RU2422632C2 - Устройство (варианты) и способ для определения скважинных параметров - Google Patents

Устройство (варианты) и способ для определения скважинных параметров Download PDF

Info

Publication number
RU2422632C2
RU2422632C2 RU2006110360/03A RU2006110360A RU2422632C2 RU 2422632 C2 RU2422632 C2 RU 2422632C2 RU 2006110360/03 A RU2006110360/03 A RU 2006110360/03A RU 2006110360 A RU2006110360 A RU 2006110360A RU 2422632 C2 RU2422632 C2 RU 2422632C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sleeve
finger
sensor
well
hole
Prior art date
Application number
RU2006110360/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006110360A (ru
Inventor
Колин ЛОНГФИЛД (US)
Колин ЛОНГФИЛД
Ив БАРРИОЛЬ (US)
Ив БАРРИОЛЬ
Дуглас В. ГРАНТ (US)
Дуглас В. ГРАНТ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2006110360A publication Critical patent/RU2006110360A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2422632C2 publication Critical patent/RU2422632C2/ru

Links

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
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • 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
    • E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к области исследования скважин, а именно к технологиям определения скважинных параметров. Техническим результатом является повышение качества и точности измерений скважинных параметров. Для чего в одном из вариантов коммуникационная система для определения скважинных параметров содержит сенсорную пробку, выполненную с возможностью размещения в отверстии, проходящем в стенке скважины. Система содержит гильзу, выполненную с возможностью размещения в отверстии, проходящем в стенке скважины, палец, выполненный с возможностью размещения в гильзе. При этом палец выполнен с возможностью расширять гильзу по мере его продвижения в нее, в результате чего гильза уплотняет отверстие. При этом гильза имеет камеру, а палец на своем конце имеет иглу, выполненную с возможностью прокалывания камеры при подаче пальца в гильзу. Система оборудована датчиком для измерения скважинных параметров и электронными схемами, соединенными с датчиком. Система также оборудована скважинным инструментом, выполненным с возможностью размещения в скважине и с возможностью поддерживания связи с сенсорной пробкой и с расположенным на поверхности узлом. Для реализации способа определения скважинных параметров размещают гильзу в отверстии в боковой стенке скважины. Уплотняют отверстие, подавая палец в гильзу. Определяют по меньшей мере один скважинный параметр датчиком, размещенным в пальце. При этом способ содержит этап, на котором выполняют предварительный тест. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 10 ил.

Description

Предпосылки создания изобретения
Область изобретения
Настоящее изобретение относится к технологиям определения скважинных параметров в скважине и/или в подземном пласте.
Предшествующий уровень техники
Скважины бурят для поиска и добычи углеводородов. Колонну буровых труб и инструментов с буровым долотом на ее конце, обычно называемую бурильной колонной, подают в грунт для формирования скважины, проходящей (или нацеленной на прохождение) в подземный пласт, представляющий интерес. По мере продвижения бурильной колонны сквозь бурильную колонну закачивают буровой раствор, выходящий через буровое долото для его охлаждения и отвода выбуренной породы, а также для управления давлением в скважине. Буровой раствор, выходящий из бурового долота, проходит обратно вверх на поверхность через затрубное пространство, образованное между бурильной колонной и стенкой скважины, и на поверхности фильтруется в резервуаре для рециркуляции через бурильную колонну. Буровой раствор также используется для формирования глинистой корки для крепления стенок скважины.
Часто бывает желательно выполнить различные оценки пласта, в котором проходит скважина во время операций бурения, например во время периодов, когда фактическое бурение временно остановлено. В некоторых случаях бурильная колонна может оснащаться одним или более бурильным инструментом для тестирования и/или отбора проб из окружающего пласта. В других случаях бурильная колонна может извлекаться из скважины (операция, именуемая «рейс» (спуск-подъем)) и в скважину может спускаться инструмент, спускаемый в скважину на тросе для тестирования или отбора проб из пласта. Различные буровые инструменты и инструменты, спускаемые в скважину на тросе, а также другие скважинные инструменты, транспортируемые по гибким трубам в бухтах, в настоящем описании именуются просто «скважинные инструменты». Образцы, отбираемые, или испытания, проводимые такими скважинными инструментами, могут использоваться, например, для поиска ценных углеводородов и для управления их добычей.
Оценка пласта часто требует отбора флюида из пласта в скважинный инструмент для тестирования и/или отбора проб. Различные устройства, такие как зонды и/или пакеры, отходят от скважинного инструмента для изоляции участка стенки скважины и, тем самым, создания сообщения флюида с пластом, окружающим скважину. Затем флюид может быть отобран в скважинный инструмент, используя зонд и/или пакер.
В типичном зонде используется корпус, который выдвигается из скважинного инструмента и на внешнем конце несет пакер для позиционирования в упор к боковой стенке скважины. Такие пакеры обычно имеют конфигурацию с одним относительно большим элементом, который может легко деформироваться для контакта с неровной стенкой скважины (если проводится оценка необсаженного ствола скважины), в то же время сохраняя прочность и достаточную целостность, чтобы противостоять ожидаемому перепаду давления. Такие пакеры могут устанавливаться в необсаженных и в обсаженных стволах скважин. Они могут спускаться в скважину на различных скважинных инструментах.
Другое устройство, используемое для формирования уплотнения со стенкой скважины, именуется двойным пакером. В двойном пакере два эластомерных кольца радиально расширяются вокруг скважинного инструмента для изоляции от него участка стенки скважины. Эти кольца образуют уплотнения со стенкой скважины и позволяют отбирать флюид в скважинный инструмент через этот изолированный участок скважины.
Укрепление стенок скважины глинистым буровым раствором часто полезно для создания соответствующего уплотнения между стенкой скважины и зондом и/или двойным пакером. После образования уплотнения флюид из пласта отбирают в скважинный инструмент через впускное отверстие, выполненное в нем, снижая давление в скважинном инструменте. Примеры зондов и/или двойных пакеров, применяемых в скважинных инструментах, приведены в патентах США №6301959; 4860581; 4936139; 6585045; 6609568 и 6719049, а также в заявке на патент США №2004/0000433. Такие устройства можно использовать для осуществления разных операций по тестированию и/или отбору проб. Примеры так называемых «способов предварительных испытаний», используемых при некоторых таких операциях, описаны, например, в патентах США №6832515; 5095745 и 5233866.
В некоторых случаях необходимо проникнуть сквозь боковую стенку скважины вместе с обсадными трубами и цементом (если имеется). Были разработаны технологии по созданию отверстий или перфораций в боковой стенке и выходу в окружающий пласт. Примеры таких технологий приведены в патенте США №5692565. Иногда желательно закрыть образованные отверстия в стенке ствола скважины, чтобы предотвратить попадания флюидов в ствол скважины. Примеры способов использования пробок приведены в патентах США №6426917; 2821323; 3451583; 4113996; 4867333; 5160226 и 5779085. Были также разработаны технологии изготовления таких пробок с датчиками для измерения скважинных параметров, как описано, например, в патенте США 6766854.
Несмотря на такие достижения в перфорировании и закупоривании отверстий в стенке скважины остается потребность в технологиях, позволяющих осуществлять мониторинг скважинных параметров и/или закупоривать отверстия в стенке скважины. Желательно, чтобы такая технология использовала пробку, вставляемую в стенку скважины и оснащенную схемами, способными собирать данные и/или осуществлять передачу информации. Кроме того, желательно, чтобы такая пробка была оснащена, помимо прочего, одним или более из следующих устройств: контейнером для защиты электроники от жестких условий, существующих в скважине, гильзой, выполненной с возможностью плотной установки в отверстие, электронными схемами, которые могут размещаться в гильзе, при этом пробка должна быть работоспособна в широком диапазоне скважинных условий (например, в пластах с низкой проницаемостью) и обладать способностью проводить скважинные тесты, такие как предварительные тесты.
Краткое описание изобретения
В одном аспекте настоящее изобретение относится к сенсорной пробке, выполненной с возможностью установки в отверстии (перфорации), проходящем в стенке скважины, проходящей в подземном пласте. Сенсорная пробка содержит гильзу, размещаемую в отверстии, проходящем сквозь стенку скважины, палец, размещаемый в гильзе, датчик и электронные схемы. Палец выполнен с возможностью расширять гильзу по мере входа в нее, в результате чего гильза уплотняет отверстие.
Согласно другому аспекту настоящее изобретение относится к способу определения скважинных параметров в скважине, проходящей в подземный пласт. Способ включает этапы, при которых позиционируют гильзу в отверстии в боковой стенке скважины, уплотняют отверстие, подавая палец в гильзу, и определяют по меньшей мере один скважинный параметр датчиком, расположенным в пальце или в гильзе.
Согласно другому аспекту настоящее изобретение относится к коммуникационной системе для определения скважинных параметров в скважине, проходящей в подземный пласт. Коммуникационная система содержит сенсорную пробку, скважинный инструмент, выполненный с возможностью размещения в скважине, при этом скважинный инструмент выполнен с возможностью поддержания связи с сенсорной пробкой, и расположенный на поверхности блок, осуществляющий связь со скважинным инструментом. Сенсорная пробка выполнена с возможностью размещения в отверстии, проходящем в стенку скважины. Сенсорная пробка содержит гильзу, выполненную с возможностью размещения в отверстии, проходящем сквозь стенку скважины, палец, выполненный с возможностью размещения в гильзе, датчик для измерения свойств скважины и схемы, оперативно соединенные с датчиком. Палец выполнен с возможностью расширять гильзу по мере его входа в нее, в результате чего гильза уплотняет отверстие.
Эти и другие аспекты будут ясны из нижеследующего подробного описания.
Краткое описание чертежей
Для того чтобы вышеописанные признаки и преимущества настоящего изобретения могли быть поняты в деталях, ниже следует более подробное описание конкретных вариантов настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи. Однако следует понимать, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты и поэтому не должны толковаться как ограничивающие объем настоящего изобретения, поскольку оно допускает другие, в равной степени эффективные варианты.
Фиг.1 - перфорирующий и закупоривающий инструмент по предшествующему уровню техники.
Фиг.2 - пробка по предшествующему уровню техники, размещенная в обсадной трубе.
Фиг.3 - пробка по предшествующему уровню техники, размещенная в боковой стенке скважины и имеющая расположенный в ней датчик.
Фиг.4А - схематический вид сенсорной пробки с гильзой и пальцем, расположенной в боковой стенке скважины в предварительно нагруженном положении, при этом в пальце размещены электронные блоки, а в гильзе имеется газовая камера.
Фиг.4В - сенсорная пробка 4А в нагруженном положении.
Фиг.5 - график, показывающий изменение давления во времени для сенсорной пробки по фиг.4А.
Фиг.6А - схематический вид альтернативной сенсорной пробки с гильзой и пальцем, размещенной в боковой стенке обсаженной скважины в предварительно нагруженном положении, при этом гильза имеет отверстие для приема пальца.
Фиг.6В - сенсорная пробка по фиг.6А в нагруженном положении.
Фиг.7А - схематический вид альтернативной сенсорной пробки с гильзой и пальцем, расположенной в боковой стенке обсаженной скважины в предварительно нагруженном положении, при этом в гильзе размещены электронные блоки.
Фиг.7В - сенсорная пробка по фиг.7А в нагруженном положении.
Подробное описание изобретения
На вышеуказанных чертежах показаны и ниже описаны предпочтительные в настоящее время варианты настоящего изобретения. При описании предпочтительных вариантов схожие или идентичные позиции обозначают общие или подобные элементы. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе или являются схематичными для упрощения и краткости.
На фиг.1 показан скважинный инструмент 12 по предшествующему уровню техники. Скважинный инструмент, показанный на фиг.1, описан в патенте США №5692565. Скважинный инструмент 12 опущен в скважину 10 с буровой установки 2 на тросе 13. Скважина 10 имеет обсадную колонну 11, поддерживаемую цементом 10b. Инструмент имеет буровое долото 19, которое подается сквозь боковую стенку скважины с помощью вращающегося приводного вала 18. Инструмент 12 также снабжен закупоривающим механизмом 25 для подачи пробок 26 в отверстия, выполненные буровым долотом 19.
На фиг.2 показана антенна 228, расположенная в перфорированной обсадной колонне 11 с использованием, например, инструмента по фиг.1. Такая антенна более полно описана в патенте США №6766854. Антенна снабжена корпусом 278 и конусной вставкой 277.
На фиг.3 показана система 306 для позиционирования сенсорной пробки 320 в боковой стенке скважины с помощью скважинного инструмента 308. Система 306 и сенсорная пробка 320 более полно описаны в патенте США №6766854. Сенсорная пробка 320 снабжена антенной 310 и датчиками для измерения скважинных свойств и/или для передачи информации.
Дополнительная информация об устройствах, показанных на фиг.1-3, приведена в патентах США №5692565 и/или 6766854.
На фиг.4А и 4В показана сенсорная пробка 400, расположенная в боковой стенке скважины. Сенсорная пробка 400 расположена в отверстии 402, проходящем сквозь боковую стенку 404 скважины, имеющей обсадную трубу 406 и цемент 408. Сенсорная пробка 400 по фиг.4А находится в предварительно нагруженном положении, а сенсорная пробка 400 по фиг.4В находится в нагруженном положении. Сенсорная пробка может вставляться в отверстие с помощью технологий выполнения отверстий и закупоривания, описанных в патентах США №5692565 и/или №6766854.
Сенсорная пробка 400 содержит участок 410 внешнего корпуса (или гильзу пробки) и компонент электронных блоков, или палец 412. Участок 410 внешнего корпуса имеет гнездо 414 для приема компонента 412 электронных блоков, а также камеру 416. Компонент 412 электронных блоков содержит коммуникационную катушку 418, электронный блок 420, датчик 422, сильфон 424 и иглу 426. Компонент электронных блоков предпочтительно выполнен с возможностью размещения в гнезде 414 так, что коммуникационная катушка расположена рядом с отверстием 428 гнезда. Компонент электронных блоков также предпочтительно подается в гнездо иглой 426 вперед.
Компонент электронных блоков предпочтительно содержит чистую нефть, герметизированную после сильфона 424. Сильфон 424 отделяет чистую нефть от флюидов пласта и в то же время передает давление. Давление в отверстии 402 передается через порты 438, проходящие через участок корпуса и в гнездо 414.
Внешний участок корпуса выполнен предпочтительно цилиндрическим с коническим передним концом 430 и имеет отверстие 428 на своем противоположном, заднем конце 432. Камера 416 размещена рядом с передним концом 430. Внешний участок корпуса предпочтительно оснащен фланцем 434 на заднем конце 432. Фланец 434 действует как механический упор, препятствующий подаче участка корпуса в пласт за стенку скважины и/или за обсадную трубу (если имеется).
Как показано на фиг.4В, сенсорная пробка 400 остается той же, что и на фиг.4А, за исключением того, что компонент 412 электронных блоков выдвинут на участок 410 корпуса. На этом чертеже сенсорная пробка 400 находится в нагруженном положении и игла 426 проникла в камеру 416.
Камера 416 предпочтительно является атмосферной камерой.
Однако можно использовать любой газ, например азот или другой заряженный газ. Альтернативно, камера также может быть вакуумной камерой. Когда пробка установлена и камера 416 пробита, объем флюида, находящегося в сообщении с пластом, ежеминутно увеличивается, тем самым создавая небольшой предварительный тест, или падение давления в пласте. Предварительным тестом являются обычные кривые давления, полученные для определения различных свойств пласта. Примеры предварительных тестов приведены в патенте США №5233866.
Когда атмосферная камера активирована, можно осуществлять мониторинг (периодический или непрерывный) сенсорной пробки для наблюдения изменений давления, которые происходят по мере того, как давление в пласте уравновешивается с давлением в отверстии и/или в гнезде. Это изменение давления обычно является повышением пластового давления, которое характеризует примерную проницаемость пласта. Возможность проведения такого анализа давления и/или предварительного теста может использоваться даже в пластах с низкой пористостью для проведения их измерений. Кроме того, использование множества пробок позволяет проводить корреляцию данных по множеству пробок в разных скважинах и/или положениях в одной данной скважине.
Когда сенсорная пробка установлена и игла 426 прижата на место, компонент электронных блоков подается в корпус и принуждает корпус к образованию уплотнения с обсадной трубой. Компонент электронных блоков также имеет втулку 436, которая образует уплотнение вдоль внутренней части корпуса. Когда компонент электронных блоков подведен к местоположению и уплотнение образовано, игла разрушает атмосферную камеру. Когда это происходит, давление между гнездом и пластом падает по мере роста объема подключенного флюида.
Со временем пласт реагирует на изменение давления и производит флюид, пока давление в отверстии 402 не уравняется с давлением флюида в пласте. Давление в отверстии передается через порты 438 на гнездо 414, на сильфон 424 и, наконец, на датчик 422, как показано стрелками. Поскольку объем флюида, вырабатываемого пластом, равен лишь размеру небольшой атмосферной камеры в пробке, время роста давления должно быть короче, чем при использовании традиционного устройства для измерения давления.
На фиг.5 показана кривая 500 изменения ожидаемого давления Р (ось у) во времени t (ось х) для установленной пробки. В точке 502 давление, измеренное датчиком 422 (фиг.4А), является давлением в стволе скважины. В точке 504 компонент 412 электронных блоков подают во внешний участок корпуса. В точке 505 игла 426 разрушает атмосферную камеру 416 (фиг.4В). Давление падает до минимального значения в точке 506. В точке 506 пласт реагирует на потерю давления и начинает уравнивать давление в пласте. Давление повышается до точки 507, где оно достигает величины пластового давления.
Операция, показанная на графике на фиг.5, может использоваться для моделирования обычного предварительного теста. Падение и рост давления, происходящие между точками 505 и 506 и между точками 506 и 507 соответственно, можно проанализировать для определения свойств пласта. Этот «предварительный минитест» можно использовать для определения различных параметров пласта.
Сенсорная пробка также может быть оснащена коммуникационными схемами. Такие схемы предпочтительно позволяют сенсорной пробке осуществлять мониторинг различных скважинных параметров. Например, сенсорная пробка может осуществлять мониторинг неустановившегося давления и следить за тем, как давление начинает возвращаться к величине пластового давления.
Предварительный тест можно настроить на конкретный пласт, меняя глубину просверленного отверстия или исходные параметры атмосферной камеры. Глубина просверленного отверстия может меняться для изменения величины падения давления пласта для проницаемости данного пласта. Чем больше глубина отверстия, тем больший исходный объем соединяется с пластом и тем меньше будет падение из-за меньшего процентного изменения в объеме при разрушении атмосферной камеры. Кроме того, глубина отверстия контролирует площадь продуктивного пласта. Более глубокие отверстия экспонируют большую продуктивную площадь и тем самым еще больше уменьшают время восстановления давления в пластах с очень низкой проницаемостью.
Могут использоваться варианты сенсорной пробки для настройки измерений в конкретных ситуациях в пласте. Например, размер атмосферной камеры может быть большим или меньшим, чтобы менять исходный перепад пластового давления. Кроме того, сенсорная пробка может оснащаться не атмосферной камерой, а предварительно наполненным объемом. Газ может нагнетаться в этот объем до заранее определенного давления для дополнительной настройки величины перепада давления.
Хотя описанные датчики относятся к измерению давления, можно использовать любой датчик свойств флюида. Дополнительно, сенсорная пробка может устанавливаться в просверленном отверстии или в существующей перфорации или запрессовываться непосредственно в пласт. Сенсорная пробка может вставляться в боковую стенку скважины с обсадными трубами или без них. Кроме того, сенсорные пробки, описанные здесь, увеличивают объем флюида, сообщающегося с пластом, когда сенсорная пробка установлена, тем самым уменьшая давление флюида. Альтернативно, объем в соединении между пробкой и пластом можно уменьшить при установке сенсорной пробки. В этой ситуации давление в соединении с пластом увеличится.
На фиг.6А и 6В показана другая сенсорная пробка 600, расположенная в отверстии 616 в боковой стенке скважины 624, обсаженной цементом 623 и обсадной трубой 627. На фиг.6А показана сенсорная пробка 600 в предварительно нагруженном положении, а на фиг.6В сенсорная пробка 600 показана в нагруженном положении. Сенсорная пробка может вставляться в отверстие способами, описанными в патентах США №5692565 и/или 6766854.
Сенсорная пробка 600 содержит гильзу 608, имеющую отверстие 625, выполненное в ней с возможностью приема пальца 602. Гильза выполнена с возможностью установки в отверстие 616 и примыкания к обсадной трубе 627. Палец 602 содержит участок 621 антенны и участок 622 электронных блоков.
Датчик 603 и связанные с ним электронные блоки 604 расположены в камере 627 электронных блоков в участке 622 электронных блоков пальца 602. Антенна 601 расположена в камере 628 пальца в пальце 602. Антенна выполнена с возможностью поддерживать связь с приемником, например, в инструменте в стволе скважины.
Ввод 626 расположен в камере 628 пальца для изоляции камеры 627 электронных блоков в участке 622 электронных блоков от камеры 628 пальца. Ввод 626 предпочтительно является электрическим вводом, который позволяет поддерживать связь между электронными блоками 604 и антенной 601, защищая электронные блоки от флюидов в стволе скважины.
Проводник 609 проходит от антенны 601 через ввод 626 для электрического соединения блоков в камерах 627 и 628. Проводник 609 электрически соединен с антенной 601 и электронными блоками 604. Первое соединение 610а используется для соединения проводника 609 с антенной 601. Второе соединение 610b используется для соединения проводника 609 с электронными блоками 604. Соединения 610 могут быть выполнены в виде пружины, рычага или другого механизма с возможностью осуществления требуемого электрического соединения.
При работе гильзу 608 вставляют в отверстие 616, как показано на фиг.6А. Палец 602 подают в отверстие 625, как показано на фиг.6В. По мере продвижения пальца участок 621 гильзы расширяется для уплотняющего зацепления с обсадной трубой 627. До, во время или после процесса установки и расширения датчик и электронные блоки можно использовать для измерения скважинных параметров. Антенна в это время также может использоваться для поддержания связи с другими компонентами. Таким образом можно посылать сигналы на сенсорную пробку, собирать данные с датчиков и передавать их через антенну на расположенный на поверхности приемник. Для сбора и анализа данных можно применять различные процессы.
На фиг.7А и 7В показана другая сенсорная пробка 700. На этих чертежах показана сенсорная пробка 700, установленная в отверстие 716 в боковой стенке скважины 724, обсаженной цементом 723 и обсадной трубой 727. На фиг.7А показана сенсорная пробка 700 в предварительно нагруженном положении. На фиг.7В показана сенсорная пробка 700 в нагруженном положении. В этом варианте сенсорная пробка содержит гильзу 731 и палец 732.
Гильза содержит участок 722 электронных блоков и участок 734 для приема пальца. Участок 722 электронных блоков выполнен предпочтительно за одно с участком 734 для приема пальца или соединен с ним, например, сваркой. Канал 735 проходит сквозь палец 732 и обеспечивает проход флюида сквозь него. Гильза 731 имеет полость 733, выполненную с возможностью приема пальца 732. Гильза 731 выполнена с возможностью установки в отверстии 716. Палец 732 можно подавать в полость 733 в гильзе 731. Когда палец 732 подается в гильзу, гильза расширяется и вступает в уплотняющее зацепление с обсадной трубой 727 и пальцем 732.
Электронные блоки 738 и датчик 739 расположены в камере 742 электронных блоков в участке 722 электронных блоков. Ввод 736 расположен в полости 733 в гильзе и изолирует полость 733 от камеры 742 электронных блоков в участке 722 электронных блоков. Ввод 736 может быть электрическим вводом, аналогичным вводу 626 по фиг.6А-6В. В этом варианте осуществления изобретения ввод уплотняет камеру 742 электронных блоков от скважинных флюидов, которые могут попасть в полость 733.
Антенна 737 расположена в пальце 732 и выполнена с возможностью поддерживать связь с приемником, например, в инструменте, находящемся в скважине. Антенна 737 соединена с первым проводником 744. Второй проводник 745 расположен во вводе 736 в гильзе 731. Первое соединение 750 электрически соединяет первый и второй проводники. Второе соединение 751 электрически соединяет второй проводник 745 с электронными блоками 738. Соединения могут быть выполнены в форме проволоки, пружины, рычага или другого механизма, выполненного с возможностью обеспечить необходимое электрическое соединение. Предпочтительно, соединение допускает относительное перемещение пальца и гильзы.
При работе гильзу 731 размещают в отверстии 716, как показано на фиг.7А. Палец 732 размещают в полости 733 гильзы. Палец 732 подают в гильзу 731, как показано на фиг.7В. По мере подачи пальца в гильзу гильза расширяется и уплотняет внутреннюю поверхность отверстия 716. Силы сжатия, возникающие при контакте между пальцем 732, гильзой 731 и обсадной трубой 727, способствуют формированию уплотнения на поверхности контакта между пальцем и гильзой. Эта дополнительная сила может способствовать устойчивости сенсорной пробки к перепаду давления между скважиной и пластом по обе стороны от обсадной трубы 727. Датчики затем могут определять скважинные параметры и передавать информацию через антенну 737.
Сенсорные пробки, пальцы и гильзы по фиг.6А-7В выполнены предпочтительно конусными для облегчения ввода в отверстие 716. Кроме того, гильзы могут оснащаться фланцами, например фланцем 708 по фиг.7А-7В, для ограничения входа сенсорной пробки в отверстие.
Различные части сенсорной пробки могут изготавливаться из устойчивого к коррозии сплава, но также могут изготавливаться из высокопрочного полимера в зависимости от уровня перепада давления между внутренней полостью обсадной колонны и внешним пространством, требуемого для конкретного применения. На уплотняющих поверхностях сенсорной пробки, например, гильзы 731 могут быть выполнены канавки для повышения прочности устойчивости к давлению уплотнения между гильзой и/или обсадной трубой и между пальцем и/или гильзой.
Можно использовать один или несколько электрических вводов. Электрические вводы могут быть изолированы стеклом, керамикой, полимером или другим изолятором. Антенна и электрический ввод могут быть электрически изолированы от скважинных флюидов путем заливки изолирующим материалом. Антенна и электрические вводы могут быть защищены от скважинных флюидов мембраной или окном, выполненными из устойчивого к коррозии металла, керамики или полимерного материала.
Антенну можно заменить любым другим устройством беспроводной связи, например ультразвуковым излучателем. Части сенсорной пробки предпочтительно приварены друг к другу. Электронные блоки и датчик могут находиться в вакууме в сенсорной пробке, или в атмосфере воздуха или инертного газа, или в изолирующей жидкости при низком давлении или при пластовом давлении.
Может быть предусмотрен процессор для анализа данных, собранных сенсорной пробкой. Процессор может размещаться в сенсорной пробке, или в скважинном инструменте, или в расположенном на поверхности блоке, поддерживающем связь с сенсорной пробкой. Собранные данные могут комбинироваться с другими данными месторасположения скважины для анализа работы скважины.
Датчик может обладать чувствительностью к любому из следующих параметров пласта, список которых не является исчерпывающим: давление, температура, сопротивление, проводимость, сейсмические или акустические вибрации, напряжение или деформация, рН, химический состав, а также различные скважинные параметры. Датчик 639 можно заменять или дополнять активным устройством, генерирующим сигналы, подлежащие измерению другими датчиками, например токи, электромагнитные или звуковые волны. Датчик и его электронные блоки могут оснащаться аккумулятором или питаться дистанционно от устройства запроса в скважине. Дополнительно, питание может поступать на электронные блоки и/или датчик через антенну.
Детали определенных конструкций и компонентов пробки (пробок) и соответствующих систем, описанных выше, известны специалистам и приведены в различных других патентах и печатных публикациях, например указанных выше. Более того, конкретные конструкции и компоненты сенсорной пробки (пробок) могут меняться в зависимости от факторов, присутствующих в каждой конкретной конструкции или в ситуации их применения. Таким образом, ни сенсорная пробка, ни настоящее изобретение не ограничиваются вышеописанными конструкциями и компонентами и могут содержать любые подходящие компоненты и конструкции. Например, в обсаженных и необсаженных стенках скважины могут размещаться различные пробки в разных конфигурациях. Аналогично, конструкция и компоненты сенсорной пробки могут меняться в зависимости от факторов, присутствующих в конкретной конструкции, варианте использования, ситуации. Вышеприведенное описание иллюстративных компонентов и среды, в которой может использоваться инструмент, с помощью которого устанавливается зонд и реализуются другие аспекты настоящего изобретения, предназначено только для иллюстрации и не ограничивает настоящее изобретение.
Объем настоящего изобретения определяется только его прилагаемой формулой. Термин «содержащий», применяемый в формуле, следует толковать как «содержащий, по меньшей мере», например приведенный перечень элементов в пункте формулы не является исчерпывающей группой. Термины, использованные в единственном числе, охватывают и множественное число, если не указано иное.

Claims (24)

1. Сенсорная пробка, выполненная с возможностью размещения в отверстии, проходящем в стенке скважины, проходящей в подземное месторождение, содержащая
гильзу, выполненную с возможностью размещения в отверстии, проходящем в стенке скважины,
палец, выполненный с возможностью размещения в гильзе, при этом палец выполнен с возможностью расширения гильзы по мере его продвижения в ней, за счет чего гильза уплотняет отверстие,
датчик, измеряющий скважинные параметры, и
электронные схемы, при функционировании соединенные с датчиком,
причем датчик и электронные схемы расположены в пальце.
2. Сенсорная пробка по п.1, где гильза имеет полость для приема пальца.
3. Сенсорная пробка по п.1, где гильза имеет отверстие, проходящее сквозь нее, для приема пальца.
4. Сенсорная пробка по п.1, где гильза имеет камеру, а палец на своем конце имеет иглу, выполненную с возможностью прокалывания камеры при подаче пальца в гильзу.
5. Сенсорная пробка по п.4, где камера заполнена газом.
6. Сенсорная пробка по п.1, где по меньшей мере один компонент из гильзы и пальца имеет порты для пропускания через них флюида.
7. Сенсорная пробка по п.1, далее содержащая втулку пальца, расположенную между пальцем и гильзой, для образования уплотнения между ними.
8. Сенсорная пробка по п.1, где гильза имеет фланец на своем конце для ограничения подачи гильзы в отверстие.
9. Сенсорная пробка по п.1, далее содержащая сильфон, при функционировании соединенный с по меньшей мере одним из датчика и электронных схем для изоляции его от контакта со скважинным флюидом, одновременно позволяя передавать на него давление скважинного флюида.
10. Сенсорная пробка по п.1, далее содержащая антенну для передачи и приема сигналов.
11. Сенсорная пробка по п.10, где антенна расположена в пальце.
12. Сенсорная пробка по п.10, далее содержащая по меньшей мере один проводник для соединения при функционировании антенны с датчиком.
13. Сенсорная пробка по п.10, далее содержащая по меньшей мере одно электрическое соединение для соединения при функционировании по меньшей мере одного проводника с одним из следующих компонентов - антенной, датчиком, электронными схемами или с комбинациями этих компонентов.
14. Сенсорная пробка по п.10, далее содержащая ввод, расположенный в пальце или в гильзе, для непроницаемой изоляции датчика и электронных схем от скважинных флюидов.
15. Способ определения скважинных параметров в скважине, проходящей в подземное месторождение, при котором
размещают гильзу в отверстии в боковой стенке скважины,
уплотняют отверстие, подавая палец в гильзу, и определяют по меньшей мере один скважинный параметр датчиком, размещенным в пальце,
при этом способ дополнительно содержит этап, на котором выполняют предварительный тест.
16. Способ по п.15, далее содержащий этап, при котором создают отверстие в боковой стенке скважины.
17. Способ по п.15, где этап выполнения предварительного теста содержит этап, при котором прокалывают камеру в гильзе, подавая иглу, соединенную при функционировании с пальцем, и определяют скважинные параметры.
18. Способ по п.17, далее содержащий этап, при котором газ в камере подстраивают в соответствие с пластом.
19. Способ по п.17, далее содержащий этап, при котором настраивают предварительный тест на глубину отверстия.
20. Способ по п.15, где этап определения содержит измерение скважинного давления флюида, прилегающего к датчику.
21. Способ по п.15, далее содержащий этап, при котором анализируют по меньшей мере один скважинный параметр.
22. Коммуникационная система для определения скважинных параметров в скважине, проходящей в подземное месторождение, содержащая
сенсорную пробку, выполненную с возможностью размещения в отверстии, проходящем в стенке скважины, содержащую
гильзу, выполненную с возможностью размещения в отверстии,
проходящем в стенке скважины,
палец, выполненный с возможностью размещения в гильзе, при этом палец выполнен с возможностью расширять гильзу по мере его продвижения в нее, в результате чего гильза уплотняет отверстие, при этом гильза имеет камеру, а палец на своем конце имеет иглу, выполненную с возможностью прокалывания камеры при подаче пальца в гильзу,
датчик для измерения скважинных параметров и
электронные схемы, при функционировании соединенные с датчиком,
скважинный инструмент, выполненный с возможностью размещения в скважине, при этом скважинный инструмент выполнен с возможностью поддерживать связь с сенсорной пробкой, и
расположенный на поверхности узел, поддерживающий связь со скважинным инструментом.
23. Система по п.22, где скважинный инструмент содержит перфоратор для создания отверстия.
24. Система по п.22, где скважинный инструмент является одним из следующих инструментов - инструмент, спускаемый на тросе, бурильный инструмент, инструмент, спускаемый на гибких трубах, и их комбинации.
Приоритет: 31.03.2005 по пп.1-24.
RU2006110360/03A 2005-03-31 2006-03-30 Устройство (варианты) и способ для определения скважинных параметров RU2422632C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/907,406 2005-03-31
US10/907,406 US7278480B2 (en) 2005-03-31 2005-03-31 Apparatus and method for sensing downhole parameters

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006110360A RU2006110360A (ru) 2007-10-10
RU2422632C2 true RU2422632C2 (ru) 2011-06-27

Family

ID=36292857

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006110360/03A RU2422632C2 (ru) 2005-03-31 2006-03-30 Устройство (варианты) и способ для определения скважинных параметров

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7278480B2 (ru)
CN (1) CN1861981B (ru)
CA (1) CA2541190C (ru)
DE (1) DE102006014559A1 (ru)
FR (1) FR2883917A1 (ru)
GB (1) GB2424666B (ru)
MX (1) MXPA06003399A (ru)
NO (1) NO20061444L (ru)
RU (1) RU2422632C2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2716548C2 (ru) * 2014-08-27 2020-03-12 Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ Скважинная система беспроводной передачи

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2000630A1 (en) 2007-06-08 2008-12-10 Services Pétroliers Schlumberger Downhole 4D pressure measurement apparatus and method for permeability characterization
US7726396B2 (en) * 2007-07-27 2010-06-01 Schlumberger Technology Corporation Field joint for a downhole tool
US9523270B2 (en) * 2008-09-24 2016-12-20 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole electronics with pressure transfer medium
US20100243243A1 (en) * 2009-03-31 2010-09-30 Schlumberger Technology Corporation Active In-Situ Controlled Permanent Downhole Device
DK178544B1 (en) * 2009-11-13 2016-06-13 Maersk Olie & Gas Injektionsborebit
US20110297371A1 (en) * 2010-06-08 2011-12-08 Nathan Church Downhole markers
US8985200B2 (en) 2010-12-17 2015-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Sensing shock during well perforating
WO2012148429A1 (en) 2011-04-29 2012-11-01 Halliburton Energy Services, Inc. Shock load mitigation in a downhole perforation tool assembly
US8397814B2 (en) 2010-12-17 2013-03-19 Halliburton Energy Serivces, Inc. Perforating string with bending shock de-coupler
US8393393B2 (en) 2010-12-17 2013-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Coupler compliance tuning for mitigating shock produced by well perforating
US8397800B2 (en) 2010-12-17 2013-03-19 Halliburton Energy Services, Inc. Perforating string with longitudinal shock de-coupler
US20120241169A1 (en) 2011-03-22 2012-09-27 Halliburton Energy Services, Inc. Well tool assemblies with quick connectors and shock mitigating capabilities
US9091152B2 (en) 2011-08-31 2015-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Perforating gun with internal shock mitigation
WO2014003699A2 (en) 2012-04-03 2014-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Shock attenuator for gun system
WO2014046656A1 (en) 2012-09-19 2014-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Perforation gun string energy propagation management system and methods
WO2014046655A1 (en) 2012-09-19 2014-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Perforation gun string energy propagation management with tuned mass damper
US9222333B2 (en) * 2012-11-27 2015-12-29 Baker Hughes Incorporated Monitoring system for borehole operations
US9926777B2 (en) 2012-12-01 2018-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Protection of electronic devices used with perforating guns
US9068445B2 (en) 2012-12-17 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Sensing indicator having RFID tag, downhole tool, and method thereof
US9121261B2 (en) * 2013-02-20 2015-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Coiled tubing system with multiple integral pressure sensors and DTS
US9804002B2 (en) * 2013-09-04 2017-10-31 Cameron International Corporation Integral sensor
US9726004B2 (en) 2013-11-05 2017-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole position sensor
WO2015099641A1 (en) 2013-12-23 2015-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole signal repeater
US9784095B2 (en) 2013-12-30 2017-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. Position indicator through acoustics
AU2014379654C1 (en) 2014-01-22 2018-01-18 Halliburton Energy Services, Inc. Remote tool position and tool status indication
US9593574B2 (en) 2014-03-14 2017-03-14 Saudi Arabian Oil Company Well completion sliding sleeve valve based sampling system and method
WO2016060689A1 (en) 2014-10-17 2016-04-21 Halliburton Energy Srvices, Inc. Increasing borehole wall permeability to facilitate fluid sampling
CO2018005812A2 (es) 2016-01-27 2018-09-20 Halliburton Energy Services Inc Ensamblaje de control de presión en el espacio anular autónomo para un evento de perforación
US10584583B2 (en) 2016-06-30 2020-03-10 Schlumberger Technology Corporation System and methods for pretests for downhole fluids
US10774826B2 (en) * 2017-02-03 2020-09-15 Zilift Holdings, Ltd. Inline monitoring package for an electric submersible pump system
CN107605475A (zh) * 2017-10-27 2018-01-19 罗淮东 用于地层测试的设备、系统及方法
US10995574B2 (en) * 2019-04-24 2021-05-04 Saudi Arabian Oil Company Subterranean well thrust-propelled torpedo deployment system and method
CN112253084B (zh) * 2020-09-15 2024-02-27 中石化石油工程技术服务有限公司 一种井下双探头磁测量装置及方法
US11795789B1 (en) * 2022-08-15 2023-10-24 Saudi Arabian Oil Company Cased perforation tools
CN117948727B (zh) * 2024-03-27 2024-06-04 吉林大学 一种利用环形分支水平井闭循环开采干热岩的方法

Family Cites Families (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2821323A (en) 1955-12-07 1958-01-28 Lee Co Pin plug
US3451583A (en) 1968-05-20 1969-06-24 Lee Co Expandable sealing plug
NL7109253A (ru) 1970-07-08 1972-01-11
US4091841A (en) 1976-07-14 1978-05-30 Bertea Corporation Pressure plug and method
US4113006A (en) 1977-01-31 1978-09-12 Clapp Porter B Two-piece tube plug for repairing tubes in heat exchangers and the like
US4867333A (en) 1988-06-10 1989-09-19 The Lee Company High-pressure pin plug
DE3831523A1 (de) 1988-09-16 1990-03-22 Koenig Verbindungstech Ag Verfahren zum dichten verschliessen einer bohrung
US4860581A (en) 1988-09-23 1989-08-29 Schlumberger Technology Corporation Down hole tool for determination of formation properties
US4936139A (en) 1988-09-23 1990-06-26 Schlumberger Technology Corporation Down hole method for determination of formation properties
US5160226A (en) 1990-02-22 1992-11-03 The Lee Company Tapered expansion sealing plug
US5095745A (en) 1990-06-15 1992-03-17 Louisiana State University Method and apparatus for testing subsurface formations
US5233866A (en) 1991-04-22 1993-08-10 Gulf Research Institute Apparatus and method for accurately measuring formation pressures
US5692565A (en) 1996-02-20 1997-12-02 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for sampling an earth formation through a cased borehole
US5779085A (en) 1997-03-11 1998-07-14 Gas Research Institute Expandable pin plug for automated use
US6426917B1 (en) 1997-06-02 2002-07-30 Schlumberger Technology Corporation Reservoir monitoring through modified casing joint
US6766854B2 (en) 1997-06-02 2004-07-27 Schlumberger Technology Corporation Well-bore sensor apparatus and method
US6070662A (en) * 1998-08-18 2000-06-06 Schlumberger Technology Corporation Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes
US6003557A (en) 1997-12-17 1999-12-21 The Lee Company Removable sealing plug
US6301959B1 (en) 1999-01-26 2001-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. Focused formation fluid sampling probe
US6538576B1 (en) 1999-04-23 2003-03-25 Halliburton Energy Services, Inc. Self-contained downhole sensor and method of placing and interrogating same
NZ521121A (en) 2000-03-02 2005-03-24 Shell Int Research Wireless communication using well casing
US6408943B1 (en) 2000-07-17 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors
US6708978B2 (en) 2000-07-19 2004-03-23 The Lee Company Process for sealing or reducing holes, and connecting holes with a tube end
CA2385376C (en) 2000-07-20 2005-04-05 Baker Hughes Incorporated Drawdown apparatus and method for in-situ analysis of formation fluids
US6585045B2 (en) 2000-08-15 2003-07-01 Baker Hughes Incorporated Formation testing while drilling apparatus with axially and spirally mounted ports
US7000697B2 (en) 2001-11-19 2006-02-21 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement apparatus and technique
US6719049B2 (en) 2002-05-23 2004-04-13 Schlumberger Technology Corporation Fluid sampling methods and apparatus for use in boreholes
US6964301B2 (en) 2002-06-28 2005-11-15 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for subsurface fluid sampling
US6832515B2 (en) 2002-09-09 2004-12-21 Schlumberger Technology Corporation Method for measuring formation properties with a time-limited formation test
US6823945B2 (en) 2002-09-23 2004-11-30 Schlumberger Technology Corp. Pressure compensating apparatus and method for downhole tools
US6896074B2 (en) 2002-10-09 2005-05-24 Schlumberger Technology Corporation System and method for installation and use of devices in microboreholes
US20040182147A1 (en) 2003-03-19 2004-09-23 Rambow Frederick H. K. System and method for measuring compaction and other formation properties through cased wellbores
US7168487B2 (en) 2003-06-02 2007-01-30 Schlumberger Technology Corporation Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore
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
US7140434B2 (en) 2004-07-08 2006-11-28 Schlumberger Technology Corporation Sensor system

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2716548C2 (ru) * 2014-08-27 2020-03-12 Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ Скважинная система беспроводной передачи

Also Published As

Publication number Publication date
CN1861981A (zh) 2006-11-15
CN1861981B (zh) 2012-07-04
MXPA06003399A (es) 2006-09-29
CA2541190A1 (en) 2006-09-30
US20060219401A1 (en) 2006-10-05
GB2424666B (en) 2008-01-02
GB2424666A (en) 2006-10-04
US7278480B2 (en) 2007-10-09
FR2883917A1 (fr) 2006-10-06
NO20061444L (no) 2006-10-02
RU2006110360A (ru) 2007-10-10
GB0605279D0 (en) 2006-04-26
CA2541190C (en) 2009-06-02
DE102006014559A1 (de) 2006-10-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2422632C2 (ru) Устройство (варианты) и способ для определения скважинных параметров
US7040402B2 (en) Instrumented packer
CA2410967C (en) Downhole measurement apparatus and technique
EP2478183B1 (en) Monitoring drilling performance in a sub-based unit
CA2554261C (en) Probe isolation seal pad
AU2007233244B2 (en) Pressure communication assembly external to casing with connectivity to pressure source
US20110277984A1 (en) Data Gathering Device and Method of Removing Contaminations from a Borehole Wall of a Well Before In Situ Gathering of Formation Data from the Borehole Wall
US20150252669A1 (en) Method and apparatus for reservoir testing and monitoring
EP2432969B1 (en) Formation tester pad
WO2008008424A2 (en) Method and apparatus for formation testing
US9004193B2 (en) Sensor deployment
RU2278234C1 (ru) Способ строительства скважины
GB2398640A (en) A packer for downhole measurements
Deady et al. Applications For Formation Testing While Drilling In the Middle East

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170331