | 2005-02-01 | 2010-03-24 | Electromagnetic Geoservices As | Optimum signal for sea bed logging |
| US7278480B2 (en) | 2005-03-31 | 2007-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sensing downhole parameters |
| DE102005047659B4 (de) * | 2005-10-05 | 2007-09-20 | Jäger, Frank-Michael | Vorrichtung zur Ermittlung der Gebirgsspannung in einem Bohrloch |
| GB2435693A (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-05 | Electromagnetic Geoservices As | Seabed electromagnetic surveying |
| GB2439378B (en) | 2006-06-09 | 2011-03-16 | Electromagnetic Geoservices As | Instrument for measuring electromagnetic signals |
| EP1903181B1 (en) * | 2006-09-20 | 2012-02-01 | Services Pétroliers Schlumberger | Contact-less sensor cartridge |
| GB2442749B (en) * | 2006-10-12 | 2010-05-19 | Electromagnetic Geoservices As | Positioning system |
| US7602668B2 (en) * | 2006-11-03 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sensor networks using wireless communication |
| ATE447661T1 (de) * | 2006-12-21 | 2009-11-15 | Prad Res & Dev Nv | 2d-bohrlochprüfung mit smart-plug-sensoren |
| GB2444957B (en) * | 2006-12-22 | 2009-11-11 | Schlumberger Holdings | A system and method for robustly and accurately obtaining a pore pressure measurement of a subsurface formation penetrated by a wellbore |
| GB2445582A (en) | 2007-01-09 | 2008-07-16 | Statoil Asa | Method for analysing data from an electromagnetic survey |
| US20080230221A1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for monitoring near-wellbore and far-field reservoir properties using formation-embedded pressure sensors |
| US7712527B2 (en) * | 2007-04-02 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8316936B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8302686B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8297352B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9732584B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US20110187556A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
| US9822631B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring downhole parameters using MEMS |
| US9200500B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of sensors coated with elastomer for subterranean operations |
| US9194207B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface wellbore operating equipment utilizing MEMS sensors |
| US8342242B2 (en) * | 2007-04-02 | 2013-01-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems MEMS in well treatments |
| US8162050B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US10358914B2 (en) | 2007-04-02 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment |
| US9494032B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors |
| US8297353B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9879519B2 (en) | 2007-04-02 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through fluid sensing |
| US8291975B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| EP2000630A1 (en) * | 2007-06-08 | 2008-12-10 | Services Pétroliers Schlumberger | Downhole 4D pressure measurement apparatus and method for permeability characterization |
| BRPI0815117A2 (pt) * | 2007-08-10 | 2015-07-14 | Prad Res & Dev Ltd | Método de instalação de um cabo para medição de um parâmetro físico, e sistema para medição de um parâmetro físico |
| RU2443986C2 (ru) * | 2007-08-20 | 2012-02-27 | Делавэр Кэпитал Формейшн, Инк. | Компоновка датчика для резервуаров-хранилищ топлива |
| GB0718956D0 (en) * | 2007-09-28 | 2007-11-07 | Qinetiq Ltd | Wireless communication system |
| US8016036B2 (en) * | 2007-11-14 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Tagging a formation for use in wellbore related operations |
| DE102008037127A1 (de) | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Jäger, Frank-Michael | Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung der Gebirgsspannung |
| US20100076740A1 (en) * | 2008-09-08 | 2010-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for well test design and interpretation |
| US9523270B2 (en) * | 2008-09-24 | 2016-12-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole electronics with pressure transfer medium |
| US8316704B2 (en) * | 2008-10-14 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole annular measurement system and method |
| US9051821B2 (en) * | 2008-12-15 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Microfluidic methods and apparatus to perform in situ chemical detection |
| EP2196621B1 (en) | 2008-12-15 | 2017-03-08 | Services Pétroliers Schlumberger | A micro-logging system and method |
| EP2196620B1 (en) | 2008-12-15 | 2012-06-27 | Services Pétroliers Schlumberger | A micro-logging system and method |
| WO2010078350A1 (en) * | 2008-12-30 | 2010-07-08 | Kirk Hobbs | Mobile platform for monitoring a wellsite |
| GB0900348D0 (en) | 2009-01-09 | 2009-02-11 | Sensor Developments As | Pressure management system for well casing annuli |
| GB0900446D0 (en) | 2009-01-12 | 2009-02-11 | Sensor Developments As | Method and apparatus for in-situ wellbore measurements |
| US8434354B2 (en) | 2009-03-06 | 2013-05-07 | Bp Corporation North America Inc. | Apparatus and method for a wireless sensor to monitor barrier system integrity |
| EP2464824B1 (en) | 2009-08-14 | 2018-10-03 | BP Corporation North America Inc. | Reservoir architecture and connectivity analysis |
| RU2418947C1 (ru) * | 2009-12-31 | 2011-05-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Устройство для измерения параметров флюида притока скважины |
| US20110191028A1 (en) * | 2010-02-04 | 2011-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement devices with memory tags and methods thereof |
| CN101798919B (zh) * | 2010-04-14 | 2013-04-24 | 北京中煤矿山工程有限公司 | 钻注平行作业中钻井泥浆内是否侵入注浆液的监测方法 |
| US8800880B2 (en) * | 2010-04-27 | 2014-08-12 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole tag assembly |
| CN101892837B (zh) * | 2010-04-29 | 2013-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 地层因数确定方法及含油饱和度确定方法 |
| NO20100691A1 (no) * | 2010-05-12 | 2011-11-14 | Roxar Flow Measurement As | Overforings-system for kommunikasjon mellom borehullselementer |
| EP2390461A1 (en) * | 2010-05-31 | 2011-11-30 | Welltec A/S | Wellbore surveillance system |
| FR2962154A1 (fr) * | 2010-07-05 | 2012-01-06 | Jean-Pierre Martin | Mesure de donnees sur les parois exterieures d'un tubage de forage |
| US8646520B2 (en) | 2011-03-15 | 2014-02-11 | Baker Hughes Incorporated | Precision marking of subsurface locations |
| US20120304758A1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Low-frequency viscosity, density, and viscoelasticity sensor for downhole applications |
| CN102518424B (zh) * | 2011-12-28 | 2014-07-02 | 中国石油天然气集团公司 | 一种流体电阻率和温度复合测量装置 |
| US9372124B2 (en) * | 2012-01-20 | 2016-06-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus including strain gauges for estimating downhole string parameters |
| US9181798B2 (en) | 2012-03-29 | 2015-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Removable modular antenna assembly for downhole applications |
| US9222333B2 (en) * | 2012-11-27 | 2015-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring system for borehole operations |
| WO2014100276A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
| WO2014100274A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
| WO2014100262A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Telemetry for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore |
| WO2014100275A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
| US10480308B2 (en) | 2012-12-19 | 2019-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals |
| US20150300159A1 (en) | 2012-12-19 | 2015-10-22 | David A. Stiles | Apparatus and Method for Evaluating Cement Integrity in a Wellbore Using Acoustic Telemetry |
| US9568461B2 (en) * | 2012-12-31 | 2017-02-14 | Mastinc | Multi-modal fluid condition sensor platform and system therefor |
| US11008505B2 (en) | 2013-01-04 | 2021-05-18 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically conductive proppant |
| CN105229258A (zh) | 2013-01-04 | 2016-01-06 | 卡博陶粒有限公司 | 电气地导电的支撑剂以及用于检测、定位和特征化该电气地导电的支撑剂的方法 |
| US9434875B1 (en) | 2014-12-16 | 2016-09-06 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically-conductive proppant and methods for making and using same |
| US20140191761A1 (en) * | 2013-01-08 | 2014-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. ("HESI") | Fiberoptic Systems and Methods for Subsurface EM Field Monitoring |
| US9798035B2 (en) * | 2013-01-11 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Time-lapse time-domain reflectometry for tubing and formation monitoring |
| EP2959327A1 (en) * | 2013-05-03 | 2015-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-contact fluid resistivity measurement |
| US9677394B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid sensor with conductive shield and method of using same |
| US9482072B2 (en) * | 2013-07-23 | 2016-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective electrical activation of downhole tools |
| US9976409B2 (en) | 2013-10-08 | 2018-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Assembly for measuring temperature of materials flowing through tubing in a well system |
| US9347307B2 (en) | 2013-10-08 | 2016-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Assembly for measuring temperature of materials flowing through tubing in a well system |
| CN104563976B (zh) * | 2013-10-11 | 2018-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 激光射孔系统以及激光射孔方法 |
| CA2927691C (en) | 2013-11-21 | 2018-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cross-coupling based fluid front monitoring |
| WO2015080754A1 (en) | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
| RU2567017C2 (ru) * | 2013-12-03 | 2015-10-27 | Сергей Сергеевич Глушков | Способ и устройство для диагностирования машин |
| WO2015178883A1 (en) * | 2014-05-19 | 2015-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nuclear magnetic resonance sensors embedded in cement |
| EP3097410B1 (en) | 2014-05-27 | 2019-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flow-profiling tool and method for determining fluid composition |
| US9551210B2 (en) | 2014-08-15 | 2017-01-24 | Carbo Ceramics Inc. | Systems and methods for removal of electromagnetic dispersion and attenuation for imaging of proppant in an induced fracture |
| EP2990593A1 (en) * | 2014-08-27 | 2016-03-02 | Welltec A/S | Downhole wireless transfer system |
| AR101296A1 (es) * | 2014-08-28 | 2016-12-07 | Halliburton Energy Services Inc | Métodos y aparatos para evaluar las condiciones de fondo de pozo a través de detección de fluido |
| CA2955381C (en) | 2014-09-12 | 2022-03-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
| US9863222B2 (en) | 2015-01-19 | 2018-01-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry |
| US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
| CN105275463A (zh) * | 2015-11-20 | 2016-01-27 | 西南石油大学 | 一种过套管电阻率模拟测量方法 |
| WO2017116261A1 (ru) * | 2015-12-28 | 2017-07-06 | Акционерное Общество "Роспан Интернешнл" | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине |
| CN109415929B (zh) | 2016-05-06 | 2022-03-15 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 用于在水力压裂地下土壤层期间形成塞的设备 |
| US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
| US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
| US11828172B2 (en) | 2016-08-30 | 2023-11-28 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes |
| US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
| US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
| US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
| US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
| US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
| RU2649195C1 (ru) * | 2017-01-23 | 2018-03-30 | Владимир Николаевич Ульянов | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта |
| RU2658697C1 (ru) * | 2017-02-17 | 2018-06-22 | Олег Николаевич Журавлев | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин |
| US11168560B2 (en) | 2017-03-03 | 2021-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Port and snorkel for sensor array |
| EP3601735B1 (en) * | 2017-03-31 | 2022-12-28 | Metrol Technology Ltd | Monitoring well installations |
| EA033551B1 (ru) * | 2017-07-20 | 2019-10-31 | Llc Miks Miks Llc | Способ измерения электропроводности флюида и влагосодержания флюида в скважине и автономный скважинный резистивиметр-влагомер для его осуществления |
| IT201700106233A1 (it) | 2017-09-22 | 2019-03-22 | Eni Spa | Sistema di monitoraggio e mappatura della distribuzione spazio-temporale dei fluidi di formazione in un giacimento e impianto di completamento e produzione di un pozzo per l’estrazione di fluidi di formazione |
| CN111201454B (zh) | 2017-10-13 | 2022-09-09 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于利用通信执行操作的方法和系统 |
| US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
| WO2019074657A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING COMMUNICATIONS |
| CA3079020C (en) | 2017-10-13 | 2022-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
| US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
| AU2018347876B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks |
| US10718199B2 (en) * | 2017-11-13 | 2020-07-21 | Tubel Llc | Real time well integrity |
| US12000273B2 (en) | 2017-11-17 | 2024-06-04 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions |
| WO2019099188A1 (en) | 2017-11-17 | 2019-05-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
| US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
| US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
| AU2018397574A1 (en) | 2017-12-29 | 2020-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1-4A-607) | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
| US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
| WO2019156966A1 (en) | 2018-02-08 | 2019-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
| US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
| GB2585537B (en) | 2018-04-10 | 2023-02-22 | Halliburton Energy Services Inc | Deployment of downhole sensors |
| NO20201410A1 (en) * | 2018-07-19 | 2020-12-18 | Halliburton Energy Services Inc | Techniques to improve wireless communications for for in-situ wellbore devices |
| US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
| US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
| CO2018014207A1 (es) * | 2018-12-26 | 2019-01-31 | Barreto Aragon Jose Luis | Sensor de corrosión por resistencia eléctrica para uso permanente y semipermanente en fondo en pozos |
| US11041382B2 (en) | 2019-11-25 | 2021-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Vector strain sensor system for a wellbore |
| RU2724449C1 (ru) * | 2020-02-13 | 2020-06-23 | Акционерное общество "Научно-производственный комплекс "ВИП" (АО "НПК ВИП") | Устройство и способ мониторинга давления среды в оборудовании |
| RU2752068C1 (ru) * | 2020-04-03 | 2021-07-22 | Виктор Александрович Шель | Устройство с множеством датчиков с различными параметрами для мониторинга профиля притока пласта по многим методам |
| CA3119124A1 (en) | 2020-05-19 | 2021-11-19 | Schlumberger Canada Limited | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
| US12006814B2 (en) * | 2020-07-29 | 2024-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole completion assembly for extended wellbore imaging |
| GB2595534B (en) * | 2020-10-16 | 2022-07-20 | Equinor Energy As | Retrofit B annulus monitoring device and method |
| GB2605061B (en) * | 2020-10-16 | 2023-02-01 | Equinor Energy As | Retrofit B annulus monitoring device and method |
| US12091931B2 (en) | 2021-02-01 | 2024-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Slip system for use in downhole applications |
| WO2024110292A1 (en) * | 2022-11-22 | 2024-05-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A method of installing a permanent downhole sensor |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4216536A (en) * | 1978-10-10 | 1980-08-05 | Exploration Logging, Inc. | Transmitting well logging data |
| CA2164342A1 (en) * | 1993-06-04 | 1994-12-22 | Norman C. Macleod | Method and apparatus for communicating signals from encased borehole |
| FR2712627B1 (fr) * | 1993-11-17 | 1996-01-05 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour surveiller et/ou étudier un réservoir d'hydrocarbures traversé par un puits. |
| US5692565A (en) | 1996-02-20 | 1997-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling an earth formation through a cased borehole |
| US6464021B1 (en) * | 1997-06-02 | 2002-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Equi-pressure geosteering |
| US6693553B1 (en) * | 1997-06-02 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir management system and method |
| US6070662A (en) * | 1998-08-18 | 2000-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes |
| US6426917B1 (en) * | 1997-06-02 | 2002-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir monitoring through modified casing joint |
| US6766854B2 (en) | 1997-06-02 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Well-bore sensor apparatus and method |
| US6577244B1 (en) | 2000-05-22 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular |
| US6408943B1 (en) * | 2000-07-17 | 2002-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors |
| US6896056B2 (en) * | 2001-06-01 | 2005-05-24 | Baker Hughes Incorporated | System and methods for detecting casing collars |
| US7000697B2 (en) * | 2001-11-19 | 2006-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement apparatus and technique |
| US7301474B2 (en) * | 2001-11-28 | 2007-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communication system and method |
| GB2387859B (en) * | 2002-04-24 | 2004-06-23 | Schlumberger Holdings | Deployment of underground sensors |
| US20040182147A1 (en) * | 2003-03-19 | 2004-09-23 | Rambow Frederick H. K. | System and method for measuring compaction and other formation properties through cased wellbores |
| US7168487B2 (en) * | 2003-06-02 | 2007-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
-
2004
- 2004-07-08 US US10/887,508 patent/US7140434B2/en active Active
-
2005
- 2005-07-07 RU RU2007104778/03A patent/RU2374440C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-07-07 GB GB0700303A patent/GB2430961B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-07-07 WO PCT/EP2005/007450 patent/WO2006005555A1/en active Application Filing
- 2005-07-07 MX MX2007000048A patent/MX2007000048A/es active IP Right Grant
- 2005-07-07 CA CA2572999A patent/CA2572999C/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-02-07 NO NO20070711A patent/NO20070711L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060005965A1 (en) | 2006-01-12 |
| US7140434B2 (en) | 2006-11-28 |
| RU2374440C2 (ru) | 2009-11-27 |
| WO2006005555A1 (en) | 2006-01-19 |
| MX2007000048A (es) | 2007-03-27 |
| NO20070711L (no) | 2007-04-10 |
| GB0700303D0 (en) | 2007-02-14 |
| CA2572999A1 (en) | 2006-01-19 |
| GB2430961B (en) | 2009-04-22 |
| CA2572999C (en) | 2013-11-19 |
| GB2430961A (en) | 2007-04-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2007104778A (ru) | Система датчиков | |
| US11655706B2 (en) | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using semiconductor elements | |
| US10947837B2 (en) | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules connected by a matrix | |
| CA3024941C (en) | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements | |
| US9359888B2 (en) | Method and apparatus for transmitting or receiving information between a downhole equipment and surface | |
| EP1609947A1 (en) | Deployment of underground sensors in casing | |
| EA037930B1 (ru) | Аппарат для регистрации температуры вдоль ствола скважины | |
| BR112018074204B1 (pt) | Aparelho para uso na detecção da temperatura ao longo de um furo de poço, e poço compreendendo um aparelho de poço |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170708 |