RU2570211C2 - Обнаружение притока газа в стволе скважины - Google Patents
Обнаружение притока газа в стволе скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2570211C2 RU2570211C2 RU2013157815/03A RU2013157815A RU2570211C2 RU 2570211 C2 RU2570211 C2 RU 2570211C2 RU 2013157815/03 A RU2013157815/03 A RU 2013157815/03A RU 2013157815 A RU2013157815 A RU 2013157815A RU 2570211 C2 RU2570211 C2 RU 2570211C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- borehole
- gas inflow
- drilling
- signals
- Prior art date
Links
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 71
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 31
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 65
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 7
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims description 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 41
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 7
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 6
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 5
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 5
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000965255 Pseudobranchus striatus Species 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000009979 protective mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 230000002747 voluntary effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
- E21B47/20—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by modulation of mud waves, e.g. by continuous modulation
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине. Предложен способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий: развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт; обеспечение бурового раствора в буровой скважине; обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов; определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения. Раскрыта также система для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Область техники
Варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения в основном относятся к добыче углеводородного сырья и, в особенности, к обнаружению притока газа в стволе скважины в реальном времени во время бурильных работ.
Описание уровня техники
Следующие описания и примеры не являются общепризнанным уровнем техники путем добровольного их включения в этот раздел.
Разведка и добыча углеводородного сырья обычно включает использование буровой коронки, прикрепленной к комплекту нижней бурильной колонны (КНБК), которая в свою очередь прикреплена по длине полой буровой трубы, простирающейся к поверхности для бурения скважины. Буровой раствор, или «буровая грязь» вводится вниз трубопровода, образованного буровой трубой, через КНБК, и из буровой колонны в кольцевое пространство между буровой трубой и буровой скважиной через сопла в буровой коронке. Буровая грязь имеет много функций, включающих подъем разрушенных пород, получаемых действием буровой коронки, и транспортировку их на поверхность; смазывание и охлаждение буровой коронки; генерирование энергии для инструментов, вмонтированных в КНБК; действующая как телеметрический трубопровод для акустических импульсов, распространяющихся внутри буровой трубы; и поддержание гидравлического давления на пласте для предотвращения нежелательного притока нефти, газа или воды в буровую скважину на протяжении процесса бурения.
Что касается данной последней функции, операторы на буровых установках обычно изменяют смесь газов, жидкостей, гелей, пен и/или твердых компонентов, смешиванием в буровой грязи и вводят в буровую трубу для поддержания гидравлического давления на требуемом уровне. Кроме того, операторы на буровых установках обычно настраивают дроссель на поверхности для регулирования противодавления при циркуляции жидкости в кольцевом пространстве между буровой трубой и буровой скважиной. На протяжении бурения с поверхности может контролироваться управление гидростатическим давлением и противодавлением, добычей флюида из углубленных зон.
Тем не менее, в некоторых случаях, давление буровой грязи влияет на пласт и может упасть ниже давления флюида в порах пласта, или в предшествующих трещинах в пласте. Когда это происходит, пористые флюиды могут затекать непреднамеренно в буровую скважину. Такое явление упоминается как «выброс из скважины» и может вызвать нежелательные режимы, в частности, если флюид, протекающий в буровую скважину, представляет собой газ или флюид, содержащий растворенный газ. Так как «выброс из скважины» газа резко расширяется, то он мигрирует наверх буровой скважины к участкам низкого гидростатического давления, в случае выброса из скважины газа может потребоваться также закрытие скважины противобросовым устройством, а измерения, требующие много времени, должны быть приняты для постепенного выпускания газа из кольцевого пространства контролируемым методом. В крайнем случае, если выброс из скважины не обнаружен, может произойти фонтанирование.
Известные способы для обнаружения отклонения давления в пласте, которые могут показывать выброс из скважины газа, в общем, основаны на измерении различных параметров бурения, включающие скорость бурения, крутящий момент и затяжку, параметры буровой грязи (например, газирование буровых растворов), вес линии потока грязи, давления при выбросах из скважины, температуру линии потока, уровень грязи в приемной емкости для бурового раствора, скорость потока грязи, параметры резки сланцевой глины (например, насыпная плотность, сланцевый коэффициент, объем и размер резки сланцевой глины) и т.д. Все эти измерения имеют недостаток, который касается существенной задержки между притоком газа в буровую скважину и его проявлением при этих измерениях на поверхности. Из-за этой задержки не может быть своевременно начато корректирующее действие, которое требуется.
Другие известные способы для обнаружения выбросов из скважины полагаются на измерениях погружной плотности флюида буровой скважины. Ограничения этих способов включают тот факт, что растворенный газ, который может быть предшественником выброса из скважины, может быть не обнаружен, датчик обеспечивает только точку измерения и является не чувствительным к газу в другом месте в столбе буровой грязи, в частности в положениях выше датчика; отличать изменения в плотности буровой грязи от колебаний плотности в пласте может быть трудно; а некоторые технологии могут потребовать радиоактивное излучение.
Сущность изобретения
В соответствии с вариантом осуществления данного раскрытия изобретения, способ обнаружения притока газа в буровую скважину может включать развертывание буровой колонны в буровой скважине, простирающейся от поверхности грунта в пласт и обеспечение бурового раствора в буровой скважине. Кроме того, способ может включать обеспечение множества акустических сенсоров в соответствующих положениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом из акустических датчиков акустических импульсов, распространяемых в буровом растворе по длине буровой колонны, где каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов. Дополнительно, способ может включать обнаружение изменения в акустической характеристике бурового раствора на основании сгенерированных сигналов и обнаружение присутствия притока газа в буровой скважине на основании обнаруженного изменения.
В соответствии с другим вариантом осуществления данного раскрытия изобретения, способ обнаружения притока газа в буровой скважине может включать генерирование множества акустических импульсов, которые распространяются во флюиде, присутствующем в буровой скважине, в которой трубопровод развернут, и в то время как акустические импульсы распространяются во флюиде, бурильная скважина проходит от поверхности земли в пласт и отслеживает акустическую характеристику флюида во множестве измерительных местоположениях по длине трубопровода. Кроме того, способ может включать определение наличия притоков газа в буровой скважине на основании отслеживания изменения акустической характеристики.
В соответствии с другим вариантом осуществления данного раскрытия изобретения, система может включать трубопровод, подвешенный во флюиде, присутствующем в буровой скважине, проходящий от поверхности земли в пласт и источник акустических волн для генерирования множества акустических импульсов, которые распространяются в жидкости. Кроме того, система может включать множество акустических датчиков, расположенных при разнесенных местоположениях по длине трубопровода для генерирования сигналов, реагирующих на обнаружение акустических импульсов, и систему сбора данных для получения сгенерированных сигналов, система сбора данных дополнительно определяет изменение в акустической характеристике флюида на основании полученных сигналов, и определяет наличие притока газа в буровой скважине на основании определенных изменений.
Другие или альтернативные особенности станут очевидны из следующего описания, из чертежей и из формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Некоторые варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения далее будут описаны со ссылкой на прилагаемые чертежи, где одинаковые ссылочные позиции обозначают одинаковые элементы. Однако, следует понимать, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только различные реализации, описанные в данном документе и не предназначены для ограничения объема различных технологий, описанных здесь. Чертежи следующего содержания:
Фиг.1 представляет собой наглядное приспособление системы для обнаружения притока газа в буровой скважине, в соответствии с типовым вариантом настоящего раскрытия изобретения;
Фиг.2 представляет собой блок-схему типовых связей и систему сбора данных, которые могут быть использованы в приспособлении на Фиг.1, в соответствии с вариантом осуществления настоящего раскрытия изобретения; и
Фиг.3 представляет собой блок-схему изображения типового датчика, который может быть использован в приспособлении Фиг.1, в соответствии с вариантом осуществления настоящего раскрытия изобретения.
Детальное описание
В последующем описании, многочисленные детали изложены для обеспечения понимания настоящего раскрытия изобретения. Тем не менее, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения могут быть реализованы без этих деталей и что могут быть вероятны многочисленные вариации и модификации описанных выше вариантов осуществления изобретения.
В описании и прилагаемой формуле: термины «соединять», «соединение», «соединенный», «в связи с» и «соединительный» используются для обозначения «в прямой связи с» или «в связи посредством другого элемента»; и термин «набор» используется для обозначения «один элемент» или «более чем один элемент». Термины, используемые здесь как «верх» и «низ», «верхний» и «нижний», «вверху» и «внизу», «вышерасположенный» и «нижерасположенный», «выше» и «ниже», и другие подобные термины, указывающие относительные положения выше или ниже заданной точки или элемента используются в этом описании для более четкого описания некоторых вариантов осуществления изобретения.
Добавление газа к флюиду изменяет акустические характеристики флюида, и в частности, акустическую скорость и затухание. Например, когда газ находится в растворе с нефтью, акустическая скорость флюида может быть уменьшена приблизительно на 20 процентов. Аналогичное затухание амплитуды распространяющейся акустической волны может возникать, когда газ находится в растворе с буровым раствором. Величина изменения акустических характеристик свободной газовой грязи только слабо зависит от температуры и давления. Таким образом, наблюдались изменения в акустических характеристиках флюида, и в частности, значительные изменения, которые быстро совершаются во времени, и могут обеспечивать надежную индикацию того, что газ был введен во флюид, который присутствует в буровой скважине. Если эти наблюдаемые изменения могут быть переданы на поверхность своевременно, то оператор может принять соответствующие корректирующие действия, такие как корректирование состава бурового раствора или корректирование различных дросселей и клапанов для регулирования обратного давления, или активирование защитных механизмов для предотвращения возникновения фонтанирования.
Кроме того, если акустические характеристики могут контролироваться в нескольких местоположениях вдоль буровой трубы, то расположение притока газа можно более точно определить и его перемещение вверх можно контролировать. Следовательно, передача сигналов, которые указывают на это перемещение, может облегчить оператору принятие решений о том, какие прогрессивные действия по управлению процессом бурения могут быть приняты. Еще дополнительно, газ, который поступает в ствол скважины в местоположении, которое выше первого датчика, может быть обнаружен одним или более датчиком выше первого датчика, тем самым уменьшая вероятность того, что приток будет происходить незамеченным.
Соответственно, наглядные варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения отслеживают акустические характеристики флюида в буровой скважине на протяжении процессов бурения так, что изменения в этих характеристиках, которые могут быть свидетельствующими притока газа в буровую скважину, могут быть своевременно и надежно обнаружены. В соответствии с типовыми реализациями изобретения, колонна с акустическими датчиками размещена на буровой колонне и, оптимально или альтернативно на КНБК. Эти датчики расположены на буровой колонне и/или КНБК таким способом, при котором могут быть восприняты акустические импульсы или колебания в кольцевом пространстве между буровой трубой и пластом. Обычно эти акустические импульсы возникают при низкой частоте (например, 1-100 Герц (Гц)), а иногда называются как трубные волны или волны Стоунли. Синхронизация датчиков относительно времени позволяет распространение этих акустических импульсов или колебаний для обнаружения и контролирования по длине буровой колонны.
Варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения обеспечивают передачу на поверхность характерной информации наблюдаемых характеристик, посредством использования канала связи, который обеспечен буровой колонной. Например, в некоторых вариантах реализации, передача может быть обеспечена модуляцией давления бурового раствора посредством генерации акустической волны, которая распространяется вверх по буровому раствору через центр буровой колонны (именуемого как телеметрический импульс грязи). В других вариантах реализации, канал связи можно обеспечить посредством использования технологии сигналопроводящей буровой трубы (СБТ).
Сигналопроводящая буровая труба является видом буровой трубы, которая имеет один или несколько электрических каналов связи в конструкции трубы. Далее конструкция трубы служит для защиты канала связи и помощи в его перемещении. Обычно, сигналопроводящая буровая труба имеет сигнальную соединительную муфту, которая на каждом конце соединена с каналом(ми) связи, опускаемом в трубе. Когда сигнальная соединительная муфта одной секции сигналопроводящей буровой трубы размещается в непосредственной близости к или в контакте с сигнальной соединительной муфтой другой секции сигналопроводящей буровой трубы, сигналы могут передаваться через соединительные муфты. Таким образом, сигнальные соединительные муфты обеспечивают непрерывный сигнальный канал(ы) от одного конца серии секций сигналопроводящей буровой трубы к другому.
Использование сигналопроводящей буровой трубы обеспечивает повышенную скорость телеметрического сигнала для использования инструментов «измерения в процессе бурения» (ИПБ) и «регистрации при бурении» (РПБ) по сравнению с обычным телеметрическим сигналом, таким как телеметрический импульс грязи или сверхнизкочастотный электромагнитный сигнал передачи. Независимо от конкретного вида используемой передачи приемник, располагаемый на поверхности, как правило, подключен для приема данных из нисходящей скважины и передачи этих данных на компьютерную систему на поверхности, либо с помощью проводного соединения или по беспроводной связи. При таком способе, реализация изобретения может приобретать сигналы, указывающие на приток газа, обрабатывать и анализировать эти сигналы, и/или передать сигналы и/или результаты на поверхность так, чтобы при необходимости и/или желательно можно было применить своевременно корректирующее действие.
Ссылаясь теперь на Фиг.1, варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения могут быть реализованы с использованием типовой установки 10 измерения в процессе бурения (ИПБ), показанной на Фиг.1. В общем, измерение в процессе бурения относится к процессу проведения измерения параметров, представляющих интерес в земляной буровой скважине, с буровой коронкой и, по меньшей мере, части буровой колонны, расположенной в буровой скважине во время бурения, остановки, и/или отключения. Как показано на Фиг.1, платформа и буровая установка 100 расположены выше буровой скважины 102, которая образуется в грунте с помощь роторного бурения. Буровая колонна 104 подвешена внутри буровой скважины 102 и включает буровую коронку 106 на ее нижнем конце.
Буровая колонна 104 и прикрепленная к ней буровая коронка 106 вращаются с помощью вращательного стола 108, который сцепляется с ведущей бурильной трубой 110 на верхнем конце буровой колонны 104. Буровая колонна 104 подвешена на крюке 112, который прикреплен к талевному блоку (не показано). Ведущая бурильная труба 110 соединена с крюком 112 через вращательный шарнир 114, обеспечивающий вращение буровой колонне 104 по отношению к крюку 112. Альтернативно, буровая колонна 104 и буровая коронка 106 могут вращаться от поверхности с помощью буровой установки «сверху приводного» типа. Тем не менее, описанные здесь технологии обнаружения притока газа не ограничены процессами бурения вращательного типа. Например, технологии также могут быть реализованы в приложениях, в которых буровая скважина пробурена с использованием скважинного бурильного двигателя. В других случаях, поверхность земли может включать подводную поверхность морского дна.
По прежнему, ссылаясь на Фиг.1, на протяжении операции бурения, буровой раствор или грязь 116 содержится в яме 118 в земле. Насос 120 закачивает буровую грязь в буровую колонну через отверстие в шарнире 114 для протекания вниз (стрелка 122) через центр буровой колонны 104. Буровая грязь выходит из буровой колонны 104 через отверстия в буровой коронке 106 и затем циркулирует вверх (стрелка 124) в области между внешней поверхностью буровой колонны 104 и периферией буровой скважины 102, которую называют кольцевой поверхностью. Буровая грязь 116 возвращается в яму 118 для рециркуляции после соответствующей обработки. Однако, следует понимать, что здесь также рассматриваются другие типы устройств для развертывания и циркуляции бурового раствора.
В показанном варианте осуществления изобретения, буровая колонна 104 включает комплект нижней бурильной колонны (КНБК) 126, который обычно монтируется близко снизу бурильной колонны 104 вблизи буровой коронки 106. Обычно КНБК 126 включает подсистемы для измерения, обработки, сбора информации и для передачи на поверхность земли такие, как подсистемы 128 локальной связи, которые взаимодействуют с аналогичными подсистемами 130 связи на поверхности земли. В варианте осуществления изобретения показана одна из технологий, в которой подсистема 128 локальной связи использует взаимодействие с системой 130 связи на поверхности посредством использования одного или более каналов связи, обеспеченных сигналопроводящей буровой трубой.
Например, как показано на Фиг.1, буровая колонна 104 включает множество секций сигналопроводящей буровой трубы 105, соединенных с муфтой 107. Каждая секция сигналопроводящей буровой трубы 105 включает один или более каналов связи в трубе, такие как канал 109 связи, показанный схематически на Фиг.1. Муфты 107 сконфигурированы для механического соединения секций сигналопроводящей буровой трубы 105 друг к другу и для соединения секций канала(ов) 109 связи так, чтобы формировать непрерывный канал 109 связи от одного конца серий соединенных секций сигналопроводящей буровой трубы к другому концу.
В варианте осуществления изобретения, показанном на Фиг.1, низший конец сигналопроводящей буровой трубы 105 соединен с комплектом нижней буровой колонны (КНБК) 126 так, чтобы подсистема локальной связи 128 могла передавать и принимать сообщения через канал 109 связи. Верхний конец сигналопроводящей буровой трубы 105 соединен посредством муфты 111 к подсистеме связи 130 на поверхности. В этом способе, канал(ы) 109 связи может быть использован для передачи сигналов (например, телеметрических сигналов или данных, сигналов управления и т.д.) между поверхностью и КНБК 128, а также различными другими погружными деталями, которые могут быть соединены к каналу(ам) 109 связи.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, одна или более секций сигналопроводящей буровой трубы 105 могут дополнительно включать вспомогательный модуль, который принимает электрический сигнал, передаваемый по каналу(ам) 109 связи. Вспомогательный модуль может быть сконфигурирован для фильтрации и усиления полученных электрических сигналов перед передачей обратно на канал(ы) 109 связи. В этом способе, вспомогательный модуль может улучшить сигнал по отношению сигнал-шум принимаемых сигналов, которые могут быть особенно полезны, когда сигналы передаются на большие расстояния и/или выше нескольких секций сигналопроводящей буровой трубы 105.
Ссылаясь на Фиг.2, в различных реализациях настоящего раскрытия изобретения, такие как реализации, которые используют телеметрический импульс грязи для передачи информации на поверхность, подсистема 128 локальной связи также может включать источник 132 акустических волн (т.е. передатчик), который генерирует акустический сигнал в буровом растворе, который является типичным измерением погружных параметров. Один тип источника акустических волн использует «грязевую сирену», которая включает долбежный статор и долбежный ротор, которые вращаются и неоднократно прерывают поток 116 буровой грязи для установления требуемого акустического сигнала волны в поток 116 буровой грязи. Подсистема 128 локальной связи также включает электронный привод 134 для управления источником 132 акустических волн. Например, электронный привод 134 может включать модулятор, такой как модулятор с манипуляционным сдвигом фазы (МСФ), который производит сигналы управления для применения к передатчику грязи.
Эти сигналы управления могут быть использованы для применения соответствующего модулятора к грязевой сирене 132 для генерирования требуемого акустического сигнала в буровом растворе 116, который характеризует измеряемые погружные параметры. В некоторых вариантах осуществления изобретения, электронный привод 134 соединен с процессором 142, который может приводить в жизнь инструкции для получения требуемой модуляции. Волна акустической грязи, сгенерированная источником 132 акустических волн, перемещается вверх в буровом растворе 116 через центр буровой колонны 104 со скоростью звука в жидкости. Акустическая волна принимается на поверхности преобразователями 113 (например, пьезоэлектрическими преобразователями), которые преобразуют полученные акустические сигналы в электронные сигналы. Выходной сигнал преобразователей 113 подключен к подсистеме 130 связи на поверхности, которая выполнена для демодулирования, обработки и/или анализа сигналов.
В других вариантах осуществления изобретения, электронные сигналы, представляющие измеренные погружные параметры генерируются в нисходящей скважине и передаются на поверхность через один или более СБТ канал(ов) 109 связи. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения, электронные сигналы могут быть сгенерированы с помощью погружных датчиков вследствие обнаружения параметра, переданного к системе 128 локальной связи в КНБК 126, обрабатываются и сохраняются в КНБК 126, и затем передаются на подсистему 130 связи поверхности через СБТ канал(ов) 109 связи. Альтернативно, электронные сигналы генерируются погружными датчиками и могут быть переданы непосредственно к системе 130 связи на поверхности через СБТ канал 109 связи.
В типичном устройстве, показанном на Фиг.1, множество акустических датчиков 136 расположены вдоль длины буровой колонны 104 на расстоянии с интервалами друг от друга. Хотя только один датчик 136 показан на каждой секции буровой трубы 105, каждая секция может содержать множество датчиков 136. Альтернативно, секции буровой трубы 105, содержащие один или более датчиков 136, могут быть разделены секциями буровой трубы 105, которые не содержат датчиков. При этом дополнительно, несмотря на то, что датчики 136 показаны как выровненные по одной стороне буровой колонны 104, датчики 136 могут быть расположены любым способом, который лучше всего подходит для обнаружения и контролирования распространения акустического сигнала через буровой раствор 116.
На Фиг.1 датчики 136 расположены так, чтобы обнаружить акустический сигнал, распространяющийся в кольцевом пространстве, образованном между периферией буровой скважины 102 и буровой колонной 104. В некоторых вариантах осуществления изобретения, датчики 104 также могут быть расположены на КНБК 126. Независимо от способа, при котором датчики 136 расположены вдоль буровой колонны 104 и/или КНБК 126, датчики 136 передают сигналы, генерированные вследствие обнаружения акустического сигнала в буровом растворе в подсистеме 128 локальной связи и/или подсистеме 130 связи на поверхности.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, и как показано на Фиг.3, каждый датчик не только включает преобразователь 138 для преобразования сигнала давления, оказываемого на датчик 136 акустическим сигналом в электронный сигнал, но также датчик 136 может включать часы 140, которые могут быть использованы для связывания индикации времени с генерируемым электронным сигналом. Часы 140, включенные с датчиками 136, могут быть синхронизированы по времени так, чтобы могли быть точно определены параметры, связанные с распространением акустической волны (например, скорости, расположения).
Ссылаясь снова на Фиг.2, подсистема 128 локальной связи может дополнительно включать сбор данных и электронную обработку (включающую микропроцессор 142, устройство 144 хранения данных, часы и синхронизирующую схему 146, интерфейс 148 связи и т.д.) для приема и обработки электронных сигналов, генерируемых датчиками 136 в соответствии с обнаружением акустического сигнала. Интерфейс 148 связи может включать подходящий приемник и передатчик для получения и передачи информации на канал(ы) 109 связи. Локальная подсистема 128 может использовать процессор 142 для обработки и сохранения сигналов, полученных посредством интерфейса 148 связи в соответствии с их соответствующим временем прихода (либо как обозначено часами 140 (Фиг.3), включенными с каждым датчиком 136 или как указывающий при помощи часов 146 в подсистеме 128 локальной связи), а также любые результаты, полученные с помощью обработки принятых сигналов. Сигналы и результаты могут быть сохранены в устройстве 144 хранения данных в системе 128 локальной связи для последующей передачи на поверхность для дополнительной обработки и/или архивного хранения.
В некоторых вариантах реализации, сигналы и/или результаты могут быть моментально переданы на подсистему 130 связи на поверхности посредством интерфейса 148 связи и СБТ канала 109 связи для обработки и/или анализа так, что соответствующий контроль или корректировочное действие могут быть применены (например, с помощью оператора на бурильной установке) в том случае, если сигналы, генерируемые датчиками свидетельствуют о притоке газа. Например, если сигналы, генерируемые датчиками 136, на основании контроля акустических характеристик бурового раствора 116 (Фиг.1) (т.е. с помощью контроля распространения акустического импульса через буровой раствор 116) указывают на приток газа в буровой скважине, то оператор на бурильной установке может принять различные меры, включающие изменения состава бурового раствора 116 для регулирования гидростатического давления в буровой скважине, регулируя различные дроссели и клапаны, и т.д. С этой целью, подсистема 130 связи на поверхности может быть сконфигурирована, по сути, так же, как подсистема 128 локальной связи. То есть, подсистема 130 может включать сбор и электронную обработку (например, микропроцессор, запоминающее устройство, интерфейс связи, часы и синхронизирующую схему, и т.д.) для получения, обработки, и/или анализа сигналов, получаемых от каждого датчика 136 и/или КНБК 126.
В вариантах осуществления изобретения, в которых телеметрический импульс грязи используется как передающая среда, данные 150 и/или результаты 152 могут быть переданы на подсистему 130 связи на поверхности путем соответствующей модуляции источника 132 акустической волны для генерирования акустических сигналов в буровом растворе 116, который перемещается через центр буровой трубы 104.
В общем, приток газа в буровой скважине может быть определен путем обнаружения изменения акустических характеристик бурового раствора 116, который присутствует в кольцевом пространстве между буровой колонной 104 и буровой скважиной 102. Эти характеристики включают акустическую скорость и затухание, каждая из которых существенно изменяется (т.е. в диапазоне приблизительно от 10 до 20%), когда газ вводится во флюид 116. При расположении датчиков 136 по длине буровой колонны 104 так, что они расположены в различных местоположениях в буровой скважине (или, альтернативно, на КНБК 126), может контролироваться распространение одного или более акустических импульсов в буровом растворе 116. Приток газа в буровой скважине может быть обнаружен и/или расположен путем контроля времени (времен) распространения импульса(ов) между датчиками 136 и/или амплитудой(ми) импульса(ов) когда он(они) перемещаются между датчиками 136. Например, контролируемое время перемещения одного или более импульсов может показать, что происходит изменение акустического сигнала бурового раствора и, что величина этого изменения указывает на присутствие газа, циркулирующего в буровом растворе 116. Аналогичным образом, наблюдение амплитуды импульса(ов) может обеспечивать индикацию, что было изменено затухание бурового раствора 116, и, таким образом, что газ был введен во флюид 116.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, обнаружение притока газа может быть определено на основании времени распространения и амплитуд определенного акустического импульса при его распространении между датчиками. Например, величину отслеживания времени распространения или амплитуды можно сравнивать с предполагаемым временем распространения или величиной амплитуды. Если разница между наблюдаемым и предполагаемым значениями превышает пороговое значение, то индицируется приток газа. В качестве другого примера, можно сравнить наблюдаемое время распространения различных импульсов распространяющихся во флюиде 116 в разное время между любыми двумя или более конкретными датчиками 136 и/или наблюдаемыми амплитудами различных импульсов на любом конкретном датчике 136. Опять же, если разница между наблюдаемыми значениями превышает пороговое (например, проявляет 10-20% изменение), то индицируется присутствие газа в буровом растворе 116.
Для определения этих изменений, как подсистема 128 локальной связи, так и система 130 связи на поверхности могут быть сконфигурированы с любым подходящим алгоритмом обнаружения изменения для обнаружения изменений скорости и/или амплитуды акустических импульсов. Если изменение превышает заданное пороговое значение (например, времени или амплитуды порога), то сигнал тревоги (например, звуковой или визуальный сигнал тревоги) или другой индикатор может быть сгенерирован и транспортируется к оператору на бурильной установке так, чтобы были инициированы корректирующие меры.
В типичных вариантах осуществления, контроль распространения одного или более акустических импульсов в буровом растворе облегчается посредством синхронизации между датчиками 136. Такая синхронизация может быть достигнута за счет использования высокоточных погружных часов (например, часов 140), которые встроены или развернуты с каждым из датчиков 136 давления и синхронизированы перед началом процесса бурения (например, на поверхности). Здесь, «высокоточные» погружные часы относятся к часам, которые не отклоняются более чем на 5 миллисекунд в день, и предпочтительно не более чем от 1 до 4 миллисекунд в день, подверженных условиями окружающей среды, как правило, установленных в стволе скважины. Пример подходящих погружных высокочастотных часов описан в Патенте США № 6606009, раскрытие которого включено в данное описание путем ссылки. Когда датчики 136 синхронизированы по времени, скорости акустических импульсов, а также местоположений импульсов, с достаточной точностью можно определить обнаружение и местоположение притока газа в буровой скважине.
Использование высокоточных погружных часов 140, интегрированных с каждым датчиком 136, может быть особенно полезно в вариантах осуществления изобретения, которые не используют технологию СБТ. То есть за счет низкого отклонения высокоточных часов, нет необходимости в повторяющейся или непрерывной синхронизации после исходной синхронизации часов 140 во время развертывания. Однако, при использовании СБТ технологии низкая задержка СБТ канала(ов) 109 связи может уменьшить любую необходимость в «высокочастотных часах» или даже настраивания часов 140 с каждым датчиком 136. Например, когда низко-задержанный СБТ канал 109 связи доступен, редко или периодически синхронизированное сообщение, переданное между часами 140, может служить для поддержки синхронизации времени для наблюдения распространения акустических импульсов во флюиде, присутствующем в буровой скважине 102. Альтернативно, в вариантах осуществления изобретения, в которых часы 140 не интегрированы с каждым датчиком 136, датчики 136 могут поддерживать синхронизацию времени посредством непрерывных сообщений, полученных на СБТ канал 109 связи от генератора синхронизирующих импульсов, расположенного либо на поверхности, либо в погружном положении, например подсистемы 128 локальной связи.
Независимо от конкретной реализуемой технологии синхронизации времени, в некоторых вариантах осуществления изобретения акустические импульсы генерируются в буровом растворе 116 по известному режиму как, например, известный но неправильный режим. Поскольку импульсы распространяются через буровой раствор 116, импульсы обнаруживаются датчиками 136, распределенными вдоль буровой колонны 104, и сгенерированные сигналы передаются на коммуникационную подсистему 130 поверхности посредством СБК каналом 109 связи. В другом варианте реализации, характерные данные наблюдаемых импульсов записываются подсистемой 128 локальной связи в запоминающем устройстве 144 вместе с их временем поступления (или фазой) (например, данные 150 на Фиг.2). Данные 150, соответствующие выбранному времени распространения (или фазы) затем могут быть переданы в подсистему 130 связи на поверхности для обработки и анализа, используя либо СБК канал 109 связи, либо путем модуляции давления флюида 116 в центре буровой колонны 104 через источник 132 акустических волн. Альтернативно, сигналы могут быть обработаны подсистемой 128 локальной связи для определения присутствия притока газа и результаты 152 сохраняются в запоминающем устройстве 144 хранения данных. В таких вариантах осуществления изобретения, только результаты 152 могут передаваться на поверхностную систему 130 посредством канала 109 связи или источника 132 акустических волн.
В различных вариантах реализации, акустические импульсы, которые обнаруживаются датчиками 136, могут быть сгенерированы путем вращения буровой коронки 106 и/или в процессе бурения. В других вариантах реализации, акустические импульсы могут быть сгенерированы на поверхности. Например, подсистема 130 связи на поверхности может включать передающую вверх по стволу скважины подсистему, которая может контролировать прерывание работы насоса 120 таким способом, который генерирует акустические импульсы, обнаруживаемые датчиками 136, такие, как полученные распространения трубной волны вниз через буровую скважину 102. Альтернативно, акустические импульсы могут быть сгенерированы в кольцевом пространстве быстрым закрытием дроссельной заслонки на выпускной трубе такой, как дроссель 154, схематически показанный на Фиг.1.
Несмотря на то, что варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения, описанные до сих пор, рассматривают обнаружение притока газа на протяжении бурильных работ, следует понимать, что изобретение может быть реализовано в существующей буровой скважине, в которой находится другой флюид, нежели буровой раствор (например, буровая жидкость), присутствующий и/или от которого буровая колонна 104 была вытянута и был развернут другой трубопровод (например, защитный кожух и/или эксплуатационная насосно-компрессорная колонна). В таких вариантах реализации, датчики 136 (либо с часами 140 либо без них) могут быть развернуты в стволе скважины, например используя каротажный кабель, и каротажный кабель может обеспечить канал связи между датчиками 136, поверхность (например, подсистема 130), и/или погружное расположение (например, подсистема 128) как для передачи данных, так и для синхронизации сообщений.
В приведенном выше описании, данные и инструкции хранятся в соответствующих устройствах хранения данных (таких как устройство хранения данных 144 на Фиг.2, но не ограничены ими), которые реализованы в одном или более непереходном машиночитаемом носителе или машиночитаемом носителе хранения. Устройство для хранения может включать различные формы памяти, включающие полупроводниковые запоминающие устройства; магнитные диски, такие как жесткий, гибкий и съемный магнитные диски; другие магнитные носители, включающие ленту; оптические носители, такие как компакт-диски (CDs) или цифровые видеодиски (DVDs); или другие типы устройств для хранения.
Несмотря на то, что аспекты способа и системы для обнаружения были раскрыты по отношению к ограниченному числу вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, имеющие преимущества этого раскрытия, оценят его многочисленные модификации и варианты. Предполагается, что прилагаемая формула изобретения охватывает такие модификации и изменения, входящие в соответствующую сущность или объем настоящего раскрытия изобретения.
Claims (14)
1. Способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий:
- развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт;
- обеспечение бурового раствора в буровой скважине;
- обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов;
- определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и
- определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения.
- развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт;
- обеспечение бурового раствора в буровой скважине;
- обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов;
- определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и
- определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения.
2. Способ по п. 1, в котором буровая колонна содержит сигналопроводящую буровую трубу для обеспечения канала связи и способ дополнительно содержит передачу сгенерированных сигналов через канал связи к системе сбора данных для определения наличия притока газа.
3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий определение акустических скоростей акустических импульсов, на основании сгенерированных сигналов, и в котором наличие притока газа определяется на основании изменений акустических скоростей.
4. Способ по п. 1, дополнительно содержащий определение амплитуд акустических импульсов, на основании сгенерированных сигналов, и в котором наличие притока газа определяется на основании изменений амплитуд.
5. Способ по п. 1, дополнительно содержащий определение местоположения притока газа по длине буровой скважины на основании сгенерированных сигналов.
6. Способ по п. 1, дополнительно содержащий генерирование индикации наличия притока газа вследствие определения наличия притока газа, которое ощутимо для пользователя.
7. Способ по п. 6, дополнительно включающий инициирование оперативного действия вследствие индикации.
8. Система обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащая:
- трубопровод, размещенный в буровом флюиде, присутствующем в буровой скважине, проходящей от поверхности земли;
- источник акустических волн для генерирования по меньшей мере одного акустического импульса, который распространяется в буровом флюиде;
- множество акустических датчиков, расположенных в разнесенных местоположениях по длине трубопровода для генерирования сигналов, чувствительных к обнаружению акустических импульсов; и
- систему сбора данных для получения сгенерированных сигналов, и система сбора данных дополнительно определяет изменения в акустической характеристике бурового флюида на основании полученных сигналов и определяет наличие притока газа в буровой скважине на основании определенных изменений.
- трубопровод, размещенный в буровом флюиде, присутствующем в буровой скважине, проходящей от поверхности земли;
- источник акустических волн для генерирования по меньшей мере одного акустического импульса, который распространяется в буровом флюиде;
- множество акустических датчиков, расположенных в разнесенных местоположениях по длине трубопровода для генерирования сигналов, чувствительных к обнаружению акустических импульсов; и
- систему сбора данных для получения сгенерированных сигналов, и система сбора данных дополнительно определяет изменения в акустической характеристике бурового флюида на основании полученных сигналов и определяет наличие притока газа в буровой скважине на основании определенных изменений.
9. Система по п. 8, в которой система сбора данных размещена в месте погружения в буровой скважине.
10. Система по п. 8, в которой система сбора данных размещена на поверхности земли.
11. Система по п. 8, в которой акустической характеристикой является по меньшей мере одна из скорости или затухания.
12. Система по п. 8, в которой трубопровод включает сигналопроводящую буровую трубу, включающую канал связи для передачи информации электрически между поверхностью и местоположением погружения.
13. Система по п. 8, дополнительно содержащая
синхронизированные часы на каждом датчике;
причем сигналы, генерируемые каждым датчиком, дополнительно указывают время, за которое соответствующий акустический импульс был обнаружен датчиком;
причем время измерено синхронизированными часами на датчике.
синхронизированные часы на каждом датчике;
причем сигналы, генерируемые каждым датчиком, дополнительно указывают время, за которое соответствующий акустический импульс был обнаружен датчиком;
причем время измерено синхронизированными часами на датчике.
14. Система по п. 8, в которой по меньшей мере один акустический импульс имеет спектр частот 1-100 Гц.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/115,988 | 2011-05-26 | ||
| US13/115,988 US8689904B2 (en) | 2011-05-26 | 2011-05-26 | Detection of gas influx into a wellbore |
| PCT/US2012/038758 WO2012162212A2 (en) | 2011-05-26 | 2012-05-21 | Detection of gas influx into a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013157815A RU2013157815A (ru) | 2015-07-10 |
| RU2570211C2 true RU2570211C2 (ru) | 2015-12-10 |
Family
ID=47218002
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013157815/03A RU2570211C2 (ru) | 2011-05-26 | 2012-05-21 | Обнаружение притока газа в стволе скважины |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8689904B2 (ru) |
| EP (1) | EP2715066A4 (ru) |
| CA (1) | CA2837193A1 (ru) |
| RU (1) | RU2570211C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012162212A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2658697C1 (ru) * | 2017-02-17 | 2018-06-22 | Олег Николаевич Журавлев | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин |
| RU2667972C1 (ru) * | 2017-07-31 | 2018-09-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Способ определения объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин |
| RU2734203C2 (ru) * | 2016-06-17 | 2020-10-13 | ДжиИ ЭНЕРДЖИ ОЙЛФИЛД ТЕКНОЛОДЖИ, ИНК. | Обработка сигнала высокоскоростной телеметрии |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2853683B1 (en) * | 2013-09-30 | 2020-07-01 | Total E&P Danmark A/S | Multiphase fluid analysis |
| US10042742B2 (en) | 2013-11-21 | 2018-08-07 | International Business Machines Corporation | Selective object testing in a client-server environment |
| DE102014003552A1 (de) | 2014-03-12 | 2015-09-17 | Frank-Michael Jäger | Vorrichtung und Verfahren zur frühen Erkennung von Zuflüssen in Untergrundbohrungen |
| GB2554298B (en) * | 2015-08-14 | 2021-02-10 | Halliburton Energy Services Inc | Mud pulse detection using distributed acoustic sensing |
| DE102016001780A1 (de) * | 2016-02-08 | 2017-08-24 | Stefan von den Driesch | Kostengünstiges Verfahren zum Kalibrieren von Magnetfeldsensoren in einem hoch präzise arbeitenden Richtbohrgerät zur frühzeitigen, zuverlässigen und zeitnahen Bestimmung des Bohrlochs und ein hoch präzise arbeitendes Richtbohrgerät zum kostengünstigen Tiefrichtbohren |
| BR112018070577A2 (pt) | 2016-04-07 | 2019-02-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | detecção de localizações de ingresso de areia de fundo de poço |
| WO2017174750A2 (en) * | 2016-04-07 | 2017-10-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole sand ingress locations |
| US10570724B2 (en) | 2016-09-23 | 2020-02-25 | General Electric Company | Sensing sub-assembly for use with a drilling assembly |
| US10948132B2 (en) * | 2017-05-08 | 2021-03-16 | 64Seconds, Inc. | Integrity assessment of a pipeline network |
| GB2598069B (en) * | 2017-06-16 | 2022-08-10 | Landmark Graphics Corp | Systems and methods for detecting kick and well flow |
| GB201711152D0 (en) * | 2017-07-11 | 2017-08-23 | Statoil Petroleum As | Influx and loss detection |
| CN109386279B (zh) * | 2017-08-09 | 2021-10-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种井筒气侵检测方法及系统 |
| CA3073623A1 (en) | 2017-08-23 | 2019-02-28 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole sand ingress locations |
| US11333636B2 (en) | 2017-10-11 | 2022-05-17 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting events using acoustic frequency domain features |
| GB201820331D0 (en) | 2018-12-13 | 2019-01-30 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Distributed acoustic sensing autocalibration |
| US11098577B2 (en) | 2019-06-04 | 2021-08-24 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method and apparatus to detect gas influx using mud pulse acoustic signals in a wellbore |
| EP4045766A1 (en) | 2019-10-17 | 2022-08-24 | Lytt Limited | Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements |
| US11428095B2 (en) | 2020-03-10 | 2022-08-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Fluid inflow sensing in a wellbore and related systems and methods |
| EP4165284B1 (en) | 2020-06-11 | 2024-08-07 | Lytt Limited | Systems and methods for subterranean fluid flow characterization |
| EP4168647A1 (en) | 2020-06-18 | 2023-04-26 | Lytt Limited | Event model training using in situ data |
| US11585743B2 (en) | 2020-08-28 | 2023-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining formation porosity and permeability |
| US11459883B2 (en) | 2020-08-28 | 2022-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plasma chemistry derived formation rock evaluation for pulse power drilling |
| US11536136B2 (en) * | 2020-08-28 | 2022-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plasma chemistry based analysis and operations for pulse power drilling |
| US11619129B2 (en) | 2020-08-28 | 2023-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating formation isotopic concentration with pulsed power drilling |
| US11499421B2 (en) | 2020-08-28 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plasma chemistry based analysis and operations for pulse power drilling |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU553561A1 (ru) * | 1976-01-04 | 1977-04-05 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ исследовани необсаженных скважин |
| US6208586B1 (en) * | 1991-06-14 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for communicating data in a wellbore and for detecting the influx of gas |
| RU2256067C2 (ru) * | 2000-01-24 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, газлифтная нефтяная скважина и способ управления потоком многофазной текучей среды в газлифтной нефтяной скважине |
| US20080047337A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Early Kick Detection in an Oil and Gas Well |
| RU2374443C2 (ru) * | 2004-07-21 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Система оповещения о выбросе, использующая высокочастотный режим флюида в стволе скважины |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5154078A (en) * | 1990-06-29 | 1992-10-13 | Anadrill, Inc. | Kick detection during drilling |
| US5275040A (en) | 1990-06-29 | 1994-01-04 | Anadrill, Inc. | Method of and apparatus for detecting an influx into a well while drilling |
| NO305181B1 (no) | 1996-06-28 | 1999-04-12 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate for a bestemme innstromningen av olje og/eller gass i en bronn |
| US6585044B2 (en) * | 2000-09-20 | 2003-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations |
| US6606009B2 (en) | 2001-03-08 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Self-compensating ovenized clock adapted for wellbore applications |
| US8794062B2 (en) * | 2005-08-01 | 2014-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
-
2011
- 2011-05-26 US US13/115,988 patent/US8689904B2/en active Active
-
2012
- 2012-05-21 CA CA2837193A patent/CA2837193A1/en not_active Abandoned
- 2012-05-21 EP EP12788727.1A patent/EP2715066A4/en not_active Withdrawn
- 2012-05-21 RU RU2013157815/03A patent/RU2570211C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-05-21 WO PCT/US2012/038758 patent/WO2012162212A2/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU553561A1 (ru) * | 1976-01-04 | 1977-04-05 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ исследовани необсаженных скважин |
| US6208586B1 (en) * | 1991-06-14 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for communicating data in a wellbore and for detecting the influx of gas |
| RU2256067C2 (ru) * | 2000-01-24 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, газлифтная нефтяная скважина и способ управления потоком многофазной текучей среды в газлифтной нефтяной скважине |
| RU2374443C2 (ru) * | 2004-07-21 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Система оповещения о выбросе, использующая высокочастотный режим флюида в стволе скважины |
| US20080047337A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Early Kick Detection in an Oil and Gas Well |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2734203C2 (ru) * | 2016-06-17 | 2020-10-13 | ДжиИ ЭНЕРДЖИ ОЙЛФИЛД ТЕКНОЛОДЖИ, ИНК. | Обработка сигнала высокоскоростной телеметрии |
| RU2658697C1 (ru) * | 2017-02-17 | 2018-06-22 | Олег Николаевич Журавлев | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин |
| RU2667972C1 (ru) * | 2017-07-31 | 2018-09-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Способ определения объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2715066A4 (en) | 2015-02-11 |
| US20120298421A1 (en) | 2012-11-29 |
| WO2012162212A3 (en) | 2013-02-28 |
| WO2012162212A2 (en) | 2012-11-29 |
| RU2013157815A (ru) | 2015-07-10 |
| CA2837193A1 (en) | 2012-11-29 |
| EP2715066A2 (en) | 2014-04-09 |
| US8689904B2 (en) | 2014-04-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2570211C2 (ru) | Обнаружение притока газа в стволе скважины | |
| US10465505B2 (en) | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network | |
| US9891335B2 (en) | Wireless logging of fluid filled boreholes | |
| RU2374443C2 (ru) | Система оповещения о выбросе, использующая высокочастотный режим флюида в стволе скважины | |
| US9494033B2 (en) | Apparatus and method for kick detection using acoustic sensors | |
| US7313052B2 (en) | System and methods of communicating over noisy communication channels | |
| CA2476259C (en) | Dual channel downhole telemetry | |
| US5969638A (en) | Multiple transducer MWD surface signal processing | |
| US20070227776A1 (en) | Borehole Telemetry System | |
| AU2017321138B2 (en) | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network | |
| US11231512B2 (en) | Apparatus and methods of evaluating rock properties while drilling using acoustic sensors installed in the drilling fluid circulation system of a drilling rig | |
| EA021075B1 (ru) | Способ и устройство для измерения скорости звука с высоким разрешением | |
| GB2377955A (en) | Detecting pressure signals generated by a downhole actuator | |
| WO2016141093A1 (en) | Frequency modulated mud pulse telemetry apparatus and method | |
| Stokka et al. | Gas kick warner-an early gas influx detection method | |
| US20220098974A1 (en) | A System and Method for Downhole Monitoring of Fluid Flow | |
| US9133708B2 (en) | Estimation and compensation of pressure and flow induced distortion in mud-pulse telemetry | |
| GB2472535A (en) | Noise in a first communication channel is estimated and compensated for using noise measurements in adjacent channels |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160522 |