RU2015143555A - Контроль и передача данных из ствола скважины на поверхность - Google Patents
Контроль и передача данных из ствола скважины на поверхность Download PDFInfo
- Publication number
- RU2015143555A RU2015143555A RU2015143555A RU2015143555A RU2015143555A RU 2015143555 A RU2015143555 A RU 2015143555A RU 2015143555 A RU2015143555 A RU 2015143555A RU 2015143555 A RU2015143555 A RU 2015143555A RU 2015143555 A RU2015143555 A RU 2015143555A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe string
- pressure pulses
- force
- component
- data transmission
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 19
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 6
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 claims 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims 1
- 238000011105 stabilization Methods 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
- E21B47/007—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
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
-
- 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
- E21B47/14—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 using acoustic waves
- E21B47/18—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 using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Inspection Of Paper Currency And Valuable Securities (AREA)
- Input Circuits Of Receivers And Coupling Of Receivers And Audio Equipment (AREA)
- Radar Systems Or Details Thereof (AREA)
Claims (45)
1. Способ, включающий:
введение колонны труб в ствол скважины, при этом указанная колонна труб содержит компонент и трубчатый элемент, соединенный с колонной труб;
выполнение операции с колонной труб посредством приложения усилия к компоненту в стволе скважины;
измерение деформации, испытываемой колонной труб, с помощью по меньшей мере одного датчика деформации, включенного в трубчатый элемент; и
передачу в некоторое место на поверхности данных, относящихся к деформации, с применением устройства передачи данных и, таким образом, определение усилия, прикладываемого к компоненту, при этом устройство передачи данных размещено в стенке трубчатого элемента таким образом, что канал через трубчатый элемент остается неограниченным.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выполнению операции с колонной труб предшествует:
приведение в действие насоса с целью подачи жидкости в ствол скважины;
выжидание стабилизации давления жидкости в скважине рядом с трубчатым элементом; и
измерение вызванного потоком напряжения колонны труб с помощью по меньшей мере одного датчика деформации, и при этом измерение деформации, испытываемой колонной труб, включает компенсацию вызванного потоком напряжения.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что в трубчатом элементе размещен по меньшей мере один датчик давления, при этом способ дополнительно включает контроль давления жидкости в скважине с помощью по меньшей мере одного датчика давления и передачу данных о давлении в скважине в указанное место на поверхности с применением устройства передачи данных.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что устройство передачи данных представляет собой устройство для создания импульсов давления, и при этом передача в указанное место на
поверхности данных, относящихся к деформации, включает передачу импульсов давления жидкости в указанное место на поверхности через жидкость в стволе скважины.
5. Способ по п. 4, дополнительно включающий:
работу устройства для создания импульсов давления в первом режиме передачи данных, пока не будет достигнуто пороговое значение усилия ниже требуемого прикладываемого усилия, которое должно быть приложено к компоненту;
работу устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных при достижении порогового значения усилия.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что работа устройства для создания импульсов давления в первом режиме передачи данных включает генерирование одной или нескольких последовательностей импульсов давления жидкости, где длительность импульсов давления жидкости является постоянной.
7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что работа устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных включает постепенное изменение времени покоя импульсов давления жидкости, пока не будет достигнуто требуемое прикладываемое усилие.
8. Способ по п. 7, дополнительно включающий постепенное изменение времени покоя импульсов давления жидкости после превышения требуемого прикладываемого усилия.
9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что время покоя между импульсами давления жидкости коррелирует с разностью между измеренной деформацией и требуемым прикладываемым усилием.
10. Способ по п. 5, дополнительно включающий приведение в действие устройства для создания импульсов давления с целью генерирования специальной последовательности импульсов давления жидкости при достижении требуемого прикладываемого усилия.
11. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
сохранение данных, относящихся к деформации, в запоминающем устройстве, предусмотренном в трубчатом элементе;
извлечение трубчатого элемента в указанное место на поверхности после завершения операции;
выгрузку данных, сохраненных в запоминающем устройстве; и
оценку усилия, приложенного к компоненту.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что устройство передачи данных представляет собой акустическое устройство, и передача данных, относящихся к деформации, в указанное место на поверхности включает передачу акустических сигналов в указанное место на поверхности.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что приложение усилия к компоненту в стволе скважины включает приложение к колонне труб осевого усилия.
14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что приложение усилия к компоненту в стволе скважины включает приложение к колонне труб крутящего усилия.
15. Узел, содержащий:
колонну труб, содержащую компонент для выполнения операции в стволе скважины при принятии усилия, прикладываемого колонной труб;
трубчатый элемент, соединенный с колонной труб и содержащий по меньшей мере один датчик деформации для измерения деформации, испытываемой колонной труб;
устройство передачи данных, размещенное в стенке трубчатого элемента таким образом, что канал через трубчатый элемент остается неограниченным, при этом устройство передачи данных выполнено с возможностью передачи данных, относящихся к деформации, в некоторое место на поверхности и, таким образом, определения усилия, приложенного к компоненту.
16. Узел по п. 15, отличающийся тем, что устройство передачи данных представляет собой устройство для создания импульсов давления.
17. Узел по п. 15, отличающийся тем, что устройство передачи данных представляет собой акустическое устройство.
18. Способ, включающий:
введение колонны труб в ствол скважины, при этом указанная колонна труб содержит компонент и трубчатый элемент, соединенный с колонной труб;
выполнение операции с колонной труб посредством приложения
усилия к компоненту в стволе скважины;
измерение деформации, испытываемой колонной труб, с помощью по меньшей мере одного датчика деформации, включенного в трубчатый элемент;
передачу в некоторое место на поверхности данных, относящихся к деформации, с применением устройства для создания импульсов давления и, таким образом, определение усилия, прикладываемого к компоненту, при этом устройство передачи данных размещено в стенке трубчатого элемента таким образом, что канал через трубчатый элемент остается неограниченным;
работу устройства для создания импульсов давления в первом режиме передачи данных, пока не будет достигнуто пороговое значение усилия ниже требуемого прикладываемого усилия, которое должно быть приложено к компоненту; и
работа устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных при достижении порогового значения усилия.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что работа устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных включает постепенное изменение времени покоя импульсов давления жидкости, пока не будет достигнуто требуемое прикладываемое усилие.
20. Способ по п. 18, дополнительно включающий постепенное изменение времени покоя импульсов давления жидкости после превышения требуемого прикладываемого усилия.
21. Способ по п. 18, отличающийся тем, что время покоя между импульсами давления жидкости коррелирует с разностью между измеренной деформацией и требуемым прикладываемым усилием.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB1308915.6 | 2013-05-17 | ||
GB201308915A GB201308915D0 (en) | 2013-05-17 | 2013-05-17 | Monitoring and transmitting wellbore data to surface |
GB1312866.5 | 2013-07-18 | ||
GB201312866A GB201312866D0 (en) | 2013-07-18 | 2013-07-18 | Monitoring and transmitting wellbore data to surface |
PCT/GB2014/051522 WO2014184586A2 (en) | 2013-05-17 | 2014-05-16 | Monitoring and transmitting wellbore data to surface |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015143555A true RU2015143555A (ru) | 2017-06-22 |
RU2635412C2 RU2635412C2 (ru) | 2017-11-13 |
Family
ID=50829203
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015143555A RU2635412C2 (ru) | 2013-05-17 | 2014-05-16 | Контроль и передача данных из ствола скважины на поверхность |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9909407B2 (ru) |
CN (1) | CN105229259B (ru) |
AU (1) | AU2014267017B2 (ru) |
BR (1) | BR112015026101B1 (ru) |
CA (1) | CA2902406C (ru) |
MX (1) | MX2015014153A (ru) |
MY (1) | MY178709A (ru) |
NO (1) | NO346030B1 (ru) |
RU (1) | RU2635412C2 (ru) |
WO (1) | WO2014184586A2 (ru) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2993162C (en) | 2015-09-02 | 2019-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining downhole forces using pressure differentials |
US10060256B2 (en) | 2015-11-17 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Communication system for sequential liner hanger setting, release from a running tool and setting a liner top packer |
CN106761713B (zh) * | 2016-12-05 | 2019-09-17 | 中国石油大学(华东) | 井下信息声波信号中继系统 |
CN106940225A (zh) * | 2017-03-07 | 2017-07-11 | 苏州西顿家用自动化有限公司 | 一种烹饪灶具温度显示控制方法 |
US10941649B2 (en) | 2018-04-19 | 2021-03-09 | Saudi Arabian Oil Company | Tool for testing within a wellbore |
US11965385B2 (en) * | 2019-09-11 | 2024-04-23 | Mccoy Global Inc. | Modified casing running tool and method of using the same |
WO2022139826A1 (en) * | 2020-12-22 | 2022-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball seat release apparatus including sliding shear sleeve |
WO2022216924A1 (en) * | 2021-04-08 | 2022-10-13 | Erdos Miller, Inc. | Enhanced m-ary encoding telemetry |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4608861A (en) | 1984-11-07 | 1986-09-02 | Macleod Laboratories, Inc. | MWD tool for measuring weight and torque on bit |
US6547016B2 (en) | 2000-12-12 | 2003-04-15 | Aps Technology, Inc. | Apparatus for measuring weight and torque on drill bit operating in a well |
US20040045351A1 (en) * | 2002-09-05 | 2004-03-11 | Skinner Neal G. | Downhole force and torque sensing system and method |
WO2004074630A1 (en) * | 2003-02-14 | 2004-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Downhole measurements during non-drilling operations |
US6802215B1 (en) | 2003-10-15 | 2004-10-12 | Reedhyealog L.P. | Apparatus for weight on bit measurements, and methods of using same |
US7234517B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for sensing load on a downhole tool |
US20060070734A1 (en) * | 2004-10-06 | 2006-04-06 | Friedrich Zillinger | System and method for determining forces on a load-bearing tool in a wellbore |
WO2006071591A2 (en) | 2004-12-23 | 2006-07-06 | Ron Henson | Downhole impact sensing system and method of using the same |
US20090034368A1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for communicating data between a well and the surface using pressure pulses |
US8733438B2 (en) * | 2007-09-18 | 2014-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for obtaining load measurements in a wellbore |
US8245793B2 (en) | 2009-06-19 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining corrected weight-on-bit |
GB0911844D0 (en) * | 2009-07-08 | 2009-08-19 | Fraser Simon B | Downhole apparatus, device, assembly and method |
-
2014
- 2014-05-16 WO PCT/GB2014/051522 patent/WO2014184586A2/en active Application Filing
- 2014-05-16 CN CN201480020814.XA patent/CN105229259B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-05-16 MX MX2015014153A patent/MX2015014153A/es unknown
- 2014-05-16 RU RU2015143555A patent/RU2635412C2/ru active
- 2014-05-16 NO NO20151076A patent/NO346030B1/en unknown
- 2014-05-16 CA CA2902406A patent/CA2902406C/en active Active
- 2014-05-16 MY MYPI2015702827A patent/MY178709A/en unknown
- 2014-05-16 US US14/771,518 patent/US9909407B2/en active Active
- 2014-05-16 AU AU2014267017A patent/AU2014267017B2/en active Active
- 2014-05-16 BR BR112015026101-9A patent/BR112015026101B1/pt active IP Right Grant
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US9909407B2 (en) | 2018-03-06 |
MX2015014153A (es) | 2016-01-08 |
MY178709A (en) | 2020-10-20 |
BR112015026101B1 (pt) | 2021-12-28 |
BR112015026101A2 (pt) | 2017-07-25 |
CA2902406A1 (en) | 2014-11-20 |
AU2014267017B2 (en) | 2017-06-15 |
CN105229259B (zh) | 2018-08-21 |
NO20151076A1 (en) | 2015-08-25 |
RU2635412C2 (ru) | 2017-11-13 |
NO346030B1 (en) | 2022-01-10 |
CN105229259A (zh) | 2016-01-06 |
AU2014267017A1 (en) | 2015-09-10 |
WO2014184586A3 (en) | 2015-08-13 |
WO2014184586A2 (en) | 2014-11-20 |
US20160108716A1 (en) | 2016-04-21 |
CA2902406C (en) | 2017-10-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2015143555A (ru) | Контроль и передача данных из ствола скважины на поверхность | |
RU2017124854A (ru) | Система для промывания через анус и/или стому и способ управления подобной системой | |
WO2009089416A3 (en) | Zonal testing with the use of coiled tubing | |
CA2667365A1 (en) | Apparatus and methods for estimating a characteristic of a fluid downhole using thermal properties of the fluid | |
RU2016145849A (ru) | Система заканчивания скважин | |
WO2011017416A8 (en) | Systems and methods for monitoring a well | |
SA516371696B1 (ar) | طريقة لتفسير بيانات مستشعرات درجة الحرارة الموزعة خلال عمليات حفرة البئر | |
WO2015022551A3 (en) | Improved isolation barrier | |
WO2014184587A3 (en) | Determining stuck point of tubing in a wellbore | |
WO2010129677A3 (en) | Apparatus and method for predicting properties of earth formations | |
WO2011094331A4 (en) | Device and method for discrete distributed optical fiber pressure sensing | |
GB2543994A (en) | System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well | |
GB2545133A (en) | Packer setting tool with internal pump | |
WO2016014381A3 (en) | Reflection-only sensor at multiple angles for near real-time determination of acoustic properties of a fluid downhole | |
MX2016011287A (es) | Metodo y dispositivo para estudio y control de yacimientos. | |
WO2013019554A3 (en) | Viscometer for downhole use | |
WO2014140041A3 (en) | Apparatus and method for learning filling parameters for a clutch | |
MY181932A (en) | Downhole sensor system | |
GB2545822A (en) | System and method for downhole inorganic scale monitoring and intervention in a production well | |
SA517381041B1 (ar) | طريقة ونظام لتشخيص صدع هيدروليكي باستخدام أداة صيانة بالعزل المزدوج لسلسلة الأنابيب الملتفة | |
GB2542720A (en) | Downhole pressure sensing device for open-hole operations | |
MX2017004154A (es) | Estimacion de retiro de recortes. | |
WO2015108668A1 (en) | Production fluid monitoring system including a downhole acoustic sensing system having a downhole pulsator | |
GB2523650A8 (en) | An improved method for launching a cleaning element | |
GB2580255A (en) | Determining non-plastic state shrinkage in a cement slurry |