RU2281391C2 - Method and device for pressure measurement and data transmission in production well - Google Patents
Method and device for pressure measurement and data transmission in production well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2281391C2 RU2281391C2 RU2004107289/03A RU2004107289A RU2281391C2 RU 2281391 C2 RU2281391 C2 RU 2281391C2 RU 2004107289/03 A RU2004107289/03 A RU 2004107289/03A RU 2004107289 A RU2004107289 A RU 2004107289A RU 2281391 C2 RU2281391 C2 RU 2281391C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- pressure sensors
- pressure sensor
- reservoir
- electrode
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к способам и устройствам для измерения давления в эксплуатационных нефтедобывающих скважинах, оснащенных насосами ШГН, в автономном режиме, и передачи измеряемых параметров на поверхность по бескабельным каналам связи.The invention relates to methods and devices for measuring pressure in oil production wells, equipped with pumps SHGN, in standalone mode, and transmitting the measured parameters to the surface via cableless communication channels.
Известна бескабельная система передачи данных забойного давления и температуры в реальном режиме времени по электромагнитному каналу связи (по породе) (см. WTD Demeter System, ф. Geoservices production. //Каталог: Франция, 1992).Known cableless system for transmitting downhole pressure and temperature data in real time via an electromagnetic communication channel (by breed) (see WTD Demeter System, F. Geoservices production. // Catalog: France, 1992).
Работа системы основана на преобразовании измеренных данных давления и температуры в цифровой код и передаче на поверхность при помощи мощного радиопередатчика в процессе бурения по породе.The system is based on converting the measured pressure and temperature data into a digital code and transmitting it to the surface using a powerful radio transmitter during rock drilling.
Недостатком этой системы является невозможность передачи информации в обсаженных металлической колонной скважинах.The disadvantage of this system is the impossibility of transmitting information in cased metal column wells.
Известна система измерения давления и температуры в скважине с сохранением данных в памяти забойного прибора (см. MSD Demeter System. Memory stored data pressure temperature, ф. Geoservices. //Каталог: Франция, 1992).A known system for measuring pressure and temperature in a well with storing data in the memory of a downhole tool (see MSD Demeter System. Memory stored data pressure temperature, F. Geoservices. // Catalog: France, 1992).
В системе используется принцип накопления каротажной информации в твердой памяти скважинного прибора и последующего считывания данных, после подъема скважинного прибора, на поверхности.The system uses the principle of logging information accumulation in the solid memory of the downhole tool and subsequent reading of the data, after lifting the downhole tool, to the surface.
Недостатком данной системы является невозможность получения информации со скважинного прибора в реальном режиме времени.The disadvantage of this system is the inability to obtain information from the downhole tool in real time.
Известны способ и система передачи информации посредством электромагнитных волн (патент РФ №2206739, БИ №17, ч.III, 2003 г.).A known method and system for transmitting information through electromagnetic waves (RF patent No. 2206739, BI No. 17, part III, 2003).
В данной системе для передачи информации используются электромагнитные волны, создаваемые излучением электрического сигнала диполем, электрически соединенным с металлическими трубами, служащими направляющими для излученных волн. Для исключения шунтирующего влияния продуктивного пласта на излучаемый сигнал обсадную колонну электрически изолируют от этого пласта.In this system, electromagnetic waves are used to transmit information, created by the radiation of an electric signal with a dipole, electrically connected to metal pipes that serve as guides for the emitted waves. To eliminate the shunting effect of the reservoir on the emitted signal, the casing is electrically isolated from this reservoir.
Недостатком данного способа измерения и передачи данных является то, что необходимо обсадную колонну в зоне контакта с продуктивным пластом электрически изолировать от пласта. Это возможно только в новых скважинах, а введенных в действие скважинах этот способ не возможен.The disadvantage of this method of measuring and transmitting data is that it is necessary to electrically isolate the casing in the contact zone with the producing formation from the formation. This is possible only in new wells, and commissioned wells this method is not possible.
Наиболее близким аналогом является способ измерения давления и передачи данных в эксплуатационной скважине (см. RU 2122113 С1, Кл. Е 21 В 47/06. опубл. 20.11.1998, 9 с.), включающий спуск в интервал добычи продукта в связке с насосом ШГН (скважинной штанговой насосной установкой) глубинного манометра, содержащего датчик давления и устройство передачи информации о давлении по беспроводному каналу связи, проведение измерения давления и передачу информации на поверхность.The closest analogue is a method of measuring pressure and transmitting data in a production well (see RU 2122113 C1, CL E 21 B 47/06. Publ. 11/20/1998, 9 pp.), Which includes the descent into the interval of product production in conjunction with the pump SHGN (borehole sucker rod pumping unit) of a depth gauge containing a pressure sensor and a device for transmitting pressure information via a wireless communication channel, performing pressure measurements and transmitting information to the surface.
Задачей изобретения является измерение пластового и забойного давлений в скважинах с одним и более продуктивными пластами, обеспечение передачи информации в обсаженной скважине с использованием электромагнитного канала связи.The objective of the invention is the measurement of reservoir and bottomhole pressures in wells with one or more productive formations, ensuring the transmission of information in a cased well using an electromagnetic communication channel.
Поставленная задача достигается тем, что в способе измерения давления и передачи информации в эксплуатационной скважине, включающем спуск в интервал добычи продукта на насосно-компрессорных трубах в связке со штанговым глубинным насосом глубинного манометра, содержащего датчик давления и устройство передачи информации о давлении по беспроводному каналу связи, проведение измерения давления и передачу информации на поверхность, определяют расстояние h от кровли продуктивного пласта до торца фильтра штангового глубинного насоса, а для передачи информации о давлении используют беспроводный электромагнитный канал связи, при этом снабжают устройство передачи информации о давлении электрическим разделителем, оканчивающимся в нижней части электродом, в корпусе которого размещают датчик давления, при этом разделитель выполняют с переменной базой, максимальную длину которой выбирают из условия Lmax=(h-ΔLk)×n,The problem is achieved in that in a method for measuring pressure and transmitting information in a production well, including a descent into the production interval on tubing in conjunction with a sucker rod pump, a depth gauge containing a pressure sensor and a device for transmitting pressure information via a wireless communication channel taking pressure measurements and transmitting information to the surface, determine the distance h from the roof of the reservoir to the end of the filter of the sucker rod pump, and for transmitting information about the pressure using a wireless electromagnetic communication channel, while providing the device for transmitting pressure information with an electric separator ending in the lower part of the electrode, in the housing of which a pressure sensor is placed, while the separator is made with a variable base, the maximum length of which is chosen from the condition L max = (h-ΔL k ) × n,
где h - расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра штангового глубинного насоса, м;where h is the distance from the roof of the reservoir to the end of the filter of the sucker rod pump, m;
ΔLk - величина изменения длины колонны насосно-компрессорных труб от температуры, м;ΔL k is the magnitude of the change in the length of the tubing string from temperature, m;
n - геометрический коэффициент, изменяющийся от 1 до 1.01.n is a geometric coefficient, varying from 1 to 1.01.
Также для измерения давления используют дополнительные датчики давления, при этом датчики давления соединяют в гирлянду и разделяют друг от друга электрическими изоляторами, а количество датчиков давления в гирлянде равно количеству продуктивных пластов. При этом датчики давления расположены напротив середины соответствующего продуктивного пласта.Also, additional pressure sensors are used to measure the pressure, while the pressure sensors are connected in a garland and separated from each other by electrical insulators, and the number of pressure sensors in the garland is equal to the number of reservoirs. In this case, pressure sensors are located opposite the middle of the corresponding reservoir.
Сущность способа.The essence of the method.
Важнейшими параметрами, определяющими продуктивность пласта, являются пластовое давление и забойное давление. Пластовое давление - это давление флюидов против середины перфорированного интервала в действующих скважинах, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Различают начальное и текущее пластовые давления. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи. Забойное давление - это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации,The most important parameters determining the productivity of the reservoir are the reservoir pressure and bottomhole pressure. Reservoir pressure is the fluid pressure against the middle of the perforated interval in existing wells, but stopped for a period of stabilization of the bottomhole pressure. Distinguish between initial and current reservoir pressure. The current reservoir pressure is determined at a certain date of development of the reservoir. Bottom-hole pressure is the fluid pressure in existing production and injection wells at a depth of the middle of the perforation interval,
При добыче нефти глубина спуска труб НКТ определяется только диаметром этих труб. При диаметре 32 мм глубина спуска составляет 1200...1300 м, при диаметре 44 мм - 1000...1200 м, при диаметре 57 мм - 700...800 м и при диаметре 68 мм - 600...700 м. Расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра насоса ШГН может составлять 50...100 м.In oil production, the depth of descent of tubing pipes is determined only by the diameter of these pipes. With a diameter of 32 mm, the depth of descent is 1200 ... 1300 m, with a diameter of 44 mm - 1000 ... 1200 m, with a diameter of 57 mm - 700 ... 800 m and with a diameter of 68 mm - 600 ... 700 m. The distance from the top of the reservoir to the end of the filter of the ShGN pump can be 50 ... 100 m.
Известно, что на глубине 1000 м сигнал за счет влияния колонны падает в 20-80 раз в низкоомном разрезе, в 100-500 раз в высокоомном разрезе. В высокоомном разрезе на глубине 2000-3000 м влияние колонны еще более значительно, сигнал падает на 2-3 порядка, а в низкоомном - в 30-100 раз относительно необсаженной скважины. При наличии обсадной колонны сигнал растет с увеличением длины разделителя. На глубине 1000 м увеличение длины разделителя с 0,1 до 1 м дает увеличение сигнала в 1,5-2 раза, а при увеличении длины разделителя с 1 до 10 м дает увеличение сигнала в 3-5 раз, независимо от сопротивления разреза. В целом же при передаче сигнала из колонны увеличение длины разделителя до сотен метров полезно, т.к. увеличивает уровень принимаемого сигнала на порядки.It is known that at a depth of 1000 m the signal due to the influence of the column drops 20-80 times in the low-resistance section, 100-500 times in the high-resistance section. In the high-resistance section at a depth of 2000-3000 m, the influence of the column is even more significant, the signal drops by 2-3 orders of magnitude, and in the low-resistance section, it is 30-100 times lower than the open hole. In the presence of a casing string, the signal increases with increasing length of the separator. At a depth of 1000 m, an increase in the length of the separator from 0.1 to 1 m gives an increase in signal by 1.5-2 times, and when the length of the separator increases from 1 to 10 m, it gives an increase in signal by 3-5 times, regardless of the cut resistance. In general, when transmitting a signal from a column, increasing the length of the separator to hundreds of meters is useful, because increases the level of the received signal by orders of magnitude.
Обычно продуктивные пласты, содержащие нефть, являются высокоомными. Необходимо, чтобы исключить экранирующее влияние продуктивного пласта, расположить электрод выше кровли этого пласта. Если добыча нефти идет одновременно из одного или более пластов, необходимо располагать датчики давления напротив середины каждого из пластов.Typically, reservoirs containing oil are highly resistive. It is necessary to exclude the shielding effect of the reservoir, to place the electrode above the roof of this reservoir. If oil is produced simultaneously from one or more layers, it is necessary to place pressure sensors opposite the middle of each of the layers.
Поэтому определяют расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра насоса ШГН и снабжают устройство для передачи информации электрическим разделителем с переменной базой. Максимальную длину базы выбирают из условия Lmax=(h-ΔLk)×n, где ΔLk - величина изменения длины колонны труб НКТ от температуры, h - расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра насоса ПГН, n - геометрический коэффициент от 1 до 1,01. Электрический разделитель в нижней части оканчивается электродом. Измерения давления также производят датчиком давления, размещенным в корпусе электрода, и гирляндой датчиков давления, разделенных между собой электрическими изоляторами, количество датчиков давления в гирлянде равно количеству продуктивных пластов. Датчики в гирлянде также размещены в корпусах электродов. Датчики давления в гирлянде располагают напротив середины продуктивного пласта.Therefore, the distance from the roof of the reservoir to the end of the filter of the ShGN pump is determined and the device for transmitting information is equipped with an electric separator with a variable base. The maximum base length is chosen from the condition L max = (h-ΔL k ) × n, where ΔL k is the value of the change in the length of the tubing string from temperature, h is the distance from the roof of the reservoir to the end of the PGN pump filter, n is a geometric coefficient of 1 up to 1.01. The electrical divider at the bottom ends with an electrode. Pressure measurements are also carried out by a pressure sensor located in the electrode body and a garland of pressure sensors separated by electrical insulators; the number of pressure sensors in the garland is equal to the number of reservoirs. Sensors in the garland are also located in the electrode housings. The pressure sensors in the garland are located opposite the middle of the reservoir.
Известно оборудование для измерения давления в нефтяной скважине в процессе добычи нефти (патент США N 4802359, кл.73-151, МКИ Е 21 В 47/00, заявл. 30.10.86, опубл. 07.02.89).Known equipment for measuring pressure in an oil well in the process of oil production (US patent N 4802359, CL 73-151, MKI E 21 47/00, decl. 30.10.86, publ. 07.02.89).
В данном устройстве для передачи данных со скважинного прибора на поверхность используется электрический кабель, протянутый вдоль насосно-компрессорных труб.This device uses an electric cable stretched along tubing to transmit data from the downhole tool to the surface.
Недостатком этого устройства является невозможность передачи измеренной информации на поверхность без использования электрического кабеля.The disadvantage of this device is the inability to transfer the measured information to the surface without the use of an electric cable.
Для реализации способа предлагается устройство для измерения давления и передачи данных в эксплуатационной скважине.To implement the method, a device for measuring pressure and transmitting data in a production well is provided.
Задачей изобретения является обеспечение измерения пластового и забойного давлений в скважинах с одним и более продуктивными пластами и передача измеренных данных в обсаженной скважине по беспроводному электромагнитному каналу связи.The objective of the invention is the provision of measuring reservoir and bottomhole pressures in wells with one or more productive formations and the transmission of measured data in a cased well through a wireless electromagnetic communication channel.
Поставленная задача достигается тем, что в устройстве для измерения давления и передачи информации в эксплуатационной скважине, содержащем штанговый глубинный насос, глубинный манометр, включающий датчик давления, соединенный с электронной схемой, глубинный манометр снабжен передатчиком электромагнитных волн, создаваемых излучением электрического сигнала разделителем, электрически соединенным со штанговым глубинным насосом, при этом разделитель выполнен с переменной базой и оканчивается в нижней части электродом, электрически связанным с обсадной колонной через центратор, датчик давления размещен в корпусе электрода. Дополнительно введена гирлянда датчиков давления, количество датчиков давления в гирлянде равно количеству продуктивных пластов. Дополнительно датчики давления соединены между собой электрическими изоляторами, внутри которых пропущен многожильный электрический кабель. Дополнительно датчики давления содержат электроды, электрически связанные с обсадной колонной через центратор.This object is achieved in that in a device for measuring pressure and transmitting information in a production well comprising a sucker rod pump, a depth gauge including a pressure sensor connected to an electronic circuit, the depth gauge is equipped with an electromagnetic wave transmitter generated by emitting an electric signal from a separator electrically connected with a sucker rod pump, while the separator is made with a variable base and ends in the lower part of the electrode, electrically connected connected to the casing through a centralizer, a pressure sensor is placed in the electrode housing. Additionally, a garland of pressure sensors was introduced, the number of pressure sensors in the garland is equal to the number of reservoirs. Additionally, the pressure sensors are interconnected by electrical insulators, inside of which a multicore electric cable is passed. Additionally, the pressure sensors include electrodes electrically connected to the casing through a centralizer.
Существенным отличием заявленного решения от известных является следующее.A significant difference between the claimed solutions from the known is the following.
Использование разделителя с переменной базой позволяет вне зависимости от глубины спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) выбрать максимально возможную длину разделителя, что обеспечивает надежность и достоверность регистрации данных на поверхности. Центраторы до и после электрического разделителя обеспечивают электрический контакт электродов с обсадной колонной в необходимой зоне, что важно при настройке режима излучения передатчика электромагнитных волн в электрически неоднородных разрезах. Для измерения в многопластовых скважинах используется гирлянда датчиков давления, что обеспечивает исследование гидродинамических характеристик каждого пласта. Электрическая изоляция корпусов датчиков давления друг от друга препятствует растеканию тока излучения передатчика электромагнитных волн тогда, когда это нарушает оптимальный режим передачи сигнала. В многопластовых скважинах, когда чередуются разрезы с разным электрическим сопротивлением, при настройке режима излучения передатчика электромагнитных волн возникают парадоксальные ситуации: оптимальный прием сигнала устанавливается при размещении нижнего электрода передатчика электромагнитных волн ниже первого и/или последующих продуктивных пластов, поэтому возникает необходимость снабдить соответствующие датчики давления электродами, электрически связанными с обсадной колонной через центратор. Комбинируя вышеперечисленные существенные отличия заявляемого устройства, можно построить скважинный автономный прибор для работы в различных геологических условиях.The use of a separator with a variable base allows, regardless of the depth of descent of tubing (tubing), to select the maximum possible length of the separator, which ensures reliability and reliability of data recording on the surface. The centralizers before and after the electric separator provide electrical contact of the electrodes with the casing in the required zone, which is important when setting the radiation mode of the transmitter of electromagnetic waves in electrically inhomogeneous sections. For measurement in multilayer wells, a garland of pressure sensors is used, which provides an investigation of the hydrodynamic characteristics of each formation. The electrical isolation of the pressure sensor housings from each other prevents the spread of the radiation current of the electromagnetic wave transmitter when this violates the optimal signal transmission mode. In multilayer wells, when sections with different electrical resistances alternate, paradoxical situations arise when adjusting the radiation mode of the electromagnetic wave transmitter: optimal signal reception is established when the lower electrode of the electromagnetic wave transmitter is placed below the first and / or subsequent reservoirs, so it is necessary to provide appropriate pressure sensors electrodes electrically connected to the casing through a centralizer. Combining the above significant differences of the claimed device, it is possible to build a downhole autonomous device for operation in various geological conditions.
На чертеже изображена структурная схема одного из вариантов компоновки автономного скважинного прибора для скважины с двумя продуктивными пластами.The drawing shows a structural diagram of one of the layout options of an autonomous downhole tool for a well with two productive formations.
Система измерения давления содержит обсадную колонну 1, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2, скважинную штанговую насосную установку (насос ШГН) 3, фильтр 4, переводник 5, центратор 6, автономный манометр 7, электрический разделитель с переменной базой 8, канал связи 9, нижний электрод с датчиком давления 10, центратор 11, продуктивный пласт 12, изолятор 13, датчик давления 14. продуктивный пласт 15.The pressure measurement system contains a casing 1, tubing (2), a borehole sucker rod pump (SHGN pump) 3, a filter 4, a sub 5, a centralizer 6, a standalone pressure gauge 7, an electric divider with a variable base 8, a communication channel 9 , lower electrode with pressure sensor 10, centralizer 11, reservoir 12, insulator 13, pressure sensor 14. reservoir 15.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Связку насос ШГН 3 - автономный манометр 7 спускают в интервал добычи продукта в следующей последовательности. Через переводник 5 автономный манометр 7 соединяется с фильтром 4, который соединяют с насосом ШГН 3. Насос ШГН 3, в свою очередь, соединяется с колонной труб НКТ 2. Манометр 7 содержит электрический разделитель 8, нижний электрод с датчиком давления 10, изолятор 13, датчик давления 14. Внутри разделителя 8 пропущен многожильный электрический кабель, который соединяет электронную схему манометра 7 с нижним электродом с датчиком давления 10. Часть жил кабеля проходит транзитом через нижний электрод с датчиком давления 10, далее внутри изолятора 13 и соединяются с датчиком давления 14. Затем НКТ 2 с накрученными на конце насосом ШГН 3, фильтром 4, переводником 5, автономным манометром 7 спускают в интервал добычи продукта. Максимальную длину разделителя 8 выбирают из условия Lmax=(h-ΔLk)×n, где ΔLk - величина изменения длины колонны труб НКТ от температуры, h - расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра насоса ШГН, n - геометрический коэффициент от 1 до 1,01, Геометрический коэффициент учитывает размеры автономного манометра 7 и переводника 5. Длина изолятора 13 выбирается путем определения расстояния между продуктивными пластами из проектной документации на скважину. Электрический контакт манометра 7 и нижнего электрода 10 с обсадной колонной 1 осуществляется при помощи центраторов 6 и 11 соответственно. Нижний электрод 10 в скважине располагают таким образом, чтобы зона контакта центратора 11 с обсадной колонной 1 располагалась выше кровли продуктивного пласта 12. Датчик давления 14 находится напротив середины продуктивного пласта 15 для точного измерения пластового и забойного давления. Датчиком давления, расположенным в нижнем электроде 10, измеряют гидродинамические характеристики продуктивного пласта 12. В фиксированные моменты времени, не чаще одного раза в сутки, информация о давлении передается на поверхность по электромагнитному каналу связи 9. Моменты передачи информации задаются таймером, который входит в состав электронной схемы манометра 7. На поверхности информация принимается наземным контроллером, который работает по известному принципу. Алгоритм работы таймера автономного манометра 7 аналогичен алгоритму работы таймера наземного контроллера. Таймеры засинхронизированы путем одновременного запуска.A bunch of pump SHGN 3 - an autonomous pressure gauge 7 is lowered into the interval of production of the product in the following sequence. Through sub 5, the autonomous pressure gauge 7 is connected to the filter 4, which is connected to the pump SHGN 3. The pump SHGN 3, in turn, is connected to the tubing string 2. The pressure gauge 7 contains an electric spacer 8, a lower electrode with a pressure sensor 10, an insulator 13, pressure sensor 14. Inside the separator 8, a multicore electric cable is missing, which connects the electronic circuit of the pressure gauge 7 to the lower electrode and the pressure sensor 10. A part of the cable leads in transit through the lower electrode with the pressure sensor 10, then inside the insulator 13 and so follow the pressure gauge 14. Then the tubing 2 with the ShGN 3 pump, the filter 4, the sub 5, the autonomous pressure gauge 7, screwed at the end, is lowered into the product extraction interval. The maximum length of the separator 8 is chosen from the condition L max = (h-ΔL k ) × n, where ΔL k is the value of the change in the length of the tubing string from temperature, h is the distance from the roof of the reservoir to the end of the filter of the pump SHGN, n is the geometric coefficient from 1 to 1.01, The geometric coefficient takes into account the dimensions of the autonomous pressure gauge 7 and the sub 5. The length of the insulator 13 is selected by determining the distance between the productive formations from the design documentation for the well. The electrical contact of the pressure gauge 7 and the lower electrode 10 with the casing 1 is carried out using centralizers 6 and 11, respectively. The bottom electrode 10 in the well is positioned so that the contact area of the centralizer 11 with the casing 1 is located above the roof of the reservoir 12. The pressure sensor 14 is located opposite the middle of the reservoir 15 for accurate measurement of reservoir and bottomhole pressure. The pressure sensor located in the lower electrode 10 measures the hydrodynamic characteristics of the reservoir 12. At fixed times, not more than once a day, pressure information is transmitted to the surface via an electromagnetic communication channel 9. The moments of information transfer are set by a timer, which is part of electronic circuit of the pressure gauge 7. On the surface, information is received by the ground controller, which operates according to the well-known principle. The algorithm of the timer autonomous manometer 7 is similar to the algorithm of the timer of the ground controller. Timers are synchronized by starting simultaneously.
Для обеспечения оптимального (достоверного) приема информации на поверхности опытным путем выбираются варианты компоновки автономного скважинного прибора для скважин, пробуренных в различных геологических условиях. При этом оперируют диаметром труб НКТ и длиной электрического разделителя.To ensure optimal (reliable) reception of information on the surface by experiment, the layout options for an autonomous downhole tool for wells drilled in various geological conditions are selected. In this case, the tubing diameter and the length of the electric separator are operated on.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004107289/03A RU2281391C2 (en) | 2004-03-11 | 2004-03-11 | Method and device for pressure measurement and data transmission in production well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004107289/03A RU2281391C2 (en) | 2004-03-11 | 2004-03-11 | Method and device for pressure measurement and data transmission in production well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004107289A RU2004107289A (en) | 2005-09-20 |
| RU2281391C2 true RU2281391C2 (en) | 2006-08-10 |
Family
ID=35848688
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004107289/03A RU2281391C2 (en) | 2004-03-11 | 2004-03-11 | Method and device for pressure measurement and data transmission in production well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2281391C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102518423A (en) * | 2011-12-09 | 2012-06-27 | 陕西华晨石油科技有限公司 | High-temperature thermal production well downhole testing method |
| CN102562038A (en) * | 2012-02-10 | 2012-07-11 | 中国海洋石油总公司 | Direct reading testing system for pressure and temperature of underground stratum |
| RU2475642C1 (en) * | 2011-08-09 | 2013-02-20 | Открытое акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Method and equipment for hydrodynamic investigations of formations on pipes |
| RU2494250C1 (en) * | 2012-01-19 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ГОРИЗОНТ" (ООО НПФ "ГОРИЗОНТ") | Method for information transmission via electromagnetic communication channel at operation of well, and device for its implementation |
| RU2793933C1 (en) * | 2022-09-01 | 2023-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | Method for transmitting telemetric signals during the operation of producing wells by sucker rod pumps and a system for its implementation |
-
2004
- 2004-03-11 RU RU2004107289/03A patent/RU2281391C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475642C1 (en) * | 2011-08-09 | 2013-02-20 | Открытое акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Method and equipment for hydrodynamic investigations of formations on pipes |
| CN102518423A (en) * | 2011-12-09 | 2012-06-27 | 陕西华晨石油科技有限公司 | High-temperature thermal production well downhole testing method |
| CN102518423B (en) * | 2011-12-09 | 2014-08-20 | 陕西华晨石油科技有限公司 | High-temperature thermal production well downhole testing method |
| RU2494250C1 (en) * | 2012-01-19 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ГОРИЗОНТ" (ООО НПФ "ГОРИЗОНТ") | Method for information transmission via electromagnetic communication channel at operation of well, and device for its implementation |
| CN102562038A (en) * | 2012-02-10 | 2012-07-11 | 中国海洋石油总公司 | Direct reading testing system for pressure and temperature of underground stratum |
| RU2793933C1 (en) * | 2022-09-01 | 2023-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | Method for transmitting telemetric signals during the operation of producing wells by sucker rod pumps and a system for its implementation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004107289A (en) | 2005-09-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7040402B2 (en) | Instrumented packer | |
| US7283061B1 (en) | Method and system for performing operations and for improving production in wells | |
| CA3024941C (en) | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements | |
| US6426917B1 (en) | Reservoir monitoring through modified casing joint | |
| US20180058208A1 (en) | Hybrid Downhole Acoustic Wireless Network | |
| US9995130B2 (en) | Completion system and method for completing a wellbore | |
| US9797218B2 (en) | Wellbore systems with hydrocarbon leak detection apparatus and methods | |
| US20060005965A1 (en) | Sensor system | |
| AU761130B2 (en) | Equi-pressure geosteering | |
| CN1920253A (en) | Formation evaluation system and method | |
| CA3024934A1 (en) | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules connected by a matrix | |
| CN110114551A (en) | System and method for data telemetry between adjacent drilling | |
| CA2164342A1 (en) | Method and apparatus for communicating signals from encased borehole | |
| CA2379451C (en) | Method and system for performing operations and for improving production in wells | |
| CA2952574C (en) | Selecting transmission frequency based on formation properties | |
| RU2281391C2 (en) | Method and device for pressure measurement and data transmission in production well | |
| RU2475643C2 (en) | Method and device for control of process of simultaneous separate operation of multiple-zone cased wells (versions) and execution module in device (versions) | |
| US20230214548A1 (en) | Formation Evaluation Based On Piecewise Polynomial Model | |
| RU138333U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING BOTTOM-BASED PARAMETERS DURING JOINT AND SEPARATE OPERATION OF MULTI-PLASTIC OBJECTS WITH A WIRELESS COMMUNICATION CHANNEL |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070312 |