RU2562295C2 - Система и способы обнаружения и мониторинга эрозии - Google Patents
Система и способы обнаружения и мониторинга эрозии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2562295C2 RU2562295C2 RU2013122856/03A RU2013122856A RU2562295C2 RU 2562295 C2 RU2562295 C2 RU 2562295C2 RU 2013122856/03 A RU2013122856/03 A RU 2013122856/03A RU 2013122856 A RU2013122856 A RU 2013122856A RU 2562295 C2 RU2562295 C2 RU 2562295C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- erosion
- indicator
- downhole
- component
- indicator element
- Prior art date
Links
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 title claims abstract description 141
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 52
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 21
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 2
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000035807 sensation Effects 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 206010044038 Tooth erosion Diseases 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000008447 perception Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 description 1
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- 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
- E21B47/006—Detection of corrosion or deposition of substances
-
- 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- 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
- E21B47/26—Storing data down-hole, e.g. in a memory or on a record carrier
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
- E21B47/111—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity using radioactivity
Landscapes
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Monitoring And Testing Of Nuclear Reactors (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента. Причем индикаторный элемент встраивают в наполнитель противопесочного фильтра. Обеспечивают работу системы мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента. Регулируют скорость потока в скважине на основании данных, полученных от системы мониторинга. Система мониторинга расположена таким образом, что обеспечивается ее совместная работа с индикаторным устройством, и определенное воздействие на индикаторное устройство обнаруживается системой мониторинга. Соответствующие выходные данные системы мониторинга, характеризующие степень эрозии, позволяют регулировать интенсивность потока. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
При различных вариантах бурильных работ частицы, находящиеся в потоках флюидов, могут вызвать эрозию различных компонентов нисходящей скважины, такую как эрозия противопесочных фильтров и другого бурового оборудования. Возможность эрозии является одним из факторов для определения соответствующего контроля параметров потока флюида. Для улучшения производительности скважины, из которой осуществляется добыча углеводородов, находящихся ниже противопесочного фильтра, необходимо, например, произвести некоторые расчеты в отношении скорости, при которой извлечение углеводородов может производиться без повреждения фильтрующей среды. Также нужно определять оптимальную интенсивность потока буровой жидкости во избежание эрозии фильтрующей среды или других компонентов оборудования. Вместе с тем, определение требуемой интенсивности потока может быть затруднительным, а оптимальная или требуемая интенсивность потока может меняться во времени.
Вообще, в настоящем изобретении предлагается система и способы обнаружения и мониторинга эрозии, например, в среде нисходящей скважины. Индикаторное устройство располагается в компоненте скважины, так, чтобы заметная эрозия этого компонента, вызванная потоком жидкости, воздействовала на индикаторное устройство. Система мониторинга устанавливается для совместной работы с индикаторным устройством так, чтобы воздействие на него обнаруживалось системой мониторинга. Система мониторинга выдает соответствующие данные, характеризующие степень эрозии, что позволяет регулировать интенсивность потока флюида.
Далее описаны некоторые варианты осуществления настоящего изобретения со ссылками на соответствующие фигуры, на которых одинаковые числа обозначают одинаковые элементы. Однако необходимо понимать, что прилагаемые фигуры иллюстрируют только различные варианты реализации изобретения, описанные в настоящей заявке, и ни в коей степени не ограничивают диапазон различных технологий, описанных в данной заявке, и:
На Фигуре 1 показана схема примера системы буровой скважины, содержащей компонент с индикаторным устройством, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке;
На Фигуре 2 показана схема системы эксплуатационной скважины, содержащей индикаторное устройство, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке;
На Фигуре 3 показана схема компонента буровой скважины в виде противопесочного фильтра, содержащего индикаторное устройство, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке;
На Фигуре 4 показано поперечное сечение по линии 4-4 на Фигуре 3 в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке;
На Фигуре 5 показана схема компонента или множества компонентов, имеющих множество индикаторных устройств, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке; и
На Фигуре 6 показана схема системы закачки буровой жидкости, содержащей индикаторное устройство, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке.
В настоящем описании приведено подробное описание, позволяющее понять некоторые иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения, раскрытого в данной заявке. Однако средние специалисты в данной области техники понимают, что данная система и/или способы могут осуществляться на практике и без этой подробной информации, и возможны многочисленные варианты или модификации описанных вариантов осуществления настоящего изобретения.
Настоящее изобретение вообще относится к системе и способам, которые облегчают обнаружение эрозии, вызванной флюидами, например обнаружение эрозии компонента скважины под воздействием на него флюидов, протекающих по скважине. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения индикаторное устройство установлено в системе регистрации и мониторинга эрозии для обнаружения эрозии с дискретным и/или относительным интервалом размещения по скважине, например с интервалом размещения в эксплуатационной скважине. Эта система и способы также могут использоваться для мониторинга эрозии и обеспечения обратной связи для предотвращения дальнейших существенных убытков. При появлении эрозии, достигающей предопределенной степени, производительность скважины может быть отрегулирована в сторону уменьшения интенсивности; скважина может перекрываться при дискретных интервалах нефтедобычи; добыча нефти из скважины может быть отложена на более позднюю дату после ручного вмешательства в работу буровой скважины; и/или объем и скорость эрозии могут постоянно отслеживаться во времени.
Данные система и способы также могут быть использованы для обнаружения и мониторинга эрозии в вариантах осуществления изобретения на инжекционных скважинах. В зависимости от типа используемого индикаторного устройства, монитор эрозии может располагаться после индикаторного устройства по ходу потока, и телеметрические методы могут использоваться для передачи данных об эрозии от монитора эрозии на устройства, расположенные на поверхности. После обнаружения предопределенной степени эрозии, происходящей на дискретном или относительном интервале закачки в фильтрующей среде или других компонентах, скорость закачки может быть уменьшена или отрегулирована иным образом. В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина может быть закрыта для осуществления вмешательства в ее работу и проведения соответствующей обработки скважины. Обнаружение эрозии также может привести к изменению профиля закачки таким образом, чтобы инжекционная скважина эксплуатировалась в пределах допустимого уровня эрозии. Данные, поступающие от системы мониторинга эрозии, могут также использоваться для увеличения скорости закачки (или интенсивности добычи) в пределах до безопасного порога приемлемой степени эрозии во время функционирования инжекционной или эксплуатационной скважины.
Например, один вариант осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке, включает систему регистрации и мониторинга эрозии, предназначенную для определения места и времени появления эрозии противопесочного фильтра, расположенного в нисходящей скважине. Вариантом осуществления устройства регистрирования эрозии может быть коммерчески рентабельный металлический элемент непрерывной длины с встроенным устройством регистрации, установленным таким образом, чтобы он срабатывал при наличии достаточной степени эрозии материала, например металла, на поверхности противопесочного фильтра или других компонентов оборудования, размещенных в буровой скважине. Индикаторное устройство или устройства могут быть расположены в одном отдельном месте или по всему промежутку размещения оборудования скважины, например вдоль противопесочного фильтра, для создания надежной системы для мониторинга локализованной эрозии и/или создания пассивной системы для мониторинга эрозии по всей длине скважины.
Для некоторых типов скважин мониторинг эрозии может осуществляться в устье скважины таким способом, который позволяет открывать скважину для увеличенного потока флюида, например для достижения желаемой оптимизированной интенсивности добычи или закачки. В зависимости от данных, полученных и переданных системой мониторинга, добыча из скважины также может быть ограничена или приостановлена для определения необходимой степени вмешательства до того, как будет повреждена фильтрующая среда или другое оборудование. Данные, полученные от системы мониторинга эрозии, также могут быть использованы для эксплуатации скважины в избирательном и/или автоматическом режиме при ее стабильном состоянии без эрозии или с контролируемой эрозией при постоянном последующем мониторинге эрозии компонентов оборудования. Если буровая скважина является морской, монитор эрозии может располагаться, например, на морском дне. Обратная связь и возможности контроля системы мониторинга также могут быть использованы для локального регулирования интенсивности потока; и/или данные по эрозии могут передаваться на удаленно расположенные участки для дальнейшего проведения их оценки.
Различные варианты осуществления настоящего изобретения включают систему и способы для обнаружения эрозии во время проведения операций по добыче или закачке через скважину с идентификацией дискретного или относительного местонахождения/положения. Система и способы также позволяют осуществлять мониторинг эрозии на месте при осуществлении обратной связи в отношении специфической эрозии или отсутствия эрозии. Обратная связь может быть реализована для необходимого расположения, такого как на поверхности, и/или использоваться для автоматического изменения интенсивности потока флюида путем регулирования устройства контроля потока. В некоторых вариантах реализации монитор эрозии может располагаться в нисходящей скважине и данные по эрозии могут передаваться вверх на дисплейное устройство, находящееся на поверхности, и/или использоваться для автоматического контроля, например оптимизации интенсивности потока флюида в эксплуатационной или инжекционной скважине. В некоторых вариантах дебит скважины при добыче или закачке может быть отрегулирован таким образом, чтобы степень эрозии компонентов оборудования находилась в пределах допустимых эксплуатационных значений. Интенсивность потока флюида также может быть уменьшена с целью снижения материальных потерь, например потерь металла, когда речь идет о фильтрующей среде или других компонентах оборудования. Система и способы также могут использоваться для обнаружения областей высокоскоростного потока во время проведения операций добычи или закачки. Для обнаружения эрозии компонентов могут быть использованы индикаторные устройства многих типов, включая элементы маркировки эрозии, которые высвобождаются и доставляются потоком флюида к монитору эрозии, который может обнаружить такой материал как индикатор эрозии.
На Фигуре 1 приведен пример одного вида применения изобретения, в котором используется множество компонентов оборудования, размещенных вдоль ствола скважины, и соответствующих индикаторных устройств. Этот пример служит для того, чтобы облегчить понимание, и, очевидно, что множество систем оборудования скважины и других систем, относящихся или не относящихся к скважине, могут использовать описанные здесь способы. Компоненты оборудования ствола скважины и соответствующие индикаторные устройства могут располагаться в различных местах и в разных количествах по длине оснащения скважины или другой трубчатой конструкции.
Один вариант осуществления скважинной системы 20 приведен на Фигуре 1, включающей оборудование ствола скважины 22, размещенное в буровой скважине 24 и контролируемое системой мониторинга и контроля эрозии 25. Оборудование скважины 22 может быть частью насосно-компрессорной колонны или трубчатой конструкции 26, такой как эксплуатационная насосно-компрессорная колонна или обсадная колонна скважины, хотя трубчатая конструкция 26 может также включать колонны труб скважины, трубопроводные и/или трубные устройства многих других типов. Кроме того, оборудование скважины 22 может включать разнообразные компоненты, частично, в зависимости от специфики использования, геологических характеристик и типа скважины. Например, оборудование скважины 22 может включать фильтрующие среды в виде противопесочного фильтра или противопесочных фильтров, а также множество других компонентов оборудования.
В примере, приведенном на Фигуре 1, буровая скважина 24 показана как, в основном, вертикальная скважина со скважинным оборудованием 22, расположенным, в основном, вдоль вертикальной буровой скважины. Однако в скважинной системе 20 может использоваться различное скважинное оборудование 22 и другие варианты исполнения оборудования ствола скважины, которые могут быть размещены в буровых скважинах других типов, включая наклонные, например горизонтальные, с одним стволом, многоствольные, обсаженные и необсаженные (с открытым стволом) буровые скважины.
На проиллюстрированном примере буровая скважина 24 простирается вниз через подземную формацию 28, она имеет по меньшей мере одну или часто множество скважинных зон 30. Оборудование скважины 22 включает множество компонентов 32, таких как противопесочные фильтры. Однако компоненты 32 могут включать дополнительные и/или необязательные типы скважинного оборудования и компонентов. Например, скважинные компоненты 32 могут быть связаны с индикаторными устройствами 34 системы мониторинга и контроля эрозии 25. Индикаторные устройства 34 предназначены для индикации эрозии при проявлении достаточной степени эрозии в отношении соответствующей скважинной компоненты 32. В некоторых применениях может быть установлено единственное индикаторное устройство 34 для обеспечения индикации эрозии в отдельном конкретном месте или для обеспечения индикации общей эрозии вдоль всей скважины, например вдоль протяженного компонента, такого как противопесочный фильтр. В других применениях, как показано на фигуре, может быть установлено множество индикаторных устройств 34, предназначенных для обнаружения эрозии на множестве соответствующих компонентов 32 или во многих местах вдоль одиночного протяженного компонента 32. Индикаторные устройства 34 также могут служить единственным индикатором по отношению к другим индикаторным устройствам для обеспечения мониторинга эрозии на конкретных компонентах и/или в отдельных местах вдоль буровой скважины 24.
Индикаторные устройства 34 работают совместно с монитором эрозии 36, предназначенным для контроля отдельного индикаторного устройства или множества индикаторных устройств 34. Например, монитор эрозии 36 может быть сконструирован для обнаружения материала, показанного индикаторным устройством 34 при достаточной степени эрозии материала скважинного компонента, воздействующей на индикаторное устройство 34. В других вариантах осуществления настоящего изобретения воздействие потока бурового флюида на индикаторное устройство 34 приводит к тому, что индикаторное устройство выдает другой тип сигнала, например электрический, который обнаруживается монитором эрозии 36. Независимо от конкретного типа индикаторного устройства 34 данные от него передаются на монитор эрозии 36, который может быть частью системы контроля и управления 38 или может передавать данные в систему контроля и управления 38.
В зависимости от вида буровой операции монитор эрозии 36 может располагаться в различных местах. Например, монитор эрозии 36 может располагаться в блоке оборудования устья скважины 40, находящемся на поверхности 42, которая может быть поверхностью земли или морского дна, или вблизи этого блока. При использовании разных способов закачивания монитор эрозии 36 может располагаться в нисходящей скважине ниже индикаторных устройств 34 по ходу потока. (Смотрите пунктирные линии на Фигуре 1). Если монитор эрозии 36 находится в нисходящей скважине, может быть развернута соответствующая телеметрическая система 44, например проводная или беспроводная телеметрическая система, для передачи данных вверх по скважине в систему контроля 38, находящуюся, например, на поверхности 42. Телеметрическая система 44 может быть спроектирована таким образом, что она работает независимо, или может быть скомбинирована с телеметрическими системами, используемыми для передачи данных относительно других параметров скважины, таких как давление, температура и расход потока.
На основании данных, полученных от монитора эрозии 36, расход буровой жидкости/нагнетаемой жидкости может сохраняться постоянным или регулироваться для того, чтобы оптимизировать или иным способом изменять интенсивность потока. Например, интенсивность потока может быть уменьшена для замедления или предотвращения эрозии, либо может быть увеличена для интенсификации выхода или закачки буровой жидкости, сохраняя при этом скорость эрозии в пределах требуемого рабочего диапазона. В некоторых применениях данные, полученные от монитора эрозии 36, передаются в систему контроля 38, которая используется для отображения на экране и/или автоматического управления интенсивностью потока жидкости. Например, система контроля и управления 38 может быть использована с целью автоматического регулирования устройства контроля потока 46 или множества устройств контроля потока 46. При проведении некоторых операций устройство контроля и управления потоком 46 может быть расположено в устье скважины 40, однако при других операциях предпочтительнее размещать устройства контроля и управления потоком 46 в соответствующих местах нисходящей скважины. Кроме того, система контроля 38 может быть скомбинирована с монитором или мониторами эрозии 36, расположенными на поверхности, или помещаться в нисходящей скважине с целью автоматического управления устройствами контроля и управления потоком 46 в соответствии со степенью эрозии или отсутствием эрозии, данные о которых дают индикаторные устройства 34.
Датчик эрозии/индикаторное устройство 34 может иметь самую разнообразную форму и размещаться в различных местах. Например, индикаторное устройство 34 может быть вмонтировано в отдельные участки скважины 32, так, чтобы эрозия на участке скважины 32 в достаточной степени воспринималась индикаторным устройством 34 и соответствующие сигналы передавались на монитор эрозии 36. В некоторых применениях индикаторное устройство 34 может включать защитный элемент, такой как непрерывный длинный провод, стержень или другой элемент приемлемой геометрии. Защитный элемент может иметь похожий состав и прочностные характеристики, как у скважинного компонента, например наполнителя фильтра или компонента оборудования. При воздействии эрозии на индикаторное устройство 34 высвобождается материал этого устройства, который переносится потоком флюида и обнаруживается монитором эрозии 36, расположенным в устье скважины 40 или в другом подходящем месте. В случае использования множества индикаторных устройств 34 каждое индикаторное устройство 34 может иметь уникальную идентификацию или обозначение, соответствующее конкретному скважинному компоненту и/или его интервальной позиции для обеспечения индикации, привязанной к определенному месту появления эрозии. Индикаторное устройство 34 и монитор эрозии 36 также могут быть предназначены для определения скорости эрозии, например, быстроты разрушения металла скважинного компонента 32. Например, система мониторинга эрозии 36 может предназначаться для контроля количества материала индикаторного устройства 34, высвобожденного и унесенного потоком флюида вследствие эрозии, что позволяет определить степень эрозии. Следует отметить, что индикаторное устройство 34 может включать разнообразные материалы и конфигурации, включая электрические элементы, световые/оптические элементы, датчики и различные другие элементы, могущие обеспечить индикацию эрозии.
Расположение устройства индикации эрозии 34 относительно скважинного компонента 32 может изменяться в зависимости от конструкции и параметров системы мониторинга. Например, индикаторные элементы 34 могут размещаться в пределах, на и/или между элементами фильтрующей среды противопесочного фильтра. Если, например, фильтрующая среда представляет собой проволочную обмотку, индикаторные элементы 34 могут располагаться в фильтрующей среде, во внутреннем дренажном слое, в основной трубе и/или в различных комбинациях этих элементов. Подобным образом, если фильтрующая среда представляет собой проволочную сетку, индикаторные элементы 34 могут размещаться внутри кожуха, в наружном дренажном слое, в фильтрующей среде, во внутреннем дренажном слое, в основной трубе и/или в различных комбинациях этих элементов. В случае других типов фильтрующих сред индикаторные элементы 34 могут располагаться внутри отдельных элементов или различных комбинаций элементов, включая кожухи, фильтрующие среды и основные трубы. Альтернативные противопесочные фильтры могут перемещать индикаторный элемент на или внутри наружного кожуха или на или внутри альтернативного транспортного средства или укладываемых труб. В некотором эксплуатационном оборудовании скважины индикаторный элемент 34 может перемещаться на/внутри гидравлических линий, электролиний или других регулирующих кабелей или трубопроводов. Индикаторный элемент 34 также может быть перемещен на/внутри обсадной трубы, насосно-компрессионной колонны, соединительных патрубков, перфорированной трубы, эксплуатационных обсадных колонн или другого скважинного оборудования.
Индикаторные элементы 34 могут включать многие типы элементов, встроенных в материал, который подвергается эрозии. Например, индикаторные элементы 34 могут включать индикаторные тэги 48, образованные из уникальных комбинаций природных или созданных человеком элементов, встроенных в защитный эрозионный элемент в пределах размещения компонентов оборудования. Индикаторные тэги 48 формируются из материала, отделившегося вследствие эрозии, и, вообще, отличаются от элементов естественного происхождения, обнаруживаемых в резервуаре, буровой скважине, компонентах оборудования, жидкостях для обработки скважины или буровых жидкостях/инжекционных флюидах. Примеры источников уникальных индикаторных тэгов 48 включают уникальные элементы, которые могут быть встроены для обеспечения идентификации глубины буровой скважины и/или интервальной позиции при достижении достаточной степени эрозии. Индикаторные тэги 48 могут включать различные радиоактивные изотопы, химические вещества или другие материалы, которые могут переноситься в потоке флюида к монитору эрозии 36. Индикаторные тэги 48 также могут включать материальные частицы с особыми характеристиками, включая характеристики, связанные с: преломлением света, геометрической формой, массой, физическим размером, уникальными встроенными кодами, электрическим сопротивлением, характеристиками длина-ширина-высота-диаметр-окружность-периметр-площадь поверхности-объем, математические комбинации этих характеристик, например удельные отношения, шероховатость поверхности, колебания величины давления или интенсивности света, и/или уникальные цветовые характеристики. Другие способы обнаружения высвобождения уникальных индикаторных тэгов 48 включают использование научных способов дифференциации, связанных с ощущениями и восприятиями человека, такими как зрение, обоняние, осязание (ощущение), слух (акустические волны), вкус или их различные комбинации.
Однако индикаторные элементы 34 могут включать и другие разнообразные типы индикаторов эрозии. Например, индикаторные элементы 34 могут включать сенсорные материалы, которые излучают соответствующий сигнал, такой как радио, электрический, световой, акустический сигнал, сигнал давления и/или звуковой сигнал, который передается через соответствующую телеметрическую систему 44 на монитор эрозии 36. Например, индикаторный элемент 34 может включать электрический элемент, характеристики которого подвергаются изменениям, например изменение сопротивления при воздействии флюида, текущего в скважине. Такое изменение затем может передаваться на монитор эрозии 36 как свидетельство присутствия эрозии материала в конкретном скважинном компоненте 32. Независимо от типа используемых индикаторных элементов 34 идентификация позиций может проводиться для дискретных мест или относительно другой позиции. Кроме того, система 25 может использоваться для мониторинга и контроля эрозии независимо от ориентации буровой скважины, ее наклона, типа оборудования или способа добычи углеводородов или закачки флюида. Такая система мониторинга и контроля эрозии 25 также может включать многие виды компонентов, например индикаторные элементы 34, монитор эрозии 36, систему контроля и управления 38, устройства контроля потока 46, а также другие компоненты, необходимые для конкретного использования.
На Фигуре 2 в целом показан вариант воплощения системы 20, которая включает эксплуатационную систему, в которой скважинный флюид подается через обсадную трубу 26. В этом варианте воплощения при достаточной степени эрозии скважинного фильтра или другого компонента оборудования 32 высвобождаются индикаторные тэги 48, которые переносятся потоком скважинного флюида в направлении вверх по скважине, как показывает стрелка 50, для их последующего обнаружения и контроля с помощью монитора эрозии 36. Монитор эрозии 36 предназначен для выдачи информации, относящейся к эрозии и месту ее возникновения (на основе уникальных характеристик индикаторных тэгов 48), в систему контроля и управления 38. Система контроля и управления 38 может использоваться для обработки и отображения данных по эрозии и/или для автоматического контроля и управления одним или более устройств управления потоком 46. В приведенном примере устройство контроля потоком 46 управляется автоматически и включает ограничитель дебита 52, ориентированный вдоль трубы 26 и расположенный на поверхности 42.
Например, скважинный компонент 32 может включать компонент противопесочного фильтра 54, как показано на Фигурах 3 и 4. В данном примере противопесочный фильтр 54 включает основную трубу 56, кожух 58 и фильтрующую среду 60, расположенную между основной трубой 56 и кожухом 58. Буровая жидкость течет из окружающей формации 28 в противопесочный фильтр 54, проходит вдоль внутренней части противопесочного фильтра 54, как показано стрелками 62. Втекающий скважинный флюид часто содержит частицы, которые могут вызвать эрозию компонентов противопесочного фильтра, таких как основная труба 56, фильтрующая среда 60, и/или кожух 58. Соответственно, индикаторные элементы 34 могут располагаться на основной трубе 56 или внутри нее, или внутри фильтрующей среды 60 и/или на кожухе 58 или внутри него, как наилучшим образом показано на Фигуре 4. В некоторых вариантах воплощения индикаторные элементы 34 встраиваются в материал, используемый для формирования компонентов противопесочного фильтра, и при эрозии этого материала высвобождаются индикаторные тэги 48, которые обнаруживаются монитором эрозии 36.
При относительно протяженных скважинных компонентах 32, таких как противопесочные фильтры 54, тянущиеся над плотными областями формации 28, индикаторные элементы 34 могут быть размещены в различных секторах вдоль удлиненного компонента 32, как показано на Фигуре 5. Каждый индикаторный элемент 34 может предназначаться для высвобождения уникальных индикаторных тэгов 48 при достижении достаточной степени эрозии для последующей индикации относительно конкретного расположения или общего интервала скважинного компонента 32, где произошла разрушительная эрозия. Монитор эрозии 36 обнаруживает и контролирует высвободившиеся индикаторные тэги 48 с целью проведения, при необходимости, корректировки интенсивности потока. В некоторых применениях множество приборов контроля потока 46 могут быть отрегулированы независимо друг от друга на основании данных об эрозии, полученных монитором эрозии 36, для контроля и управления интенсивностью потока, текущего из конкретных скважинных зон 30 или в них.
Как описано выше, система мониторинга и контроля эрозии 25 также может быть использована в нагнетательных скважинах, как схематически показано на Фигуре 6. В таком варианте реализации при достаточной степени эрозии противопесочного фильтра или других компонентов 32 нагнетательной скважины высвобождаются индикаторные тэги 48, которые переносятся потоком вниз вместе с инжектируемым флюидом, как показывает стрелка 64, для их последующего обнаружения и мониторинга монитором эрозии 36. Этот монитор эрозии 36 также предназначен для выдачи информации относительно эрозии и места ее проявления (на основе уникальных характеристик индикаторного тэга 48) в систему контроля и управления 38. Система контроля и управления 38 может использоваться для обработки и отображения данных об эрозии и/или автоматического управления одним или несколькими устройствами контроля потока 46. На приведенном примере устройство контроля потока 46 управляется автоматически и ориентировано вдоль трубы 26 на поверхности 42 для увеличения или уменьшения скорости потока инжекционного флюида на основании данных об эрозии, полученных и переданных монитором эрозии 36.
Данная система и способы мониторинга и контроля эрозии могут быть использованы на практике безотносительно к скважинам там, где возможно воздействие потоков флюидов, вызывающих эрозию, на трубные конструкции. Подобным образом, эта система и способы может использоваться на практике для различных видов скважин, включая разнообразные применения, связанные с нефтедобычей и нагнетанием флюидов. Индикаторные элементы могут размещаться в противопесочных фильтрах многих типов и их компонентах, а также в других различных компонентах оборудования с целью передачи информации об эрозии, возникающей в дискретных точках или на большом участке скважины. Индикаторные элементы также могут включать много видов индикаторных материалов, прикрепленных к материалам, используемым для образования различных скважинных компонентов, или встроенных в них. Количество и размещение индикаторных элементов, расположенных вдоль трубной конструкции, также может существенно изменяться от одного типа применения к другому. Кроме того, конструкция системы мониторинга эрозии 36 может изменяться в зависимости от типа индикаторного элемента 34/индикаторного материала 48, который должен контролироваться.
Обратная связь, осуществляемая посредством индикаторных элементов, и монитор эрозии могут использоваться для оптимизации или регулировки иным образом потоков буровых жидкостей или инжекционных жидкостей для улучшения результата. В зависимости от данных обратной связи, полученных на основании данных от индикаторных элементов и монитора эрозии, система контроля и управления может использоваться для регулирования скорости потока или может быть запрограммирована для автоматического регулирования скорости потока, проходящего через всю скважину или вдоль отдельных зон внутри скважины. Например, обратная связь может быть использована для поддержания стабильного функционирования скважины, для увеличения или уменьшения скорости потока флюида или для его перекрытия. В некоторых применениях поток флюида может быть временно перекрыт для возможности изменения профиля добычи/закачки, вмешательства в скважину и/или разделения части или частей продуктивного интервала/интервала закачки.
Хотя выше подробно описаны только несколько вариантов реализации систем и способов, средние специалисты в данной области техники легко оценят то, что осуществление многих модификаций возможно без существенного отклонения от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, как определено в формуле изобретения.
Claims (18)
1. Способ обнаружения эрозии внутри скважины, в котором:
размещают индикаторный элемент (34) в материале скважинного компонента (32) посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента (34), причем индикаторный элемент (34) встраивают в наполнитель противопесочного фильтра (54);
обеспечивают работу системы мониторинга (36) для осуществления мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент (34) и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента (32);
используют систему мониторинга (36) для выдачи данных, относящихся к эрозии скважинного компонента (32); и
регулируют скорость потока в скважине (24) на основании данных, полученных от системы мониторинга (36).
размещают индикаторный элемент (34) в материале скважинного компонента (32) посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента (34), причем индикаторный элемент (34) встраивают в наполнитель противопесочного фильтра (54);
обеспечивают работу системы мониторинга (36) для осуществления мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент (34) и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента (32);
используют систему мониторинга (36) для выдачи данных, относящихся к эрозии скважинного компонента (32); и
регулируют скорость потока в скважине (24) на основании данных, полученных от системы мониторинга (36).
2. Способ по п. 1, в котором используют систему мониторинга (36) для контроля эрозии скважинного компонента (32) в эксплуатационной скважине.
3. Способ по п. 1, в котором используют систему мониторинга (36) для контроля эрозии скважинного компонента (32) в инжекционной скважине.
4. Способ по п. 1, в котором обеспечивают работу системы мониторинга (36) для контроля эрозии в дискретном месте.
5. Способ по п. 1, в котором обеспечивают работу системы мониторинга (36) для контроля эрозии в скважинном интервале.
6. Способ по п. 1, в котором дополнительно осуществляют автоматическое управление устройством контроля потока (46) на основании данных, полученных от системы мониторинга (36).
7. Способ по п. 1, в котором индикаторный элемент (34) размещают в фильтрующей среде (60) нисходящей скважины.
8. Способ по п. 1, в котором индикаторный элемент (34) размещают в основной трубе (56).
9. Способ по п. 1, в котором радиоактивный индикаторный элемент (34) размещают в материале.
10. Способ по п. 1, в котором химический индикаторный элемент (34) размещают в материале.
11. Способ по п. 1, в котором электрический индикаторный элемент (34) размещают в материале.
12. Способ по п. 1, в котором множество позиционных тэгов индикаторных элементов (34, 48) размещают в материале.
13. Способ мониторинга эрозии в скважинном компоненте, в котором:
встраивают индикаторный элемент (34) в компонент скважинного оборудования (32), расположенный в буровой скважине (24) таким образом, который обеспечивает отображение скорости эрозии компонента скважинного оборудования;
обеспечивают протекание флюида мимо компонента скважинного оборудования (32) при эксплуатации скважины;
осуществляют мониторинг количества индикаторного элемента в протекающем флюиде благодаря эрозии компонента скважинного оборудования (32), и
определяют скорость эрозии на основании количества индикаторного элемента в протекающем флюиде, и
используют устройство контроля потока (46) для изменения скорости потока флюида, при необходимости, на основании данных мониторинга компонента скважинного оборудования (32).
встраивают индикаторный элемент (34) в компонент скважинного оборудования (32), расположенный в буровой скважине (24) таким образом, который обеспечивает отображение скорости эрозии компонента скважинного оборудования;
обеспечивают протекание флюида мимо компонента скважинного оборудования (32) при эксплуатации скважины;
осуществляют мониторинг количества индикаторного элемента в протекающем флюиде благодаря эрозии компонента скважинного оборудования (32), и
определяют скорость эрозии на основании количества индикаторного элемента в протекающем флюиде, и
используют устройство контроля потока (46) для изменения скорости потока флюида, при необходимости, на основании данных мониторинга компонента скважинного оборудования (32).
14. Способ по п. 13, в котором протекание флюида включает протекание буровой жидкости.
15. Способ по п. 13, в котором протекание флюида включает протекание инжекционного флюида.
16. Система мониторинга эрозии, содержащая:
скважинный компонент (32), подвергающийся воздействию эрозионного потока флюида в буровой скважине (24);
индикаторный элемент (34) в форме защитного элемента, встроенный в скважинном компоненте (32), причем индикаторный элемент (34) подвергается воздействию при достаточной степени эрозии скважинного компонента (32) вследствие действия потока флюида в буровой скважине (24), причем скважинный компонент выполнен в виде кожуха, и индикаторный элемент (34) размещают внутри кожуха (58);
систему мониторинга (36) для обнаружения воздействия на индикаторный элемент (34); и
устройство контроля потока (46), функционирующее совместно с системой мониторинга (36) для регулирования потока на основании данных, полученных от системы мониторинга (36).
скважинный компонент (32), подвергающийся воздействию эрозионного потока флюида в буровой скважине (24);
индикаторный элемент (34) в форме защитного элемента, встроенный в скважинном компоненте (32), причем индикаторный элемент (34) подвергается воздействию при достаточной степени эрозии скважинного компонента (32) вследствие действия потока флюида в буровой скважине (24), причем скважинный компонент выполнен в виде кожуха, и индикаторный элемент (34) размещают внутри кожуха (58);
систему мониторинга (36) для обнаружения воздействия на индикаторный элемент (34); и
устройство контроля потока (46), функционирующее совместно с системой мониторинга (36) для регулирования потока на основании данных, полученных от системы мониторинга (36).
17. Система по п. 16, в которой скважинный компонент (32) является частью оборудования нисходящей скважины (22), при этом поток флюида является потоком буровой жидкости.
18. Система по п. 16, в которой скважинный компонент (32) является частью оборудования нисходящей скважины (22), при этом поток флюида является потоком инжекционной жидкости.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US39459010P | 2010-10-19 | 2010-10-19 | |
| US61/394,590 | 2010-10-19 | ||
| US13/274,849 | 2011-10-17 | ||
| US13/274,849 US9422793B2 (en) | 2010-10-19 | 2011-10-17 | Erosion tracer and monitoring system and methodology |
| PCT/US2011/056730 WO2012054496A2 (en) | 2010-10-19 | 2011-10-18 | Erosion tracer and monitoring system and methodology |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013122856A RU2013122856A (ru) | 2014-11-27 |
| RU2562295C2 true RU2562295C2 (ru) | 2015-09-10 |
Family
ID=45975835
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013122856/03A RU2562295C2 (ru) | 2010-10-19 | 2011-10-18 | Система и способы обнаружения и мониторинга эрозии |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9422793B2 (ru) |
| EP (1) | EP2616639A4 (ru) |
| AU (1) | AU2011317198B2 (ru) |
| CA (1) | CA2814494C (ru) |
| RU (1) | RU2562295C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012054496A2 (ru) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9422793B2 (en) | 2010-10-19 | 2016-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Erosion tracer and monitoring system and methodology |
| RU2535319C1 (ru) * | 2010-12-21 | 2014-12-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оценки свойств продуктивного пласта |
| US9133683B2 (en) * | 2011-07-19 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Chemically targeted control of downhole flow control devices |
| NO335874B1 (no) * | 2012-07-02 | 2015-03-09 | Resman As | Fremgangsmåte og system for å estimere strømmingsrater for fluider fra hver av flere separate innstrømmingssoner i et flerlags-reservoar til en produksjonsstrømming i en brønn i reservoaret, samt anvendelser av disse. |
| NO20121197A1 (no) * | 2012-10-16 | 2014-04-17 | Sinvent As | Tracerpartikkel for overvåking av prosesser i minst en fluidfase, samt fremgangsmåter og anvendelser av denne |
| US20150060059A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control system and methodology employing a tracer |
| WO2015040042A1 (en) * | 2013-09-17 | 2015-03-26 | Mærsk Olie Og Gas A/S | Detection of a watered out zone in a segmented completion |
| CN103603655B (zh) * | 2013-10-12 | 2016-08-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于监测多级压裂返排液的示踪剂及监测方法 |
| EP3102774A1 (en) * | 2014-01-07 | 2016-12-14 | Services Pétroliers Schlumberger | Fluid tracer installation |
| US9650881B2 (en) * | 2014-05-07 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Real time tool erosion prediction monitoring |
| US20160138387A1 (en) * | 2014-11-19 | 2016-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Fluid flow location identification positioning system, method of detecting flow in a tubular and method of treating a formation |
| US9803454B2 (en) * | 2014-12-11 | 2017-10-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Sand control device and methods for identifying erosion |
| NO345038B1 (no) * | 2015-02-25 | 2020-08-31 | Scale Prot As | Apparat og framgangsmåte for detektering av korrosjon |
| CA2980533A1 (en) * | 2015-03-24 | 2016-09-29 | John A. Sladic | Apparatus for carrying chemical tracers on downhole tubulars, wellscreens, and the like |
| GB2566649A (en) * | 2016-09-22 | 2019-03-20 | Halliburton Energy Services Inc | Methods and systems for downhole telemetry employing chemical tracers in a flow stream |
| CN108442916B (zh) * | 2017-02-10 | 2023-07-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 水平井裸眼筛管破损检测管柱 |
| CN109113704A (zh) * | 2018-08-09 | 2019-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多级压裂返排液的示踪监测方法 |
| US11173438B2 (en) | 2018-09-14 | 2021-11-16 | Caterpillar Inc. | Filter having tracer material |
| AU2020233677B2 (en) * | 2019-04-04 | 2020-11-26 | 2C Holdings Pty Ltd | A pipe wear monitoring system and method of use thereof |
| US11326440B2 (en) | 2019-09-18 | 2022-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Instrumented couplings |
| US11920426B2 (en) * | 2020-10-14 | 2024-03-05 | John Tyler Thomason | Payload deployment tools |
| US11512557B2 (en) * | 2021-02-01 | 2022-11-29 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated system and method for automated monitoring and control of sand-prone well |
| CN113638722A (zh) * | 2021-02-07 | 2021-11-12 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种示踪法测试注氮气井注入剖面方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6349766B1 (en) * | 1998-05-05 | 2002-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Chemical actuation of downhole tools |
| US20040204856A1 (en) * | 2002-12-14 | 2004-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for wellbore communication |
| WO2009009196A2 (en) * | 2007-04-19 | 2009-01-15 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production |
| RU2390629C2 (ru) * | 2003-04-23 | 2010-05-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система дистанционного контроля потокопроводов |
Family Cites Families (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3818227A (en) | 1970-07-17 | 1974-06-18 | Chevron Res | Radioactive tracer system to indicate drill bit wear or failure |
| US3991827A (en) | 1975-12-22 | 1976-11-16 | Atlantic Richfield Company | Well consolidation method |
| US4008763A (en) | 1976-05-20 | 1977-02-22 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method |
| US4779453A (en) * | 1987-11-18 | 1988-10-25 | Joram Hopenfeld | Method for monitoring thinning of pipe walls |
| US5929437A (en) | 1995-08-18 | 1999-07-27 | Protechnics International, Inc. | Encapsulated radioactive tracer |
| NO305181B1 (no) | 1996-06-28 | 1999-04-12 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate for a bestemme innstromningen av olje og/eller gass i en bronn |
| US6023340A (en) | 1998-05-07 | 2000-02-08 | Schlumberger Technology Corporation | Single point optical probe for measuring three-phase characteristics of fluid flow in a hydrocarbon well |
| US6075611A (en) | 1998-05-07 | 2000-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus utilizing a derivative of a fluorescene signal for measuring the characteristics of a multiphase fluid flow in a hydrocarbon well |
| US8682589B2 (en) | 1998-12-21 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites |
| US20080262737A1 (en) | 2007-04-19 | 2008-10-23 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells |
| US6840316B2 (en) | 2000-01-24 | 2005-01-11 | Shell Oil Company | Tracker injection in a production well |
| EA005125B1 (ru) | 2000-04-26 | 2004-12-30 | Синвент Ас | Мониторинг продуктивного пласта |
| NO20002137A (no) | 2000-04-26 | 2001-04-09 | Sinvent As | Reservoarovervåkning ved bruk av kjemisk intelligent frigjøring av tracere |
| MXPA03000534A (es) | 2000-07-21 | 2004-09-10 | Sinvent As | Sistema combinado de tuberia de revestimiento y matriz. |
| GB0028268D0 (en) | 2000-11-20 | 2001-01-03 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
| US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| MXPA05001722A (es) | 2002-08-14 | 2005-04-19 | Baker Hughes Inc | Unidad de inyeccion de quimicos submarina para la inyeccion de aditivos y sistema de verificacion para operaciones de campos petroleros. |
| WO2005103446A1 (en) | 2004-04-05 | 2005-11-03 | Carbo Ceramics, Inc. | Tagged propping agents and related methods |
| NO321768B1 (no) | 2004-06-30 | 2006-07-03 | Inst Energiteknik | System for tracerfrigjoring i en fluidstrom |
| BRPI0616258B1 (pt) | 2005-09-30 | 2017-06-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | A device associated with the production of hydrocarbons, a sand control device, a system associated with the production of hydrocarbons, a method associated with the production of hydrocarbons, and, a method for the manufacture of a sand control device |
| GB0604451D0 (en) | 2006-03-06 | 2006-04-12 | Johnson Matthey Plc | Tracer method and apparatus |
| US7464771B2 (en) * | 2006-06-30 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole abrading tool having taggants for indicating excessive wear |
| US7805248B2 (en) | 2007-04-19 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well |
| GB2457663B (en) * | 2008-02-19 | 2012-04-18 | Teledyne Ltd | Monitoring downhole production flow in an oil or gas well |
| US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
| WO2011005988A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Schlumberger Canada Limited | Apparatus and methods for inserting and removing tracer materials in downhole screens |
| US8230731B2 (en) | 2010-03-31 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for determining incursion of water in a well |
| US20110257887A1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Utilization of tracers in hydrocarbon wells |
| US9422793B2 (en) | 2010-10-19 | 2016-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Erosion tracer and monitoring system and methodology |
| WO2013009895A1 (en) * | 2011-07-12 | 2013-01-17 | Lawrence Livermore National Security, Llc | Encapsulated tracers and chemicals for reservoir interrogation and manipulation |
| US9033041B2 (en) * | 2011-09-13 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completing a multi-stage well |
-
2011
- 2011-10-17 US US13/274,849 patent/US9422793B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-18 AU AU2011317198A patent/AU2011317198B2/en not_active Ceased
- 2011-10-18 RU RU2013122856/03A patent/RU2562295C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-18 EP EP11834999.2A patent/EP2616639A4/en not_active Withdrawn
- 2011-10-18 WO PCT/US2011/056730 patent/WO2012054496A2/en active Application Filing
- 2011-10-18 CA CA2814494A patent/CA2814494C/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6349766B1 (en) * | 1998-05-05 | 2002-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Chemical actuation of downhole tools |
| US20040204856A1 (en) * | 2002-12-14 | 2004-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for wellbore communication |
| RU2390629C2 (ru) * | 2003-04-23 | 2010-05-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система дистанционного контроля потокопроводов |
| WO2009009196A2 (en) * | 2007-04-19 | 2009-01-15 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2012054496A2 (en) | 2012-04-26 |
| CA2814494C (en) | 2017-01-03 |
| RU2013122856A (ru) | 2014-11-27 |
| AU2011317198B2 (en) | 2016-07-28 |
| EP2616639A4 (en) | 2017-07-19 |
| WO2012054496A3 (en) | 2012-07-26 |
| EP2616639A2 (en) | 2013-07-24 |
| AU2011317198A1 (en) | 2013-05-02 |
| US20120118564A1 (en) | 2012-05-17 |
| US9422793B2 (en) | 2016-08-23 |
| CA2814494A1 (en) | 2012-04-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2562295C2 (ru) | Система и способы обнаружения и мониторинга эрозии | |
| US11933161B2 (en) | Determining wellbore parameters through analysis of the multistage treatments | |
| CA2913882C (en) | Closed loop deployment of a work string including a composite plug in a wellbore | |
| US8851189B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| US9726004B2 (en) | Downhole position sensor | |
| US8985215B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| CA2903330C (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
| US20150053397A1 (en) | Re-fracturing Bottom Hole Assembly and Method | |
| CA3084948C (en) | Method for real time flow control adjustment of a flow control device located downhole of an electric submersible pump | |
| US10760411B2 (en) | Passive wellbore monitoring with tracers | |
| NO20191029A1 (en) | Measuring Strain In A Work String During Completion Operations | |
| CA3054380C (en) | Perforation tool and methods of use | |
| US9957793B2 (en) | Wellbore completion assembly with real-time data communication apparatus | |
| EP1319799B1 (en) | Method and apparatus for completing a well | |
| US11946362B2 (en) | Gravel pack sand out detection/stationary gravel pack monitoring | |
| Abu Bakar et al. | Extended-Reach Horizontal Well with Excellent Inflow Control Device Completion Production and Sand-Free Gravel-Packing Integrated Solution Performance: A Case Study from S-Field, Offshore Malaysia |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171019 |