RU2178520C2 - Способ получения данных из глубинной формации земли и устройство для его осуществления, способ непрерывного получения данных из местоположения внутри глубинной формации земли (варианты), способ измерения параметров формации и способ считывания данных о формации. - Google Patents
Способ получения данных из глубинной формации земли и устройство для его осуществления, способ непрерывного получения данных из местоположения внутри глубинной формации земли (варианты), способ измерения параметров формации и способ считывания данных о формации. Download PDFInfo
- Publication number
- RU2178520C2 RU2178520C2 RU98110184/03A RU98110184A RU2178520C2 RU 2178520 C2 RU2178520 C2 RU 2178520C2 RU 98110184/03 A RU98110184/03 A RU 98110184/03A RU 98110184 A RU98110184 A RU 98110184A RU 2178520 C2 RU2178520 C2 RU 2178520C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- data
- sensor
- wellbore
- deep
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 154
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 87
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 58
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 23
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 4
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes 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
- 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
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
- E21B47/017—Protecting measuring instruments
-
- 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
-
- 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
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение касается бурения и может быть использовано для получения данных от дистанционных датчиков во время бурения. Бурение ствола скважины осуществляется бурильной колонной, имеющей утяжеленную бурильную трубу (УБТ). В УБТ расположен зонд, имеется датчик данных (ДД). Последний приспособлен для дистанционного размещения внутри выбранной глубинной формации (ВГФ) и предназначен для восприятия параметров ВГФ и передачи их к приемнику, то есть представляет собой дистанционный разумный датчик. Тем или иным образом перемещают ДД из УБТ в ВГФ для считывания таким образом данных о ней. Осуществляют передачу сигналов, представляющих данные о ВГФ, от ДД и прием переданных сигналов с последующим определением различных параметров формации. Перед считыванием и передачей данных ДД может быть инициирован. Изобретение позволит получать данные о формации с помощью по крайней мере одного дистанционного разумного датчика во время буровых операций. 6 с. и 14 з. п. ф-лы, 6 ил.
Description
Изобретение относится, в основном, к бурению глубоких скважин, например, для добычи нефтяных продуктов и более конкретно относится к получению данных о глубинной формации, таких как пластовое давление, пластовая проницаемость и им подобных, при одновременном проведении операций по бурению скважины.
При описании нефтяных скважин одна часть стандартных параметров оценки формации относится к пластовому давлению и проницаемости породы-коллектора. При операциях в настоящее время эти параметры получаются либо путем скважинных исследований опробователем пласта, опускаемым на тросе, либо путем опробований испытателем пласта. Оба типа измерений пригодны для применений в открытом стволе и обсаженном стволе и требуют дополнительного рейса, т. е. удаления бурильной колонны из ствола скважины, спуска опробователя пласта в ствол скважины для получения данных о формации и после поднятия из скважины опробователя пласта спуска бурильной колонны обратно в ствол скважины для дальнейшего бурения. Ввиду того, что спуско-подъемная операция в скважине таким способом использует значительное количество дорогого времени буровой установки, это обычно делается при обстоятельствах, когда данные о формации являются абсолютно необходимыми, или это делается, когда спуско-подъемная операция выполняется для замены бурового долота, или по другим причинам.
В период активного бурения скважины, наличие данных о формации коллектора на текущее время является ценным качеством. Пластовое давление в текущее время, полученное в процессе бурения, позволит буровому инженеру или бурильщику принимать решения, касающиеся изменений нагрузки бурового раствора и состава, а также параметров проходки в значительно более короткое время с тем, чтобы способствовать требованиям безопасности при бурении. Наличие данных о формации коллектора на текущее время является также желательным, чтобы сделать возможным точный контроль за нагрузкой на буровое долото в связи с изменениями пластового давления и изменениями в проницаемости так, чтобы буровые операции могли проводиться с максимальной эффективностью.
Желательно, следовательно, обеспечить способ и устройство для бурения, которые способны к получению различных данных о формации из глубины зоны, представляющий интерес, в то время как бурильная колонна со своими утяжеленными бурильными трубами, буровым долотом и другими бурильными принадлежностями находятся внутри ствола буровой скважины, таким образом устраняя или сводя к минимуму потребность в спуско-подъемной операции бурового оборудования скважины с единственной целью спуска опробователя пласта в ствол скважины для определения этих параметров формации. Является также желательным обеспечить способ и устройство для бурения скважины, которые способны получать параметры данных о формации, такие как давление, температура, проницаемость и пр. , при одновременном проведении бурения скважины, и выполнять это в соответствии со всеми известными способами бурения ствола скважины.
Обращаясь к этим назревшим нуждам в промышленности, принципиальной задачей настоящего изобретения является обеспечение нового способа и устройства для получения данных о глубинной формации в соответствии с операциями бурения ствола скважины без необходимости спуско-подъемной операции бурильной колонны из ствола скважины.
Другой задачей настоящего изобретения является обеспечение нового способа и устройства для получения данных о глубинной формации во время буровых операций.
Следующей задачей настоящего изобретения является обеспечение нового способа и устройства для получения данных о глубинной формации при одновременном проведении бурения ствола скважины.
Другой задачей настоящего изобретения является обеспечение нового способа и устройства для получения данных о глубинной формации путем помещения дистанционного датчика/трансмиттера внутри глубинной формации примыкающей к стволу скважины, селективного активирования дистанционного датчика данных для считывания, регистрации и передачи данных о формации и селективного приема переданных о формации с помощью системы буровых штанг для представления буровому персоналу.
Следующей задачей настоящего изобретения является создание такого нового способа и устройства с помощью одного или большего числа дистанционных разумных датчиков данных о формации, который позволит осуществить передачу данных о формации на основе текущего времени приемнику данных в утяжеленной бурильной трубе или зонде, который является частью бурильной колонны и обладает способностью передачи принятых данных через бурильную колонну к поверхностной аппаратуре для представления буровому персоналу.
Задачи, описанные выше, как и различные преимущества достигаются способом и устройством, которыми предполагается бурение ствола скважины бурильной колонной, имеющей утяжеленную бурильную трубу с буровым долотом, соединенным с ней. Утяжеленная бурильная труба содержит систему приема данных о формации и один или большее количество дистанционных датчиков данных, которые способны считывать и регистрировать данные о формации, такие как температура, давление, проницаемость, проч. , и передавать сигналы, представляющие считанные данные. Когда утяжеленная бурильная труба примыкает к выбранной подъемной формации, такой как формация коллектора, устройство утяжеленной бурильной трубы активизируется к месторасположению по крайней мере одного датчика данных внутри подземной формации, находящейся снаружи за пределами ствола скважины, для считывания и передачи данных о формации по команде. Сигналы данных о формации, переданные датчиком данных, принимаются с помощью схемы принимающего устройства, расположенного в утяжеленной бурильной трубе, и далее передаются через бурильную колонну на поверхностную аппаратуру, такую как пульт бурильщика, где данные о формации воспроизводятся. Оперируя изменениями данных о формации, считанными и воспроизведенными, буровой персонал способен быстро и эффективно привести в соответствие условия забоя ствола скважины, такие как нагрузка бурового раствора и состав, нагрузка на долото, и другие переменные показатели, чтобы контролировать безопасность и эффективность буровой операции.
Датчик разумных данных может располагаться внутри формации, представляющей интерес c помощью любого подходящего средства. Например, плунжер с гидравлическим усилителем может продвинуть датчик из утяжеленной бурильной трубы в формацию с достаточной гидравлической силой для того, чтобы датчик проник в формацию на достаточную глубину для считывания данных о формации. В альтернативе, устройство в утяжеленной бурильной трубе может простираться снаружи бура или горизонтально в формацию с датчиком, который в таком случае помещается внутри бокового ствола с помощью привода датчика. В качестве следующей альтернативы, система, приводимая в действие движущей силой, расположенная в утяжеленной бурильной трубе, может быть приведена в действие, чтобы пробить датчик с достаточной силой для того, чтобы он проник в формацию горизонтально вне ствола скважины. Датчик соответственно капсулируется, чтобы противостоять повреждению во время своей горизонтальной установки в формацию, каким бы ни был способ установки в формацию.
Чтобы сделать возможным получение и передачу данных о формации, датчик обеспечивается электроэнергетической системой, которая может быть батарейной системой или системой индуктивного переменного тока, идущего от механического картриджа, который находится в утяжеленной бурильной трубе. Микро-чип в датчиковом устройстве сделает возможным, чтобы электрическая схема осуществляла хранение данных, управляла процессом измерения параметра или параметров выбранной формации и передавала записанные данные в приемную электрическую схему картриджа данных о формации, находящегося в утяжеленной бурильной трубе. Сигналы данных о формации обрабатываются электрической схемой для данных о формации в механическом картридже в форму, которая может быть послана на поверхность через бурильную колонну или любой другой подходящей системой для передачи данных с тем, чтобы сигналы данных можно было показывать буровому персоналу и наблюдать их (обычно на пульте бурильщика буровой установки). Изменение данных на забое скважины во время бурового процесса будет известно или на основе текущего времени, или с частотой, которая выбирается буровым персоналом, делая таким образом возможным буровую операцию, которая будет проводиться в соответствии с параметрами, которые существуют в любой момент времени.
С тем, чтобы способ, которым вышеперечисленные признаки, преимущества и задачи настоящего изобретения достигаются и который может быть понят в деталях, более конкретное описание изобретения, кратко изложенное выше, может быть представлено в его предпочтительном варианте, который иллюстрируется чертежами.
Следует отметить, однако, что приведенные чертежи иллюстрируют только типичный вариант этого изобретения и, следовательно, не могут рассматриваться как ограничивающие его объем, для изобретения могут допускаться другие в равной степени эффективные варианты.
Фиг. 1 является диаграммой утяжеленной бурильной трубы, находящейся в стволе скважины с секцией датчик трансмиттерного зонда данных согласно настоящему изобретению.
Фиг. 2 является схематической иллюстрацией секции датчик трансмиттерного зонда данных утяжеленной бурильной трубы, имеющего систему с гидравлическим приводом для принудительного внедрения дистанционного датчика/трансмиттера из ствола скважины в выбранную глубинную формацию.
Фиг. 3 является диаграммой, схематично представляющей утяжеленную бурильную трубу, имеющую в ней механический картридж, который снабжен электронной схемой для приема сигналов данных о формации от дистанционного датчика/трансмиттера данных о формации.
Фиг. 4 является электронной блок-диаграммой, схематично показывающей дистанционный датчик, который устанавливается внутри выбранной глубинной формации из скважины, находящейся в процессе бурения, и который считывает один или больше параметров данных о формации, таких как давление, температура, проницаемость горной породы, помещает данные в память и, согласно команде, передает накопленные данные в схему механического картриджа утяжеленной бурильной трубы.
Фиг. 5 является электронной блок-диаграммой, схематично иллюстрирующей схему приемной катушки дистанционного датчика/трансмиттера данных.
Фиг. 6 является диаграммой синхронизации прохождения звука, показывающей модуляцию длительности импульса.
Утяжеленная бурильная труба 10, являющаяся компонентом бурильной колонны для бурения ствола скважины (фиг. 1-3), представляет предпочтительный вариант изобретения. Утяжеленная бурильная труба обеспечивается секцией 12 зонда, имеющей механический картридж 14, включающий схему трансмиттера/приемника фиг. 3. Утяжеленная бурильная труба 10 также обеспечивается манометром 16 давления, имеющим датчик 18 давления, который подвергается давлению в стволе скважины через проход 20 утяжеленной бурильной трубы. Манометр давления считывает окружающее давление на глубине выбранной глубинной формации и используется для проверки калибровки давления дистанционных датчиков. Электронные сигналы, представляющие давление окружающей среды ствола скважины, передаются через манометр 16 давления в схему механического картриджа 14, который, в свою очередь, выполняет калибровку давления дистанционного датчика, будучи приведен в действие на конкретной глубине ствола скважины. Утяжеленная бурильная труба 10 обеспечивается также одним или большим количеством гнезд 22 дистанционных датчиков, каждое из которых содержит дистанционный датчик 24 для установки внутри выбранной глубинной формации, представляющей интерес, которая пересекается скважиной, находящейся в бурении.
Дистанционные датчики 24 являются капсулированными "разумными" датчиками, которые передвигаются из утяжеленной бурильной трубы в месторасположение внутри формации, окружающей ствол скважины, для считывания параметров формации, таких как давление, температура, проницаемость горной породы, пористость, проводимость и диэлектрическая постоянная в частности. Датчики соответственно капсулируются в датчиковые кожухи структурно достаточно целостные, чтобы противостоять повреждению во время продвижения из утяжеленной бурильной трубы в направление горизонтального внедрения в глубинную формацию, окружающую ствол скважины. Специалистами в данной области будет признано, что не требуется, чтобы такое горизонтальное внедряющее движение было перпендикулярным относительно ствола скважины, но может выполняться с различными углами продвижения в желаемое положение формации. Приведение датчика в рабочее положение может достигаться использованием одной или комбинацией следующих стадий: (1) бурение стенки ствола скважины и помещение датчика в формацию; (2) пробивание/прессование капсулированных датчиков в формацию гидравлическим прессом или механическим агрегатом для пенетрации; или (3) выстреливание капсулированных датчиков в формацию применением зарядов, инициирующих движение.
Как показано на фиг. 2, применяется плунжер 30 с гидравлическим приводом, чтобы привести в рабочее положение датчик 24 и вызвать его проникновение в глубинную формацию в месторасположение, достаточно удаленное от ствола скважины, чтобы он считывал выбранные параметры формации. Для приведения датчика в рабочее положение утяжеленная бурильная труба обеспечивается внутренним цилиндрическим проходным отверстием 26, внутри которого помещается поршневой элемент 28, имеющий плунжер 30, который находится в подвижной связи с капсулированным дистанционным разумным датчиком 24. Поршень 28 подвергается гидравлическому давлению, которое передается в камеру 32 поршня из гидравлической системы 34 через гидравлический подводящий канал 36. Гидравлическая система селективно активируется механическим картриджем 14 так, что дистанционный датчик можно калибровать относительно давления окружающей среды скважины на глубине формации, как описано выше, и можно затем передвигать из гнезда 22 в формацию за пределы стенки ствола скважины так, что параметры давления формации будут свободны от влияний ствола скважины.
На фиг. 3 механический картридж 14 утяжеленной бурильной трубы 10 включает по крайней мере одну трансмиттерную/приемную катушку 38, имеющую трансмиттерный механический привод 40 в виде усилителя мощности с собственной частотой F, установленной осциллятором 42. Секция зонда утяжеленной бурильной трубы также обеспечивается настроенным приемным усилителем 43, который устанавливается для приема сигналов на частоте 2F, которые будут передаваться в секцию зонда утяжеленной бурильной трубы дистанционным датчиком 24 типа "крепкая пуля", как будет объяснено ниже.
На фиг. 4 электронная схема дистанционного "крепкого датчика" показывается блок-диаграммой 44 и обычно включает по крайней мере одну трансмиттерную/приемную катушку 46 или RF антенну с приемником его, который обеспечивает выход 50 из детектора 48 в цепь 52 управления. Цепь управления обеспечивается одним из ее контролирующих выходов 54, который подводится к манометру 56 давления так, чтобы выходные сигналы манометра подавались на аналого-цифровой преобразователь ("ADC")/память 58, который принимает сигналы от манометра давления через проводник 62 и также принимает контрольные сигналы от цепи управления 52 через проводник 64. Предусматривается батарея 66 внутри дистанционной схемы 44 датчика и связывается с различными компонентами схемы датчика электрическими проводниками 68, 70 и 72. Выход памяти 74 цепи 58 ADC/памяти подводится к цепи 76 управления приемной катушки. Цепь 76 управления приемной катушки функционирует как приводная цепь через проводник 78 для катушки 46 трансмиттера/приемника для передачи данных в зонд 12.
На фиг. 5 низкопороговый диод 80 соединяется параллельно с цепью 76 управления Rx катушки. При обычных условиях и особенно в условиях пассивного или "спящего" режима работы электронный переключатель 82 выключается, сводя к минимуму потребление энергии. Когда цепь 76 управления приемной катушки активизируется переданным электромагнитным полем утяжеленной бурильной трубы, в цепи 76 управления приемной катушки индуцируются напряжение и электрический ток. В этот момент, однако, диод 80 будет позволять электрическому току протекать только в одном направлении. Эта нелинейность изменяет основную частоту F индуцированного электрического тока, показанную цифрой 84 на фиг. 6, в электрический ток, имеющий основную частоту 2F, т. е. двойную частоту электромагнитной волны 84, как показано на фиг. 6 (поз. 86).
В пределах полной последовательности передачи катушка 38 трансмиттера/приемника, показанная на фиг. 3, также используется в качестве приемника и соединяется с приемным усилителем 43, который настраивается на частоту 2F. Когда амплитуда принимаемого сигнала является максимальной, дистанционный датчик 24 находится в непосредственной близости для оптимального прохождения сигнала между утяжеленной бурильной трубой и дистанционным датчиком.
Предполагая, что разумный дистанционный датчик или "крепкая пуля", как его также называют, помещается внутри формации, чтобы им управляли, последовательность, с которой передача и получение электронных сигналов функционирует совместно с буровыми операциями, является следующей.
Утяжеленная бурильная труба с ее принимающими датчиками размещается в непосредственной близости от дистанционного датчика 24. Электромагнитная волна с частотой F, как показано 84 на фиг. 6, передается от катушки 38 трансмиттера/приемника в утяжеленной бурильной трубе для включения дистанционного датчика, рассматриваемого также в качестве мишени, и индуцирования датчика, чтобы послать обратно определяющий закодированный сигнал. Электромагнитная волна инициирует электронику датчика, чтобы войти в режим работы получения и передачи, и данные давления и другие данные, представляющие параметры выбранной формации, так же как определительный код датчика, получаются на уровне дистанционного датчика. Присутствие мишени, т. е. дистанционного датчика, обнаруживается отраженной волной, которая рассеивается от мишени с частотой 2F, как показано позицией 86 на диаграмме синхронизации передачи (фиг. 6). В то же самое время получаются данные манометра давления (давление и температура) и другие параметры выбранной формации и электроника дистанционного датчика преобразует данные в один или большее количество сериальных цифровых сигналов. Этот цифровой сигнал или сигналы, так как возможен любой случай, передаются от дистанционного датчика обратно к утяжеленной бурильной трубе через катушку 46 трансмиттера/приемника. Это достигается синхронизацией и кодированием каждого индивидуального бита данных в специфическую временную последовательность, во время которой рассеянная частота будет переключаться между F и 2F. Получение данных и передача прекращаются после того, как получены стабильные показания давления и температуры и успешно переданы на коммутаторную схему утяжеленной бурильной трубы 10.
Когда бы вышеупомянутая последовательность ни возникала, катушка 38 трансмиттера/приемника, расположенная внутри утяжеленной бурильной трубы или секции зонда утяжеленной бурильной трубы, приводится в действие механическим приводом трансмиттера или усилителя 40. Электромагнитная волна передается от утяжеленной бурильной трубы с частотой F, установленной осциллятором 42, как показано на диаграмме синхронизации 84 (фиг. 6). Частота F может выбираться в пределах диапазона от 100 кГц до 500 МГц. Как только мишень попадает в зону влияния трансмиттера в утяжеленной бурильной трубе, катушка 46 приемника, находящаяся внутри крепкой пули, будет излучать обратно электромагнитную волну двойной первоначальной частоты посредством цепи 76 управления приемной катушки и катушки 46 трансмиттера/приемника.
В противоположность известным операциям настоящее изобретение делает доступными данные давления и другие параметры формации, получаемые во время бурения, и, по существу, позволяет буровому персоналу скважины принимать решения, касающиеся нагрузки бурового раствора и состава, так же как других параметров, в значительно более короткое время в процессе бурения без необходимости совершать спуско-подъемную операцию бурильной колонны с целью спуска инструмента для опробования пласта. Настоящее изобретение требует намного меньше затрат времени для проведения фактических измерений формации; как только дистанционный датчик приведен в рабочее положение, можно получать данные во время бурения, свойство, которое не является возможным согласно известным техническим приемам бурения скважины.
Временной контроль за давлением формаций, пронизанных стволом скважины, может также достигаться, пока данные давления от датчика 18 давления являются доступными. Это свойство зависит, конечно, от соединительного звена между схемой трансмиттера/ приемника внутри механического картриджа утяжеленной бурильной трубы и любыми приведенными в рабочее положение разумными дистанционными датчиками.
Выходные данные дистанционного датчика могут также считываться с каротажных зондов, спускаемых на тросе во время стандартных каротажных операций. Этот признак изобретения позволяет разнообразить параметры данных о глубинной формации, которые будут получены с помощью электроники каротажного зонда в дополнение к данным текущего времени о глубинной формации, которые теперь можно получать из формации во время бурения.
При размещении разумных дистанционных датчиков 24 вне непосредственного окружения ствола скважины, по крайней мере в начальный период получения данных, не произойдет воздействия ствола скважины на произведенные измерения давления. Так как является необходимым отсутствие движения жидкости для получения пластовых давлений, будет возможным измерять пластовое давление датчиками на месте в непроницаемых горных породах. Специалисты в данной области оценят, что настоящее изобретение одинаково применимо для измерения нескольких параметров формации, таких как проницаемость, проводимость, диэлектрическая постоянная, прочность горной породы и других, и не ограничивается измерением пластового давления.
Кроме того, настоящим изобретением и в пределах его объема предполагается, что дистанционный датчик, однажды приведенный в рабочее положение, может обеспечить источник данных о формации в течение значительного периода времени. С этой целью необходимо, чтобы местоположение соответствующих датчиков было определимо. Таким образом, в одном варианте дистанционные датчики будут содержать радиоактивные импульс-наконечники, которые являются определяемыми посредством приспособления, регистрирующего гамма- лучи, или зонда вместе с гигроскопическим устройством в инструментальной колонне, который повышает определение местоположения и индивидуальную пространственную идентификацию каждого приведенного в рабочее положение датчика в формации.
Ввиду вышеприведенного, является очевидным, что настоящее изобретение хорошо адаптируется для достижения всех целей и особенностей, изложенных выше, вместе с другими целями и особенностями, которые присущи устройству, раскрытому здесь.
Как должно быть совершенно очевидно специалистам в этой области, настоящее изобретение может быть осуществлено в других специфических вариантах без отклонения от его сущности и основных характеристик. Настоящий вариант, следовательно, должен рассматриваться как просто иллюстративный, а не ограничивающий. Объем изобретения определяется формулой изобретения, и все изменения в пределах значения и диапазона эквивалентности формулы изобретения должны быть, следовательно, в нее включенными.
Claims (20)
1. Способ получения данных из глубинной формации земли во время буровых операций, включающий бурение ствола скважины бурильной колонной, имеющей утяжеленную бурильную трубу с буровым долотом, соединенным с ней, и имеющую датчик данных, приспособленный для дистанционного размещения внутри выбранной глубинной формации пересекаемой стволом скважины, перемещение датчика данных из утяжеленной бурильной трубы в выбранную глубинную формацию для считывания таким образом данных о формации, передачу сигналов, представляющих данные о формации, от датчика данных и прием переданных сигналов данных о формации для определения различных параметров формации.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что переданные сигналы данных о формации принимаются приемником данных, расположенным в утяжеленной бурильной трубе, во время бурения ствола скважины.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что переданные сигналы данных о формации принимаются инструментом, спускаемым на тросе во время операции каротажа скважины, которая начата во время рейса в скважине.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что стадия перемещения датчика данных включает бурение ствола для датчика в стенке ствола скважины и помещение датчика данных внутри ствола для датчика.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что стадия перемещения датчика данных включает приложение значительного усилия к датчику данных из утяжеленной бурильной трубы, чтобы заставить датчик данных проникнуть в глубинную формацию земли.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что стадия приложения усилий к датчику данных включает использование гидравлической энергии, получаемой из утяжеленной бурильной трубы.
7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что стадия приложения усилия к датчику данных включает пробивание датчика данных из утяжеленной бурильной трубы в глубинную формацию земли в качестве снаряда, приводимого в действие движущей силой путем использования зарядов, инициирующих движение и воспламеняемых внутри утяжеленной бурильной трубы.
8. Способ для непрерывного получения данных из местоположения внутри глубинной формации земли во время операций бурения скважин, включающий стадии бурения ствола скважины бурильной колонной, имеющей соединенную с ней утяжеленную бурильную трубу и имеющую буровое долото, которое вращается бурильной колонной относительно формации земли, причем утяжеленная бурильная труба имеет средство, принимающее данные о формации, и средство считывания данных о формации, которые имеют возможность перемещаться относительно утяжеленной бурильной трубы от втянутого положения внутри утяжеленной бурильной трубы до приведенного в рабочее состояние положения при считывании данных, являясь закрепленными внутри глубинной формации земли вне ствола скважины, средство считывания данных, выполненное с возможностью считывания данных о формации и обеспечения выхода данных о формации, который можно получать средством, принимающим данные о формации, перемещения средства считывания данных о формации от втянутого положения до приведенного в рабочее состояние положения внутри глубинной формации вне ствола скважины для привязки считываемых данных к глубине формации, передачи сигналов от средства считывания данных, представляющих данные о формации, считываемые таким образом; и приема переданных сигналов данных о формации средством, принимающим данные о формации для определения различных параметров формации.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что стадии передачи и приема сигнала имеют место, когда утяжеленная бурильная труба перемещается внутри ствола скважины во время операции бурения.
10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что стадия передачи сигнала имеет место, когда утяжеленная бурильная труба вращается внутри ствола скважины во время операции бурения.
11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что стадия получения сигнала имеет место, когда утяжеленная бурильная труба вращается внутри ствола скважины во время операции бурения.
12. Способ по п. 8, отличающийся тем, что приведенное в рабочее состояние положение определяется перемещением средства считывания данных о формации перпендикулярно к стволу скважины через глубинную формацию.
13. Способ для непрерывного получения данных из местоположения внутри глубинной формации земли во время операций бурения скважины, включающий стадии бурения ствола скважины бурильной колонной, имеющей соединенную с ней утяжеленную бурильную трубу и имеющую буровое долото, которое вращается бурильной колонной относительно формации земли, причем утяжеленная бурильная труба имеет средство приема данных о формации и средство считывания данных о формации, которые имеют возможность перемещаться относительно утяжеленной бурильной трубы от втянутого положения внутри утяжеленной бурильной трубы до приведенного в рабочее состояние положения при считывании данных, являясь закрепленными внутри глубинной формации земли вне ствола скважины, средство считывания данных, выполненное с возможностью считывания данных о формации и обеспечения выхода данных о формации, который можно принимать средством, принимающим данные о формации; прерывания операций бурения ствола скважины; перемещения средства считывания данных о формации от втянутого положения до приведенного в рабочее состояние положения внутри глубинной формации вне ствола скважины для закрепления с глубинной формацией с целью считывания данных; продолжение операций бурения ствола скважины; передачу сигналов от средства считывания данных о формации, представляющих данные о формации, считанные таким образом; перемещения утяжеленной бурильной трубы к местоположению средства приема данных о формации вблизи средства считывания данных о формации; и приема переданных сигналов данных о формации средством, принимающим данные о формации, для определения различных параметров формации.
14. Способ измерения параметров формации во время операции бурения скважины, включающий стадии бурения ствола скважины в глубинной формации земли бурильной колонной, имеющей утяжеленную бурильную трубу и имеющей буровое долото, причем утяжеленная бурильная труба имеет зонд, который включает средство считывания, выполненное с возможностью перемещения от втянутого положения внутри зонда до приведенного в рабочее состояние положения внутри глубинной формации земли вне ствола скважины, при этом средство считывания имеет электронную схему, выполненную с возможностью считывания параметров выбранной формации и обеспечения сигналов выхода данных, представляющих считанные параметры формации, а зонд дополнительно имеет средство приема сигналов выхода данных; при нахождении утяжеленной бурильной трубы и зонда в желаемом местоположении, перемещения средства считывания от втянутого положения внутри зонда до приведенного в рабочее состояние положения внутри глубинной формации, представляющей интерес за пределами ствола скважины; электронного возбуждения электронной схемы средством считывания, заставляя средство считывания считывать параметры выбранной формации; побуждения средств считывания к передаче сигналов выхода данных, представляющих считанные параметры формации; и приема сигналов выхода данных от средства считывания средством приема.
15. Способ считывания данных о формации во время операций бурения скважины, включающий размещение внутри глубинной формации земли, пересеченной скважиной, по крайней мере одного дистанционного датчика данных для считывания по крайней мере одного параметра данных о формации и для передачи по крайней мере одного сигнала данных, представляющего один параметр данных о формации; передачу активированного сигнала дистанционному датчику данных, чтобы индуцировать датчик для считывания одного параметра формации и передачи по крайней мере одного сигнала данных, представляющего один параметр формации; и прием по крайней мере одного сигнала данных от одного дистанционного датчика данных во время бурения ствола скважины.
16. Устройство для получения выбранных данных из глубинной формации, пересекаемой стволом скважины, во время бурения ствола скважины, содержащее утяжеленную бурильную трубу, которая соединена в бурильной колонне, имеющей буровое долото на ее нижнем конце; зонд, расположенный внутри утяжеленной бурильной трубы и имеющий электронную схему для передачи и для приема сигналов, указанный зонд, имеющий гнездо датчика; дистанционный разумный датчик, расположенный внутри гнезда датчика зонда и имеющий электронную схему датчика для приема сигналов, передаваемых передающей и приемной схемой зонда, и для передачи сигналов данных о формации передающей и приемной схеме зонда; и средство внутри зонда для горизонтального приведения в рабочее положение дистанционного разумного датчика из гнезда датчика в местоположение внутри глубинной формации вне ствола скважины.
17. Устройство по п. 16, отличающееся тем, что горизонтально приводимое в рабочее положение средство дистанционного разумного датчика включает систему с гидравлическим приводом внутри зонда, имеющую плунжер, приводимый в рабочее положение с помощью гидравлического усилителя, который установлен для создания контакта с дистанционным разумным датчиком, причем система с гидравлическим приводом селективно контролируется передающей и приемной схемой зонда для гидравлического перемещения разумного датчика из гнезда датчика во внедренное местоположение внутри глубинной формации и достаточно удаленное от ствола скважины для считывания данных выбранной формации.
18. Устройство по п. 16, отличающееся тем, что зонд включает манометр давления и калибровочную систему датчика для калибрования дистанционного разумного датчика относительно давления окружающей ствол скважины среды на глубине выбранной глубинной формации, внутри которой дистанционный разумный датчик приводится в рабочее положение.
19. Устройство по п. 16, отличающееся тем, что передающая и принимающая схема зонда приспособлена для передачи командных сигналов с частотой F и для приема сигналов данных с частотой 2F; а принимающая и передающая схема дистанционного разумного датчика приспособлена для приема командных сигналов с частотой F и для передачи сигналов данных с частотой 2F.
20. Устройство по п. 16, отличающееся тем, что дистанционный разумный датчик включает электронную схему памяти для получения данных о формации в пределах периода времени; а схема считывания данных дистанционного разумного датчика включает средство для введения данных о формации в электронную схему памяти и катушку цепи управления, принимающую выход электронной схемы памяти для возбуждения приемной и передающей схемы дистанционного разумного датчика для передачи сигналов, представляющих считанные данные о формации от приведенного в рабочее положение дистанционного разумного датчика в передающую и принимающую схему зонда.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US4825497P | 1997-06-02 | 1997-06-02 | |
US60/048,254 | 1997-06-02 | ||
US09/019,466 US6028534A (en) | 1997-06-02 | 1998-02-05 | Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling |
US09/019,466 | 1998-02-05 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU98110184A RU98110184A (ru) | 2000-02-20 |
RU2178520C2 true RU2178520C2 (ru) | 2002-01-20 |
Family
ID=26692246
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98110184/03A RU2178520C2 (ru) | 1997-06-02 | 1998-05-29 | Способ получения данных из глубинной формации земли и устройство для его осуществления, способ непрерывного получения данных из местоположения внутри глубинной формации земли (варианты), способ измерения параметров формации и способ считывания данных о формации. |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6028534A (ru) |
EP (1) | EP0882871B1 (ru) |
CN (1) | CN1092745C (ru) |
AU (1) | AU725157B2 (ru) |
BR (1) | BR9801745A (ru) |
CA (1) | CA2239280C (ru) |
DE (1) | DE69816372T9 (ru) |
DK (1) | DK0882871T3 (ru) |
ID (1) | ID20626A (ru) |
NO (1) | NO982483L (ru) |
RU (1) | RU2178520C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2613374C2 (ru) * | 2008-03-03 | 2017-03-16 | Интеллизерв Интернэшнл Холдинг, Лтд | Мониторинг скважинных показателей при помощи измерительной системы, распределенной по бурильной колонне |
RU2622280C2 (ru) * | 2013-02-21 | 2017-06-13 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации |
Families Citing this family (117)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6464021B1 (en) * | 1997-06-02 | 2002-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Equi-pressure geosteering |
US6234257B1 (en) * | 1997-06-02 | 2001-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Deployable sensor apparatus and method |
US6691779B1 (en) * | 1997-06-02 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore antennae system and method |
US6766854B2 (en) | 1997-06-02 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Well-bore sensor apparatus and method |
US6693553B1 (en) * | 1997-06-02 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir management system and method |
US6426917B1 (en) | 1997-06-02 | 2002-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir monitoring through modified casing joint |
US6230557B1 (en) | 1998-08-04 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation pressure measurement while drilling utilizing a non-rotating sleeve |
US6347292B1 (en) | 1999-02-17 | 2002-02-12 | Den-Con Electronics, Inc. | Oilfield equipment identification method and apparatus |
US6429784B1 (en) * | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
US6538576B1 (en) * | 1999-04-23 | 2003-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-contained downhole sensor and method of placing and interrogating same |
AU5046000A (en) * | 1999-05-28 | 2000-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Method of utilizing flowable devices in wellbores |
US6257355B1 (en) | 1999-07-30 | 2001-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole power generator |
US6597175B1 (en) | 1999-09-07 | 2003-07-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic detector apparatus and method for oil or gas well, and circuit-bearing displaceable object to be detected therein |
US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
AU751676B2 (en) * | 1999-09-13 | 2002-08-22 | Schlumberger Technology B.V. | Wellbore antennae system and method |
GB0010449D0 (en) * | 2000-04-28 | 2000-06-14 | Sondex Ltd | Logging sondes for use in boreholes |
US6467387B1 (en) | 2000-08-25 | 2002-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for propelling a data sensing apparatus into a subsurface formation |
AU2001296776A1 (en) * | 2000-10-10 | 2002-04-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for borehole measurement of formation properties |
US6822579B2 (en) * | 2001-05-09 | 2004-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Steerable transceiver unit for downhole data acquistion in a formation |
US7267171B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing the surface of a subterranean formation |
US7343973B2 (en) * | 2002-01-08 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing surfaces of subterranean formations |
US6962200B2 (en) * | 2002-01-08 | 2005-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for consolidating proppant in subterranean fractures |
US7216711B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-05-15 | Halliburton Eenrgy Services, Inc. | Methods of coating resin and blending resin-coated proppant |
US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
AU2005202703B2 (en) * | 2002-06-06 | 2006-12-07 | Schlumberger Technology B.V. | Well-bore sensor apparatus and method |
US6705400B1 (en) * | 2002-08-28 | 2004-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for forming subterranean fractures containing resilient proppant packs |
US20040211561A1 (en) * | 2003-03-06 | 2004-10-28 | Nguyen Philip D. | Methods and compositions for consolidating proppant in fractures |
US7158049B2 (en) * | 2003-03-24 | 2007-01-02 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communication circuit |
US7114570B2 (en) * | 2003-04-07 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US6978836B2 (en) * | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
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 |
US6978833B2 (en) * | 2003-06-02 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
US7114560B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
US7413010B2 (en) * | 2003-06-23 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remediation of subterranean formations using vibrational waves and consolidating agents |
US7021379B2 (en) * | 2003-07-07 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures |
US7066258B2 (en) * | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
US7104325B2 (en) * | 2003-07-09 | 2006-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating subterranean zones and compositions therefor |
US7059406B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Production-enhancing completion methods |
US7156194B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate |
US7017665B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
US7237609B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
US7032667B2 (en) * | 2003-09-10 | 2006-04-25 | Halliburtonn Energy Services, Inc. | Methods for enhancing the consolidation strength of resin coated particulates |
US7345011B2 (en) * | 2003-10-14 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for mitigating the production of water from subterranean formations |
US20050089631A1 (en) * | 2003-10-22 | 2005-04-28 | Nguyen Philip D. | Methods for reducing particulate density and methods of using reduced-density particulates |
US7063150B2 (en) * | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
US20050145385A1 (en) * | 2004-01-05 | 2005-07-07 | Nguyen Philip D. | Methods of well stimulation and completion |
US7131493B2 (en) * | 2004-01-16 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using sealants in multilateral junctions |
US20050173116A1 (en) * | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7204308B2 (en) * | 2004-03-04 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole marking devices and methods |
US20050194142A1 (en) * | 2004-03-05 | 2005-09-08 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling unconsolidated particulates |
US7063151B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
US20050263283A1 (en) * | 2004-05-25 | 2005-12-01 | Nguyen Philip D | Methods for stabilizing and stimulating wells in unconsolidated subterranean formations |
US7541318B2 (en) * | 2004-05-26 | 2009-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the-fly preparation of proppant and its use in subterranean operations |
US7299875B2 (en) * | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7073581B2 (en) * | 2004-06-15 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroconductive proppant compositions and related methods |
US7281580B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
US7757768B2 (en) * | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7281581B2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
US7273099B2 (en) * | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
US7883740B2 (en) * | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
US7334635B2 (en) * | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
US7334636B2 (en) * | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
US7318473B2 (en) * | 2005-03-07 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to maintaining the structural integrity of deviated well bores |
US7673686B2 (en) * | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7448451B2 (en) * | 2005-03-29 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US20060240995A1 (en) * | 2005-04-23 | 2006-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using resins in subterranean formations |
US7458252B2 (en) * | 2005-04-29 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid analysis method and apparatus |
US7318474B2 (en) * | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US8044821B2 (en) * | 2005-09-12 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole data transmission apparatus and methods |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US7926591B2 (en) * | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7665517B2 (en) * | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
US7407010B2 (en) * | 2006-03-16 | 2008-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of coating particulates |
US20090184841A1 (en) * | 2006-05-25 | 2009-07-23 | Welldata Pty. Ltd. | Method and system of data acquisition and transmission |
US7500521B2 (en) * | 2006-07-06 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation |
US20080030365A1 (en) * | 2006-07-24 | 2008-02-07 | Fripp Michael L | Multi-sensor wireless telemetry system |
US7557492B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermal expansion matching for acoustic telemetry system |
US7595737B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shear coupled acoustic telemetry system |
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 |
US7934557B2 (en) * | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
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 |
GB2454909B (en) * | 2007-11-23 | 2012-07-25 | Schlumberger Holdings | Sensor deployment |
CN101294491B (zh) * | 2008-06-12 | 2012-02-01 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种井下信息自适应传输方法和系统 |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
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 |
US8471560B2 (en) * | 2009-09-18 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Measurements in non-invaded formations |
WO2011049858A2 (en) * | 2009-10-19 | 2011-04-28 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
WO2011087400A1 (en) * | 2010-01-15 | 2011-07-21 | Oleg Nikolaevich Zhuravlev | Wireless power and/or data transmission system for downhole equipment monitoring and/or control |
US8695728B2 (en) * | 2010-04-19 | 2014-04-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation evaluation using a bit-based active radiation source and a gamma ray detector |
GB201012175D0 (en) * | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
US9222350B2 (en) | 2011-06-21 | 2015-12-29 | Diamond Innovations, Inc. | Cutter tool insert having sensing device |
US9631446B2 (en) | 2013-06-26 | 2017-04-25 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
US9482072B2 (en) * | 2013-07-23 | 2016-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective electrical activation of downhole tools |
CN103670385B (zh) * | 2013-12-11 | 2016-11-23 | 同济大学 | 岩层小口径竖井内壁定位片气囊压贴装置 |
CN103758508A (zh) * | 2014-02-24 | 2014-04-30 | 河南龙腾新型钻具制造有限公司 | 井下钻孔深度探测仪 |
CN103867199A (zh) * | 2014-04-04 | 2014-06-18 | 上海神开石油化工装备股份有限公司 | 一种风化壳的识别装置 |
US9494031B2 (en) * | 2014-05-11 | 2016-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Data transmission during drilling |
CN104180853B (zh) * | 2014-09-01 | 2016-08-24 | 黑龙江科技大学 | 矿井围岩多参数耦合测定装置 |
US9951602B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-04-24 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
MX2018002091A (es) * | 2015-08-20 | 2018-09-12 | Kobold Corp | Operaciones en el fondo de pozo usando manguitos operados remotamente y aparato de las mismas. |
AU2017272516B2 (en) * | 2016-05-30 | 2020-09-24 | Welltec Oilfield Solutions Ag | Downhole completion device with liquid |
CN106014400A (zh) * | 2016-06-16 | 2016-10-12 | 辽宁工程技术大学 | 一种煤岩体物理性质监测装置及方法 |
WO2018106229A1 (en) * | 2016-12-07 | 2018-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole communication network |
CN106814398B (zh) * | 2017-03-31 | 2018-09-11 | 西安科技大学 | 一种浅埋深煤层采动松散层入渗率变化测量方法 |
CN106988721B (zh) * | 2017-05-26 | 2024-04-12 | 长沙矿山研究院有限责任公司 | 钻进系统及其控制方法 |
US11346209B2 (en) | 2017-11-28 | 2022-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole interventionless depth correlation |
CN110552669A (zh) * | 2018-05-31 | 2019-12-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 压差注入工具 |
AU2019356593A1 (en) | 2018-10-12 | 2021-05-13 | Bray International, Inc. | Smart valve with integrated electronics |
WO2020118205A1 (en) | 2018-12-06 | 2020-06-11 | Bray International, Inc. | Smart valve adaptor with integrated electronics |
CN110222387B (zh) * | 2019-05-24 | 2021-01-12 | 北京化工大学 | 基于混合漏积分crj网络的多元钻井时间序列预测方法 |
EP3748374B8 (en) | 2019-06-06 | 2023-02-15 | Rohde & Schwarz GmbH & Co. KG | System and method for calibrating radio frequency test chambers |
CA3083568C (en) * | 2019-06-27 | 2021-07-06 | Eavor Technologies Inc. | Guidance method for multilateral directional drilling |
US11299984B2 (en) * | 2019-12-26 | 2022-04-12 | Rogelio Cantu | System and method for enabling two-way communication capabilities to slickline and braided line |
CN116136174B (zh) * | 2023-04-05 | 2023-06-16 | 山东钰镪地质资源勘查开发有限责任公司 | 一种地下土壤层结构勘探设备 |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3934468A (en) * | 1975-01-22 | 1976-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | Formation-testing apparatus |
US4167111A (en) * | 1978-05-04 | 1979-09-11 | The United States Of America Is Represented By The Administrator Of The National Aeronautics & Space Administration | Borehole geological assessment |
US4745802A (en) * | 1986-09-18 | 1988-05-24 | Halliburton Company | Formation testing tool and method of obtaining post-test drawdown and pressure readings |
FR2611922B1 (fr) * | 1987-03-04 | 1989-05-12 | Principia Rech Developpe | Procede et dispositif pour l'etablissement de la courbe de cohesion d'un sol marin a grande profondeur |
US4765183A (en) * | 1987-03-12 | 1988-08-23 | Coury Glenn E | Apparatus and method for taking measurements while drilling |
US4893505A (en) * | 1988-03-30 | 1990-01-16 | Western Atlas International, Inc. | Subsurface formation testing apparatus |
US4936139A (en) * | 1988-09-23 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole method for determination of formation properties |
US5207104A (en) * | 1990-11-07 | 1993-05-04 | Halliburton Logging Services, Inc. | Method for determination of the in situ compressive strength of formations penetrated by a well borehole |
GB9026846D0 (en) * | 1990-12-11 | 1991-01-30 | Schlumberger Ltd | Downhole penetrometer |
US5207014A (en) * | 1992-08-17 | 1993-05-04 | John Panella | Multi-purpose fishing tool |
NO317626B1 (no) * | 1995-02-09 | 2004-11-29 | Baker Hughes Inc | Anordning for blokkering av verktoytransport i en produksjonsbronn |
US5622223A (en) * | 1995-09-01 | 1997-04-22 | Haliburton Company | Apparatus and method for retrieving formation fluid samples utilizing differential pressure measurements |
US5692565A (en) * | 1996-02-20 | 1997-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling an earth formation through a cased borehole |
US5765637A (en) * | 1996-11-14 | 1998-06-16 | Gas Research Institute | Multiple test cased hole formation tester with in-line perforation, sampling and hole resealing means |
-
1998
- 1998-02-05 US US09/019,466 patent/US6028534A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-26 AU AU68090/98A patent/AU725157B2/en not_active Ceased
- 1998-05-27 EP EP98304164A patent/EP0882871B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-27 DE DE69816372T patent/DE69816372T9/de active Active
- 1998-05-27 DK DK98304164T patent/DK0882871T3/da active
- 1998-05-29 CN CN98114898A patent/CN1092745C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-05-29 NO NO982483A patent/NO982483L/no not_active Application Discontinuation
- 1998-05-29 RU RU98110184/03A patent/RU2178520C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-06-01 CA CA002239280A patent/CA2239280C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-01 BR BR9801745-4A patent/BR9801745A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-06-02 ID IDP980809A patent/ID20626A/id unknown
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2613374C2 (ru) * | 2008-03-03 | 2017-03-16 | Интеллизерв Интернэшнл Холдинг, Лтд | Мониторинг скважинных показателей при помощи измерительной системы, распределенной по бурильной колонне |
RU2622280C2 (ru) * | 2013-02-21 | 2017-06-13 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE69816372T9 (de) | 2004-09-23 |
CA2239280C (en) | 2005-01-18 |
EP0882871A2 (en) | 1998-12-09 |
ID20626A (id) | 1999-01-28 |
AU725157B2 (en) | 2000-10-05 |
DE69816372T2 (de) | 2004-04-15 |
AU6809098A (en) | 1998-12-03 |
CN1092745C (zh) | 2002-10-16 |
NO982483L (no) | 1998-12-03 |
US6028534A (en) | 2000-02-22 |
CN1208809A (zh) | 1999-02-24 |
DK0882871T3 (da) | 2003-08-18 |
EP0882871A3 (en) | 1999-05-06 |
NO982483D0 (no) | 1998-05-29 |
EP0882871B1 (en) | 2003-07-16 |
CA2239280A1 (en) | 1998-12-02 |
DE69816372D1 (de) | 2003-08-21 |
BR9801745A (pt) | 1999-10-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2178520C2 (ru) | Способ получения данных из глубинной формации земли и устройство для его осуществления, способ непрерывного получения данных из местоположения внутри глубинной формации земли (варианты), способ измерения параметров формации и способ считывания данных о формации. | |
US6234257B1 (en) | Deployable sensor apparatus and method | |
CA2329673C (en) | Equi-pressure geosteering | |
AU762119B2 (en) | Reservoir management system and method | |
AU758816B2 (en) | Formation pressure measurement with remote sensors in cased hole | |
US6766854B2 (en) | Well-bore sensor apparatus and method | |
US6426917B1 (en) | Reservoir monitoring through modified casing joint | |
RU98110184A (ru) | Считывание данных о формации установленными дистанционными датчиками во время бурения скважины | |
RU2374440C2 (ru) | Система датчиков | |
US8016036B2 (en) | Tagging a formation for use in wellbore related operations | |
MXPA98004193A (en) | Reception of training data with remote sensors deployed during perforation dep | |
CA2390706C (en) | Reservoir management system and method | |
MXPA99007578A (en) | Pressure measurement of training with remote sensors in wells of survey entuba | |
AU2003204587A1 (en) | Well-bore sensor apparatus and method | |
AU4587402A (en) | Reservoir monitoring through modified casing joint |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20050815 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150530 |