NO20121124A1 - Plassere utstyr i laterale grener av en bronn - Google Patents
Plassere utstyr i laterale grener av en bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO20121124A1 NO20121124A1 NO20121124A NO20121124A NO20121124A1 NO 20121124 A1 NO20121124 A1 NO 20121124A1 NO 20121124 A NO20121124 A NO 20121124A NO 20121124 A NO20121124 A NO 20121124A NO 20121124 A1 NO20121124 A1 NO 20121124A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- lateral
- branch
- injection
- well
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 102
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 85
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 85
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 85
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 75
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 75
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 72
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 38
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 31
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 15
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 9
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 7
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 5
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 3
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004210 cathodic protection Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- -1 etc.) Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 1
- 230000036445 liquid secretion Effects 0.000 description 1
- 210000004185 liver Anatomy 0.000 description 1
- 239000006247 magnetic powder Substances 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000011895 specific detection Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008685 targeting Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E03—WATER SUPPLY; SEWERAGE
- E03B—INSTALLATIONS OR METHODS FOR OBTAINING, COLLECTING, OR DISTRIBUTING WATER
- E03B3/00—Methods or installations for obtaining or collecting drinking water or tap water
- E03B3/06—Methods or installations for obtaining or collecting drinking water or tap water from underground
- E03B3/08—Obtaining and confining water by means of wells
- E03B3/14—Obtaining and confining water by means of wells by means of horizontal or oblique wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A20/00—Water conservation; Efficient water supply; Efficient water use
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Public Health (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Farming Of Fish And Shellfish (AREA)
- Road Paving Structures (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Motorcycle And Bicycle Frame (AREA)
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
Abstract
Første utstyr plasseres i en første laterale gren av en brønn og andre utstyr i en andre lateral gren av brønnen. Krysslateral evaluering utføres ved å bruke det første og andre utstyret i den tilsvarende første 5 og andre laterale grenen.
Description
PLASSERE UTSTYR I LATERALE GRENER AV EN BRØNN
Bakgrunn
[0001] En brønn kan bores inn i en underjordisk struktur der formålet er å utvinne væsker fra et reservoar i den underjordiske strukturen. Eksempler på væsker inkluderer hydrokarboner, ferskvann eller andre væsker. Alternativt kan en brønn brukes til å injisere væsker i den underjordiske strukturen.
[0002] I noen tilfeller kan en brønn ha flere laterale grener. Utstyr kan plasseres i disse laterale grenene for å utføre forskjellige brønnoperasjoner.
Sammendrag
[0003] Generelt sett, i henhold til noen implementeringer, plasseres første utstyr i en første laterale gren av en brønn og andre utstyr i en andre lateral gren av brønnen. Krysslateral evaluering utføres ved å bruke det første og andre utstyret i den tilsvarende første og andre laterale grenen.
[0004] Andre funksjoner vil bli innlysende fra følgende beskrivelse, fra tegningene og fra kravene.
Kort beskrivelse av tegningene
[0005] Noen utføringer beskrives med hensyn til følgende figurer: fig. 1A-1C illustrerer brønnutstyr av en første arrangementsstype i en multilateral brønn med laterale grener, i henhold til noen implementeringer, fig. 2A-2C illustrerer et eksempel på brønnutstyr av en andre arrangementstype i en multilateral brønn med laterale grener i henhold til noen implementeringer, og fig. 3A-3D illustrerer et eksempel på brønnutstyr av en tredje arrangementstype i en multilateral brønn med laterale grener, i henhold til ytterligere implementeringer.
Detaljert beskrivelse
[0006] Som brukt her, brukes termene "over" og "under", "opp" og "ned", "øvre" og "nedre", "oppover" og "nedover", og andre like termer til å indikere relative stillinger over eller under et bestemt punkt eller element i denne beskrivelsen til å beskrive noen elementer tydligere. Når de brukes om utstyr og metoder til bruk i brønner som er avvikende eller horisontale, kan slike termer imidlertid henvise til et venstre til høyre, høyre til venstre eller et diagonalt forhold ettersom det er aktuelt.
[0007] Kompletteringsutstyr kan installeres i en brønn for å muliggjøre utførelsen av en rekke operasjoner inkludert væskeproduksjon og/eller injeksjonsoperasjoner. Som eksempler kan kompletteringsutstyret inkludere et foringsrør eller en foring, væskeløp (f.eks. slanger, rør osv.), strømningsreguleringsutstyr, sandreguleringselementer, pumper, tetningselementer (f.eks.
produksjonspakninger), sensorer osv.
[0008] I en brønn med flere laterale grener (eller flere "lateraler"), kan utstyret plasseres i de respektive laterale grenene for å utføre forskjellige operasjoner inkludert væskeinjeksjon, væskeproduksjon og/eller overvåkningsoperasjoner. En brønn med flere laterale grener, kan henvises til som en "multilateral brønn". En "overvåkningsoperasjon" kan henvise til enhver operasjon som overvåker en tilstand i en brønn eller en tilstand i den omkringliggende underjordiske strukturen. Eksempler på overvåkningsoperasjoner inkluderer enhver eller noen kombinasjoner av følgende: Overvåke en væskefront ettersom væskene injiseres i en lateral injeksjonsgren. Overvåke en væskefront produsert inn i en lateral produksjonsgren. Overvåke en egenskap av en underjordisk struktur som omgir en lateral gren eller er mellom laterale grener, hvor egenskapen kan inkludere motstandsevne eller enhver annen egenskap. Overvåke væskestrøm inne i en lateral gren osv.
[0009] Væsker som kan injiseres i en lateral gren av en brønn, kan inkludere overflateaktive stoffer, løsemidler, polymerer, teknisk behandlet vann, gass (som f.eks. karbondioksid eller hydrokarbongass) osv. I noen tilfeller kan kostnadene for de injiserte væskene være relativt høye. Evnen til å overvåke injeksjon av væsker kan resultere i mer kostnadseffektive injeksjonsoperasjoner. Overvåkning av væskeinjeksjon kan bidra til å identifisere stedet for væskestrømninghsbaner under stimuleringsoperasjoner som f.eks. wormholing (syresnekkehull), matrisebehandlinger, syre- eller proppantbaserte frakturbehandlinger, samsvarsbehandlinger (f.eks. injeksjon av polymerer for vannavstengning, injeksjon av skum og emulsjoner osv.), injeksjon av faste stoffer eller faste partikler (f.eks. proppemateriale, sand, polymermaterialer, innkapslede faste stoffer, nanopartikler, magnetiske pulver osv.) osv.
[0010] I henhold til noen implementeringer kan utstyr plasseres i de respektive laterale grenene i en multilateral brønn hvor slikt utstyr i de laterale grenene kan brukes til å utføre krysslateral evaluering, væskeinjeksjon, væskeproduksjon og/eller andre operasjoner. Krysslateral evaluering kan involvere å utføre en overvåkingsoperasjon ved å bruke overvåkningsutstyr i en første laterale gren som respons på en operasjon (f.eks. injeksjon, produksjon osv.) i en andre lateral gren. I noen implementeringer kan krysslateral evaluering bruke en signalemitter i en første laterale gren til å produsere et signal som sendes inn i en underjordisk struktur ved siden av den første laterale grenen. I tillegg kan en signalsensor (eller signalmottaker) i en andre laterale gren motta det emitterte signalet som påvirkes av den underjordiske strukturen. Data mottatt av signalsensoren kan behandles for å identifisere en egenskap til den underjordiske strukturen. Det emitterte signalet kan være et elektromagnetisk signal. I andre eksempler kan det utsendte signalet være elektrisk strøm, elektrisk spenning, vekslende strøm, et akustisk signal, seismisk signal, trykkbølge, et bestrålt kjernesignal som f.eks. et gammastrålesignal, en trykkpuls, en kjemisk emisjon osv. Til tross for at det henvises til en signalemitter og en signalsensor, gjøres det oppmerksom på at i andre eksempler kan en lateral gren inkludere flere signalemittere (f.eks. en gruppering av signalemittere) og/eller flere signalsensorer (f.eks. en gruppering av signal sensorer). En lateral gren kan også inkludere en signaltransceiver (eller flere signaltransceivere) hvor en signaltransceiver inkluderer en komponent som emitterer (sender) et signal og en komponent som mottar et signal.
[0011] Det kan være forskjellige utstyrsarrangementer i en multilateral brønn. I noen implementeringer kan den multilaterale brønnen inkludere en lateral injeksjonsgren (hvor væsker kan injiseres) eller en lateral produksjonsgren (som væsker kan produseres gjennom) og en lateral overvåkningsgren (som inkluderer overvåkningsutstyr til å utføre en overvåkingsoperasjon. I andre implementeringer kan den multilaterale brønnen inkludere en lateral injeksjonsbrønn og en lateral produksjonsgren hvor den laterale injeksjonsbrønnen brukes til å produsere væsker (mens væskeinjeksjonen inn i den laterale injeksjonsgrenen skjer). I andre implementeringer kan den multilaterale brønnen inkludere en lateral injeksjonsgren, en lateral produksjonsgren og en lateral overvåkningsbrønn. Det kan også være andre eksempler på konfigurasjoner.
ARRANGEMENTSTYPE NR. 1
[0012] Fig. 1A-1C avbilder et eksempel på brønnutstyr i henhold til arrangementstype nr. 1. Til tross for at forskjellige eksempler på konfigurasjoner av brønnutstyr vises i fig. 1A-1C, bemerkes det at andre eksempler på konfigurasjoner i henhold til arrangementstype nr. 1 kan brukes. Generelt inkluderer arrangementstype nr. 1 en lateral overvåkningsgren (lateral A) og en lateral injeksjons- eller produksjonsgren (lateral B).
[0013] Det gjøres oppmerksom på at forskjellige komponenter i eksemplet på brønnutstyr kan brukes ved å benytte en hvilken som helst av én eller flere av følgende typer kommunikasjoner: Elektriske kommunikasjoner, optiske kommunikasjoner, hydrauliske kommunikasjoner osv.
[0014] Elektriske kommunikasjoner kan oppnås ved å bruke en elektrisk kabel. Optiske kommunikasjoner kan brukes ved å bruke en optisk fiber (eller optiske fibre) som de optiske signalene kan forplantes gjennom. Hydrauliske kommunikasjoner kan utføres ved å bruke en hydraulisk kontrolledning som kan påføres hydraulisk trykk for å regulere en komponent.
[0015] Fig. 1A viser en multilateral brønn som har en lateral overvåkningsgren (lateral A) og en lateral injeksjons- eller produksjonsgren (lateral B). Hver av lateralene A og B kan være en brønnseksjon med åpent hull eller en foret seksjon av en brønn. Som avbildet inkluderer brønnutstyret som er utplassert i lateral A (den laterale overvåkningsgrenen) sensor 102, 104 og
strømningsreguleringsinnretningene 106. I andre eksempler kan ytterligere og/eller annet elektrisk eller annet aktiverbart utstyr inkluderes i brønnutstyret i lateral A. I
tillegg kan verktøy kjøres inn i lateral A (som f.eks. gjennom et rør 110 i lateral A) for å utføre intervensjonsoperasjoner som f.eks. evaluering, mekanisk eller hydraulisk manipulasjon, pumping osv.
[0016] Sensorene 102 kan brukes for å måle forskjellige tilstander i et borehull inkludert én eller flere av følgende egenskaper: Trykk, temperatur, kjemisk innhold, saltinnhold, væskemotstand, gassinnhold, væskestrømningshastighet, væskekapasitans, partikkelkonsentrasjon osv. Sensorene 102 koples sammen med en elektrisk kabel 108 til en induktiv koplingsdel 112. I eksempler i henhold til fig. 1A, plasseres sensorene 102 og kabelen 108 langs en ytre overflate av røret 110 med indre løp og som væske kan strømme gjennom (og som et intervensjonsverktøy kan kjøres gjennom).
[0017] Fig. 1A viser også isolasjonspakninger 114 og 116 (for å gi hydraulisk isolasjon) som festes mellom den ytre overflaten til røret 110 og veggen til lateral A, for å gi forseglede ringromsoner 118. Fig. 1A viser også et annet tetningselement 120 som er plassert i hullet ovenfor produksjonspakning 114 - retningselementet 120 og produksjonspakningen 114 gi en annen forseglet ringromssone 122. Tetningselementet 120 plasseres på en borekile 136. Borekilen 136 er en innretning som muliggjør avbøyning av verktøy inn i en lateral gren som f.eks. lateral B i fig. 1A. Røret 110 er koplet til nedenfor borekilen 136.
[0018] Isolasjonspakningene 114 og 116 og tetningselementet 120 gir en effektiv segmentert komplettering i lateral A som inkluderer flere segmenter for flere respektive soner.
[0019] Sensorene 104 kan være formasjonskontaktsensorer som er sensorer som plasseres i fysisk kontakt med en formasjonsvegg. Kontaktsensorene 104 kan f.eks. monteres på puter eller en annen mekanisme for å gi fysisk kontakt mellom kontaktsensorene 104 og veggen til den laterale grenen. Eksempler på formasjonskontaktsensorer inkluderer én eller flere av følgende: Akustisk sensor, geofon-, hydrofon-, mikrosensitivitetssensor, elektromagnetisk sensor, trykksensor, spenningssensor, gammastråledetektor, elektrisk dipolmålesensor osv. I andre eksempler kan én eller flere av sensorene 104 i tillegg inkludere et sendeelement eller i forskjellige eksempler, én eller flere av sensorene 104 kan erstattes med bare én signalemitter. Eksempler på signalemittere inkluderer en elektromagnetisk emitter, en seismisk kilde, en akustisk emitter osv.
[0020] Formasjonskontaktsensorene 104 kan brukes til å detektere signaler fra den tilgrensende formasjonen (formasjonen som tilgrenser eller som omgir lateral A). En gruppering av kontaktsensorene 104 (eller et arrangement av diskrete kontaktsensorer 104) kan brukes til å lage et tomografisk bilde av mediet i den tilgrensende formasjonen. Formasjonskontaktsensorene 104 kan også brukes til å detektere signaler som emitteres fra en annen lateral som f.eks. lateral B. På denne måten kan det dannes et tomografisk bilde av formasjonen mellom laterale grener.
[0021] Formasjonskontaktsensorene 104 kan også koples til kabelen 108. Til tross for at det ikke vises, kan strømningsreguleringsinnretningene 106 også koples til kabelen 108. Kabelen 108 kan føres gjennom gjennomføringsbanene i produksjonspakningene 114 og 116.
[0022] Den induktive koplingsdelen 112 plasseres ved siden av en annen induktiv koplingsdel 124. Den induktive koplingsdelen 124 monteres på en foring 101 som forer en del av brønnen som avbildes i fig. 1A. En foring er en foringsstruktur som brukes til å fore en vegg i en brønn. Termen "foring" kan henvise til et foringsrør (som strekker seg til jordoverflaten) eller til en foring nede i borehullet som ikke strekker seg til jordoverflaten.
[0023] Den proksimale plasseringen av de induktive koplingsdelene 112 og 124 gjør at de induktive koplingsdelene kan kommunisere induktivt med hverandre. I noen eksempler er den induktive koplingsdelen 124 en induktiv hunnkoplingsdel som gir en indre boring hvor den induktive koplingsdelen 112 (f.eks. en induktiv hannkoplingsdel) kan plasseres for å rette inn de induktive koplingsdelene 112 og 124. Sammen danner de induktive koplingsdelene 112 og 124 en induktiv kopling.
[0024] En induktiv kopling utfører kommunikasjon ved bruk av induksjon. Induksjon involverer overføring av et tidsendrende elektromagnetisk signal eller kraft som ikke er avhengig av en lukket elektrisk krets, men istedet utfører overføringen trådløst. Dersom f.eks. en tidsendrende strøm sendes gjennom en spole, er en konsekvens av tidsvariasjonen at et elektromagnetisk felt genereres i mediet som omgir spolen. Dersom en andre spole plasseres inn i vedkommende elektromagnetiske felt, kan en spenning genereres på den andre spolen som henvises til som den induserte spenningen. Effektiviteten av denne induktive koplingen øker generelt ettersom spolene til den induktive koplingen plasseres nærmere hverandre.
[0025] Som videre vist i fig. 1A, koples den induktive hunnkoplingsdelen 124 på foringen 101 til en elektrisk kabel 126 som strekker seg over den induktive hunnkoplingsdelen 124 utenfor foringen 101 til en annen induktiv hunnkoplingsdel 128 som monteres på foringen 101. Den induktive hunnkoplingsdelen 128 kan koples induktivt til en induktiv koplingsdel 130 som kan være en induktiv hannkoplingsdel som plasseres på en lavere del av et kompletteringsrør 132. Den induktive hannkoplingsdelen 130 på kompletteringsdelen 132 kan rettes inn med (plasseres ved siden av) foringen til den induktive hunnkoplingsdelen 128 når kompletteringsrøret 132 senkes ned i brønnen og plasseres i målstilling.
[0026] Kompletteringsrøret 132 har et indre rør som brukes til å utføre væskeinjeksjon eller -produksjon. Verktøy kan også sendes gjennom det indre løpet i kompletteringsrøret 132. Den induktive koplingsdelen 130 i kompletteringsrøret koples deretter til en elektrisk kabel 134 som vanligvis løper langs en ytre overflate av kompletteringsrøret 132. Kabelen 134 kan i noen eksempler strekke seg til jordoverflateutstyret. I andre eksempler kan kabelen 134 strekke seg til en annen komponent (som f.eks. en regulator nede i borehullet) som sitter i brønnen, men som er lenger oppe i borehullet enn den induktive koplingsdelen 130 til kompletteringsrøret.
[0027] Kablene og de induktive koplingsdelene brukes til overføring av kraft og til datatelemetri. Kraft kan tilføres fra et sted oppe i borehullet (f.eks. jordoverflateutstyr eller en regulator nede i borehullet) gjennom de forskjellige kabler og induktive koplingsstykker som avbildes i fig. 1A til sensorer og strømningsreguleringsinnretninger i lateral A. Kommandoer til å aktivere (åpne eller lukke) strømningsreguleringsinnretningene 106 kan også tilføres fra et sted oppe i borerøret til strømningsreguleringsinnretningene 106 gjennom forskjellige kabler og induktive koplingsstykker. Data som samles inn av sensorene 102 og 104, kan kommuniseres over kablene og de induktive koplingsstykkene til et sted oppe i borehullet.
[0028] I foregående drøftelse ble det henvist til induktive koplingsdeler og elektriske kabler for å kople sammen forskjellige komponenter. I andre eksempler kan, i tillegg til induktive koplingsdeler eller istedenfor induktive koplingsdeler, andre typer koplingsdeler plasseres inkludert optiske koplingsdeler og hydrauliske koplingsdeler. Optiske koplingsdeler plasseres for å muliggjøre optisk kommunikasjon mellom komponenter. Optiske koplingsdeler kan f.eks. inkludere optiske linser og andre optiske elementer for å muliggjøre kommunikasjon av optiske signaler mellom de optiske koplingsdelene etter at de rettes inn i forhold til hverandre. Dersom det finnes optiske koplingsdeler, kan optiske kabler (inkludert én eller flere optiske fibre) brukes istedenfor eller i tillegg til de elektriske kablene som avbildes i fig. 1A.
[0029] I andre eksempler kan hydrauliske koplingsdeler skaffes som kan inkludere hydrauliske porter og hydrauliske væskepassasjer som tetningsmessig griper inn i hverandre etter at de hydrauliske delene rettes inn i forhold til hverandre. I slike eksempler kan hydrauliske kontrolledninger brukes istedenfor eller i tillegg til de elektriske kablene og/eller optiske kablene.
[0030] Dersom hydraulisk kommunikasjon er aktivert, kan aktivering av hydromekaniske innretninger utføres ved å bruke hydraulisk trykk som skapes av en trykkilde (som f.eks. på jordoverflaten). I tillegg er distribusjon av injiserte væsker - hydrauliske væsker eller kjemikalier - mulig, som f.eks. å injisere sporstoff, kjemiske midler for å forbedre væskegjenvinning, nanopartikler osv. Injeksjonshastigheten og stedet hvor væsken fortrenges, kan reguleres fra overflaten eller selektivt plasseres ved bruk av en overflateregulert ventil som er koplet til injeksjonsledningen inne i hvert brønnsegment.
[0031] I noen eksempler kan et hydraulisk koplingsstykke inkludere en hydraulisk hunnkoplingsdel montert på foringen og en hydraulisk hannkoplingsdel som er rettet inn inne i den hydrauliske koplingsdelen. Innretningene i en lateral gren kan deretter reguleres med hydraulisk kraft og signaler.
[0032] I påfølgende drøftelse henvises det til induktive koplingsdeler og elektriske kabler. Vær imidlertid oppmerksom på at teknikker eller mekanismer i henhold til noen implementeringer, kan også brukes i arrangementer som benytter optiske koplingsdeler eller hydrauliske koplingsdeler istedenfor eller i tillegg til induktive koplingsdeler.
[0033] I drift, i henhold til noen eksempler, kan injeksjonsvæske (f.eks. flytende stoffer, faste stoffer, kjemikalier, polymerer, sement, nanopartikler, gass, syrer, damp osv.) strømme gjennom det indre løpet til kompletteringsrøret 132 (indikert med piler 138) og inn i lateral B. Et foringsvindu 103 (en åpning i foringen 101) dannes (som f.eks. ved fresing) for å muliggjøre kommunikasjon mellom lateral B og hovedborehullet. De injiserte væskene injiseres fra lateral B og inn i formasjonen ved siden av (indikeres med piler 139).
[0034] Sensorene 102 og 104 i lateral A kan overvåke væskefronten i formasjonen på grunn av væskeinjeksjonen fra lateral B. I noen eksempler kan disse sensorene også kombineres med transceivere og/eller et evalueringsverktøy i den laterale injeksjonsgreien (lateral B) for å skaffe et krysslateralt tomografisk bilde. Målingsdata innsamlet med sensorene 102 og 104, kan kommuniseres over kabelen 108 til det første induktive koplingesstykket dannet av delene 112 og 124. De målte data kommuniseres av dette induktive koplingsstykket over kabelen 126 til det andre induktive koplingsstykket dannet av induktive koplingsdeler 130 og 128. Deretter kommuniserer denne andre induktive koplingsdelen de målte dataene over kabelen 134 til et sted oppe i borehullet (f.eks. jordoverflateutstyr eller en regulator nede i borehullet).
[0035] Strømningsregulatorinnretningene 106 kan aktiveres selektivt mellom åpen og lukket stilling som respons på kommandoer som mottas over kablene og de induktive koplingsdelene i fig. 1 A. Til tross for at det ikke er eksplisitt avbildet i fig. 1A, kan strømningsregulatorinnretningene 106 koples til kabelen 108 for at kommandoer som sendes fra et sted oppe i borehullet (f.eks. jordoverflateutstyr eller en regulator ned i borehullet), kan kommuniseres til
strømningsreguleringsinnretningene 106 for å regulere aktivering av strømningsreguleringsinnretningene. I noen eksempler, i sammenhenger hvor
injeksjonsvæske injiseres i lateral B, kan strømningsreguleringsinnretningene 106 åpnes selektivt for å muliggjøre produksjon av væsker, skjøvet av de injiserte væskene, inn i det indre løpet av røret 110 i lateral A. Denne handlingen med å muliggjøre væskeproduksjon inn i det indre løpet av rør 110 kan forbedre fortrengningen av væskene fra én lateral gren til en annen lateral gren eller kan brukes til å rense opp nær-borehullsvæsker som kan være skadelige for fortrengningsprosessen.
[0036] Strømningsreguleringsinnretningene 106 kan brukes til å forbedre kontrasten til væskefronten i formasjonen mellom lateralene (A og B) eller kan brukes til å introdusere spesielle kjemikalier eller behandlinger inn i formasjonen som omgir lateral B for bestemte formål.
[0037] Istedenfor de aktive strømningsreguleringsinnretningene 106 som avbildes i fig. 1A (hvor strømningsreguleringsinnretningene 106 kan aktivt kontrolleres), kan passive strømningsreguleringsinnretninger brukes i stedet, der en passiv strømningsreguleringsinnretning eksempelvis kan inkludere en blendestruper, dyse eller kanal. Væskestrømning gjennom en passiv strømningsreguleringsinnretning er basert på differensielt trykk tvers over blendetruperen, dysen eller kanalen. (I en passiv strømningsreguleringsinnretning finnes det ikke noe aktiverbart element som er innstillbart mellom en åpen stilling og en lukket stilling).
[0038] I påfølgende drøftelse, til tross for at det gjøres henvisning til aktive strømningsreguleringsinnretninger, bemerkes det at passiv strømningsregulering kan i noen eksempler brukes istedet.
[0039] I et annet eksempel på bruk, istedenfor å injisere væske inn i lateral B, kan væske injiseres i lateral A, med strømningsreguleringsinnretningene 106 selektivt åpnet for å la de injiserte væskene passere inn i de respektive ringromsområdene 118 og 122 for å strømme inn i den tilgrensende formasjonen. Injeksjon av væsker fra lateral A inn i den tilgrensende formasjonen forårsaker væskeproduksjon inn i lateral B hvor væske kan strømme fra lateral B til kompletteringsrøret 132 (i en retning motsatt av retningen til pilene 138). I slike eksempler kan sensorere 102 og 104 brukes til å overvåke væskefronten som produseres inn i en produksjonslateral (lateral B).
[0040] På denne måten kan følgende typiske bruksområder fremskaffes av arrangementet i fig. 1A: Deteksjon og kontroll av kjemisk injeksjonsfront. Deteksjon av wormholding (snekkehull)-gjennomføring fra en matrisesyrebehandling. Overvåkning av frakturgjennomføring. Samsvarsbehandlingsgjennomføring inn i brudd. Plassering av sammenklumpede nanopartikler eller faste materialer inne i formasjon mellom lateraler osv.
[0041] Fig. 1B illustrerer et eksempel på et arrangement som er likt fig. 1 A, bortsett fra noen få modifikasjoner. Komponenter i fig. 1B som er identiske til komponenter i fig. 1 A, deler de samme referansenumrene. I fig. 1B kjøres et evalueringsverktøy 140 som bæres på en bæreledning 142 (f.eks. vaierledning, glatt ståltrå, spiralrør osv.) eller som bæres av en trekkvogn nede i borehullet, ned gjennom det indre løpet til kompletteringsrøret 132 og ledes av borekilen 136 inn i lateral B. I henhold til fig. 1B kan den lavere enden av kompletteringsrøret forsynes med en inngangsleder 144 for å gi lettere å hente evalueringsverktøyet 140 tilbake inn i kompletteringsrøret 132.
[0042] Evalueringsverktøyet 140 kan inkludere signalemittere, sensorer eller transceivere for å sende og motta signaler, inkludert elektriske signaler, elektromagnetiske signaler, seismiske signaler, akustiske signaler, kjernesignaler osv.
[0043] I drift kan signalemittere i evalueringsverktøyet 140, i henhold til noen eksempler, brukes til å emittere signaler som sendes inn i formasjonen mellom lateral A og B. Disse emitterte signalene kan detekteres av sensoren 102 og/eller 104 i lateral A.
[0044] I andre eksempler kan signalemittere i lateral A brukes til å emittere signaler som forplantes gjennom formasjonen mellom lateral A og B. De forplantede signalene kan detekteres av sensorer i evalueringsverktøyet 140. Sensorene til evalueringsverktøyet 140 kan brukes til å detektere en egenskap av formasjonen mellom lateral A og B eller til å måle en egenskap i lateral B. I tillegg kan sensorene til evalueringsverktøyet 140 brukes til å ta prøver av væsker (og utføre kjemisk deteksjon) på forskjellige steder i lateral B.
[0045] Forutsatt at væskene i formasjonen mellom lateral A og B har en fysisk kontrast (som f.eks. motstandsdyktighet, ledeevne osv.), kan fronten av væsker mellom de to lateralene eller som omringer den produserende lateral avledes fra målinger ved kombinasjonen av sensorene i lateral A og sensorene i evalueringsverktøyet i lateral B.
[0046] I andre eksempler kan signaler som emitteres av emittere av akustiske, elektromagnetiske, gammastråling eller andre slike fysiske emisjoner, brukes for å kunne belyse en underjordisk formasjon nedenfor et foringspunkt slik at evalueringssverktøy kan detektere fysisk overføring av slike signaler gjennom de forskjellige lag i formasjonen. Dette konseptet kan brukes til å hjelpe i målinger foran en borekrone, som f.eks. en borekrone på en borestreng som er plassert i lateral B.
[0047] Fig. 1C viser en annen variant av fig. 1A a-arrangementet. I fig. 1C utelates de induktive koplingsdelene 128 og 130 i fig. 1A. I eksempler i henhold til fig. 1C løper en elektrisk kabel 150 fra den induktive koplingsdelen 124 til et sted oppe i borehullet (f.eks. utstyr på jordoverflaten eller en regulator nede i borehullet). Den elektriske kabelen 150 kan kjøres utenfor foringen 101.
[0048] I de forskjellige konfigurasjonene som beskrives i dette dokumentet, kan elektriske transceivere plasseres i utstyret til den laterale grenen for å emittere høy elektromagnetisk energi og/eller mikrobølge for å kunne utløse visse kjemikalier i sement eller polymer eller andre egnede materialer for å endre tilstand. F.eks. kan mikrobølgeenergi brukes til å herde en epoksitetning bak foringen eller å bryte innkapsling i sement for å aktivere herding.
[0049] Andre innretninger som kan brukes, inkluderer grupperinger av sensorer for overvåkning av foringskorrosjon, katodebeskyttelsesterminaler bak en foring osv.
ARRANGEMENTSTYPE NR. 2
[0050] Fig. 2A-2C avbilder brønnutstyr i henhold til arrangementstype nr. 2. Generelt inkluderer arrangementstype nr. 2 en lateral injeksjonsgren (lateral A) og en separat lateral produksjonsgren (lateral B) for å muliggjøre samtidig væskeinjeksjon og produksjon.
[0051] Fig. 2A illustrerer et arrangement av brønnutstyr som kan konfigureres til å muliggjøre samtidig produksjon og injeksjon fra forskjellige laterale grener, mens overvåkningsoperasjoner kan detekterere væske gjennom en formasjon mellom de laterale grenene. Fig. 2A illustrerer den segmenterte reguleringen av injiserte væsker i lateral A med en åpen lateral produksjonsgren (lateral B) for å muliggjøre innføring av evalueringsinsverktøyene. I fig. 2A er lateral B latt være åpen som muliggjør intervensjon av forskjellige levalueringsutstyr for å detektere væskestrøm innen i den laterale grenen eller å detektere signaler til eller fra sensorer/transceivere i injeksjonslateralen. I andre eksempler kan lateral B være foret med en foring.
[0052] Utstyret i lateral A er nesten likt utstyret i lateral A i fig. 1 A, og deler derfor de samme referansenumrene. I den laterale injeksjonsgrenen (lateral A) reguleres injiserte væsker ved å bruke elektrisk (eller hydraulisk) aktiverte strømningsreguleringsinnretninger 106, og isolasjonspakninger 114 og 116 forårsaker at injiserte væsker tilføres forhåndsbestemte steder inne i den laterale injeksjonsgrenen. Dette injeksjonsarrangementet kan endres når som helst i løpet av brønnens levetid ved å manipulere én eller flere av strømningsreguleringsinnretningene. Sensorene og/eller transceiverne som plasseres i den laterale injeksjonsgrenen (lateral A), muliggjør føling av væskene i den laterale injeksjonsgrenen samt føling av væskefrontbevegelse mellom de to laterale grenene.
[0053] To rørstrenger, en "lang" rørstreng 202 og en "kort" rørstreng 204 plasseres i hovedborehullet 125 i fig. 2A . Den lange rørstrengen 202 og den korte rørstrengen 204 strekker seg gjennom en dobbelpakning 206 som er stilt inn i hovedborehullet 125 mot foringen 101. Dobbelpakningen 206 har boringer som den lange rørstrengen 202 og den korte rørstrengen 204 kan strekke seg gjennom. I tillegg har dobbeltpakningen 206 en gjennommatingsbane som den elektriske kabelen 134 kan strekke seg gjennom som vist i fig. 2A.
[0054] I noen eksempler strekker den lange rørstrengen 202 seg gjennom hovedborehullet 125 inn i lateral B. Den korte rørstrengen 204 strekker seg gjennom dobbelpakningen 206 til et sted i hovedborehullet 125 like nedenfor dobbelpakningen 206. Den lange rørstrengen 202 kan brukes til væskeproduksjon, mens den korte rørstrengen 204 kan brukes til væskeinjeksjon. I forskjellige eksempler kan den lange rørstrengen 202 brukes til væskeinjeksjon, mens den korte rørstrengen 204 kan brukes til væskeproduksjon.
[0055] I andre eksempler, istedenfor å bruke rørstrengene 202 og 204 som er plassert side ved side for å utføre samtidig injeksjon og produksjon, kan i stedet to konsentriske rør brukes (med et andre rør arrangert konsentrisk rundt et første rør). Et indre løp i det første røret kan brukes som injeksjonsvæskebane, mens ringromsområdet mellom det første og andre røret kan brukes som produksjonsvæskebane eller omvendt. I ytterligere eksempler kan væsker pumpes ned i ringrommet mellom røret 202 og foringen 101.
[0056] Den korte rørstrengen 204 har en åpning som er nedenfor pakningen 206 i borehullet, slik at væske som injiseres gjennom den korte rørstrengen 204, injiseres i et ringromsområde rundt den lange rørstrengen 202. Væske som produseres inn i lateral B, strømmer inn i det indre løpet til den lange rørstrengen 202, som indikert av pilene 208. Den produserte væsken kan passere gjennom den lange rørstrengen 202 til et sted oppe i borerøret som f.eks. jordoverflaten eller et annet sted oppe i borehullet.
[0057] Som videre vist i fig. 2A, kan isolasjonspakningene 218 og 220 plasseres mellom den lange rørstrengen 202 og veggen til lateral B for å gi hydraulisk isolasjon. Ved å bruke de forskjellige tetningselementene som avbildes i fig. 2A, isoleres injeksjonsvæskebanen og produksjonsvæskebanen fra hverandre.
[0058] Som ved implementeringen i fig. 1A monteres foringen 101 med den induktive hunnkoplingsdelen 128. En induktiv hannkoplingsdel 210 monteres på den lange rørstrengen 202. Den induktive hannkoplingsdelen 210 kan ha en gjennomstrømningspassasje 212 hvor den injiserte væsken som strømmer fra den korte rørstrengen 204, kan passere (som indikert av pilene 225). Den injiserte væsken passerer gjennom gjennomstrømningspassasjen 212 til den induktive hannkoplingsdelen 210 og inn i det indre løpet 110 som er i lateral A. Den induktive hannkoplingsdelen 210 kan henvises til som en gjennomstrømningsinduktiv hannkoplingsdel.
[0059] Når strømningsreguleringsinnretningene 106 på røret 110 åpnes, kan de injiserte væskene passere gjennom strømningsreguleringsinnretningene 106 inn i formasjonen ved siden av som indikert av 214. De injiserte væskene skyver væsker i formasjonen inn i lateral B som produksjonsvæsker (som indikert av pilene 216).
[0060] Fig. 2A viser også et evalueringsverktøy 222 (som kan være nesten likt evalueringsverktøyet 140 i fig. 1B) som bæres på en bæreledning 224 (eller av en trekkvogn). Evalueringsverktøyet 222 i lateral B kan samvirke med utstyret i lateral A for å utføre evaluering tvers over brønnen.
[0061] Fig. 2B viser et annet eksempel på et arrangement som er nesten likt arrangementet i fig. 2A, unntatt at i fig. 2B har den lange rørstrengen 202 i fig. 2A blitt forlenget med en annen rørstrengdel 230 i lateral B. I fig. 2B utelates evalueringsverktøyet 222 i fig. 2A. I stedet har rørstrengdelen 230 forskjellige sensorer 232 på utsiden av rørdelen 230 samt formasjonskontaktsensorer 234. Sensorene 232 og 234 er nesten like sensorene 102 og 104 i lateral A drøftet ovenfor i forbindelse med fig. 1A.
[0062] Sensorene 232 og 234 er koplet til en elektrisk kabel 236. Den elektriske kabelen 236 kan føres gjennom baner i isolasjonspakningene 238 og 240 som er festet til rørdelen 230 for å isolere respektive soner i lateral B. I tillegg kan kabelen 236 strekke seg gjennom isolasjonspakningene 218 og 220, og gjennom væskepassasjen 212 i den induktive koplingsdelen 210 og gjennom dobbelpakningen 206 til et sted oppe i borehullet som f.eks. jordoverflaten eller et annet sted oppe i borehullet.
[0063] Rørstrengdelen 230 har også strømningsreguleringsutstyr 235 (lik strømningsreguleringsutstyret 106 i lateral A). I fig. 2B plasseres begge lateraler A og B med segmentert regulering for injeksjons- og/eller produksjonsoperasjoner. Den segmenterte reguleringen oppnås ved bruk av isolasjonspakningene som avbildes i fig. 2B samt utstyret med flere strømningsreguleringer (235 og 106) for strømningsregulering i de respektive forskjellige sonene med isolasjonspakninger.
[0064] Fig. 2C viser et annet eksempel på et arrangement som er en variant av arrangementet i fig. 2B. Arrangementet i fig. 2C har en annen induktiv hunnkoplingsdel 250 som er montert på foringen 101. I tillegg er en induktiv hannkoplingsdel 252 plassert ved siden av den induktive hunnkoplingsdelen 250. Den induktive hannkoplingsdelen 252 har en ringromsstrømningspassasje 254 som injeksjonsvæsker kan passere gjennom. I henhold til fig. 2C er den elektriske kabelen 236 fra lateral B koplet til den induktive hunnkoplingsdelen 252 (istedenfor til et sted oppe i borehullet som i fig. 2B). Den induktive koplingsdelen 250 til foringen er koplet til kabelen 126 som også er koplet til den induktive koplingsdelen 128 til foringen. Ved å tilføye de induktive koplingsdelene 250 og 252 i arrangementet i fig. 2C kan den dedikerte kabelen 236 i fig. 2B som strekker seg til jordoverflaten, utelates. I stedet kan kommunikasjonen mellom utstyret i lateral B og et sted oppe i borehullet bruke de induktive koplingene som avbildes i fig. 2C.
[0065] Fig. 2C bruker også et "straddle"-rør 260 som samkopler en lang rørstreng 262 og rørstrengdelen 230. "Straddle"-røret 260 er utformet for å kople den lange rørstrengen 262 hydraulisk til rørstrengdelen 230 i lateral B. En serie med produksjonspakninger, som f.eks. v-pakninger, gummistålbrikker eller andre liknende tetninger, kan gi hydraulisk integritet i koplingene mellom "straddle"-røret 260 og den lange produksjonsstrengen 262 og rørstrengdelen 230. "Straddle"-røret 260 kan konfigureres til å kjøres og låses inn en nippelprofil som bruker er bærerledning eller en trekkvogn. Bruk av "straddle"-røret 260 letter installasjonen av den laterale produksjonsrørdelen 230 siden "Straddle"-røret 260 avkopler rørstrengsdelen 230 fra den lange rørstrengen 262 når rørstrengdelen 230 installeres. Etter at rørstrengdelen 230 er installert, kan "straddle"-røret 260 kjøres og settes på plass.
[0066] Ved å bruke eksemplet på arrangementer som avbildes i fig. 2A-2C og som er i henhold til arrangementstype nr. 2, kan forskjellige funksjoner fremskaffes. Arrangementstypen nr. 2 kan f.eks. muliggjøre samtidig injeksjon og produksjon av væsker i en multilateral brønn slik at det fremskaffes en dedikert lateral injeksjonsgren og en dedikert lateral produksjonsgren. Arrangementstypen nr. 2 muliggjør også istallasjonen av permanente overvåkningsinnretninger som f.eks. sensorer og/eller transceivere i én eller begge de laterale grenene til den multilaterale brønnen. Disse overvåkningsinnretningene (enten de er kombinert med evalueringsverktøy eller ikke) kan utføre evaluering tvers over brønnen mellom laterale grener.
[0067] Til tross for at fig. 2A-2C viser lateral A som en lateral injeksjonsgren og lateral B som den laterale produksjonslønnen, kan lateral B være den laterale injeksjonsgrenen i andre eksempler mens lateral A kan være den laterale injeksjonsgrenen.
ARRANGEMENTSTYPE NR. 3
[0068] Fig. 3A-3D avbilder et eksempel på brønnutstyr i henhold til arrangementstype nr. 3. Generelt inkluderer arrangementstypen nr. 3 en lateral overvåkningsgren, en lateral injeksjonsgren og en lateral produksjonsgren. Den laterale overvåkningsgrenen brukes til å utføre overvåkning av væskestrøm inn i formasjonen mellom en lateral injeksjonsgren og en lateral produksjonsgren i en multilateral brønn. Et slikt arrangement kan brukes for tidlige injeksjonspiloter hvor konstruksjonen av mange brønner kan baseres på suksessen til denne piloten. Dette kan være nyttig i fjerntliggende eller miljømessig følsomme områder, i undersjøiske bruk eller i høyawiksboring eller bruk offshore hvor kostnaden og/eller vedtekter eller risikoer kan være relativt høye.
[0069] Som vist i fig. 3A muliggjør et arrangement med en lateral injeksjonsgren (lateral C), en lateral produksjonsgren (lateral A) og en lateral overvåkningsgren (lateral B), samtidig produksjon og injeksjon av væsker i forskjellige laterale grener, mens det gir en dedikert lateral overvåkningsbrønn. Stillingen til den laterale overvåkningsbrønnen er tilfeldig med hensyn til de laterale injeksjons- og produksjonsgrenene, men kan fremskaffes ved å muliggjøre relativt effektiv overvåkning av væskeposisjonen inne i formasjonen mellom de laterale injeksjons-og produksjonsgrenene.
[0070] Fig. 3A viser et eksempel hvor den laterale injeksjonsgrenen (lateral C) inkluderer en injeksjonsrørstreng 302 som inkluderer passive
strømningsreguleringsinnretninger (f.eks. strupingsblender, dyser, kanaler). De
passive strømningsreguleringsinnretningene som er plassert langs rørstrengen 302, muliggjør injeksjon (eller produksjon) av væsker langs lengden av rørstrengen 302. I sammenheng med væskeinjeksjon, passerer injeksjonsvæsken (indikeres av pilene 304 i det indre løpet av rørstrengen 302) gjennom blenderstrupinger, dyser eller kanaler i de passive strømningsreguleringsinnretningene på en måte hvor væskestrømmen fra inne i det indre løpet av rørstrengen 302 (som indikeres av pilene 306) avgjøres basert på differensialtrykket mellom det indre løpet og utsiden av rørstrengen 302. I andre implementeringer, i stedet for å bruke passive strømningsreguleringsutstyr, kan aktive strømningsreguleringsinnretninger (f.eks regulert med elektriske kommandoer, trykkpulskommandoer eller RFID (radiofrekvens-ID)-merking pumpes inn med f. eks. injiserte væsker) brukes.
[0071] Rørstrengen 302 strekker seg inn i lateral C til et sted 308 nærmere knutepunktet med et hovedbrønnhull 310. En isolasjonspakning 312 plasseres på den øvre delen av rørstrengen 302 for å gi væskeisolasjon mellom lateral C og hovedborehullet 310. I tillegg plasseres isolasjonspakningene 314, 316 og 318 langs rørstrengen 302 for å isolere de respektive sonene (som isoleres fra hverandre) i lateral C.
[0072] Injeksjonsvæske som strømmer gjennom hovedborehullert 310 langs en ringromsbane, indikeres med pilen 304. Det finnes en ringromsbane utenfor rørstrengen 324 til hovedborehullet. Injeksjonsvæsken passerer gjennom en strømningspassasje i en induktiv hannkoplingsdel 322 som er montert på rørstrengen 324 i hovedborehullet. Den induktive hannkoplingsdelen 322 er plassert ved siden av en induktiv hunnkoplingsdel 326 som monteres på en foring 328. En elektrisk kabel 330 koples til det induktive hannkoplingsstykket 322 og den elektriske kabelen 330 strekker seg til et sted oppe i borehullet (f.eks. jordoverflaten eller et annet sted oppe i borehullet).
[0073] Den nedre enden av rørstrengen 324 i hovedborehullet griper inn i en tetningsboringspakning 332. Tetningsboringspakningen 332 har en indre tetningsboring hvor den nedre enden av rørstrengen 324 i hovedborhullet kan gripe inn for å tette hydraulisk.
[0074] I tillegg festes et perforert rørledd 334 til tetningsboringspakningen 332. Det perforerte rørleddet 334 har perforeringer i huset til det perforerte rørleddet hvor væsker (f.eks. produksjonsvæsker) kan strømme gjennom disse perforeringene inn i et indre løp i det perforerte rørleddet.
[0075] Det perforerte rørleddet 334 koples til en annen rørdel 336 som strekker seg inn i den laterale overvåkningsgrenen (lateral B). En isolasjonspakning 338 festes rundt rørdelen 338 i lateral B for å isolere lateral B fra hovedborehullet 310. I fig. 3A finnes i tillegg en plugg 340 inne i det indre løpet til rørdelen 336 som blokkerer væskestrøm i det indre løpet i rørdelen 336. Pluggen 340 er hentes frem - henting av pluggen 340 muliggjør væskestrøm gjennom det indre løpet i rørdelen 336 samt utplassering av et verktøy gjennom rørseksjonen 336. Pluggen 340 kan aktiveres hydraulisk med en kontrolledning som kjøres utenfor rørdelen 336 opp til en hydraulisk, våt partnerkopling på 332. Den hydrauliske, våte partnerkoplingen på 332 kan koples hydraulisk til en hydraulisk kontrolledning (ikke vist) som kjøres utenfor rørstrengen 324 til jordoverflaten eller et annet sted oppe i borehullet.
[0076] Som forklart videre nedenfor, etter at pluggen 340 er hentet frem, kan et evalueringsverktøy utplasseres gjennom rørdelen 336 inn i lateral B for å utføre overvåkningsoperasjoner i henhold til forskjellige implementeringer.
[0077] Den laterale produksjonsgrenen (lateral A) inkluderer forskjellig utstyr, inkludert sensorene 342 og 344 som er nesten like sensorene 102 og 104 som ble drøftet ovenfor i forbindelse med fig. 1A. Sensorene 342 og 344 er koplet til en elektrisk kabel 346. Strømningsreguleringsinnretninger 348 er også plassert på et rør 350 inne i lateral A. Den øvre enden av rør 350 er koplet til en borekile 352 som har et tetningselement 354 stilt inn mot foringen 328 for å gi isolasjon mellom lateral A og hovedborehullet 310.
[0078] Den elektriske kabelen 346 er koplet til en induktiv hannkoplingsdel 358 som er montert på røret 350. Den induktive hannkoplingsdelen 358 er inntil en induktiv hunnkoplingsdel 360 som er montert på foringen 328.
[0079] Den induktive hunnkoplingsdelen 360 er koplet til en elektrisk kabel 362 som strekker seg utenfor foringen 328 til den induktive hunnkoplingsdelen 326.
[0080] I drift strømmer injeksjonsvæske inn i lateral C (den laterale injeksjonsgrenen). Injeksjonsvæsken strømmer inn i den tilgrensende formasjonen rundt lateral C som forårsaker at produksjonsvæske strømmer inn i den laterale produksjonsgrenen (lateral A). Strømningsreguleringsinnretningene 348 i utstyret som er plassert i den laterale produksjonsgrenen (lateral A), kan aktiveres selektivt for å regulere produksjonsstrømmen gjennom utvalgte soner.
[0081] For å muliggjøre overvåkning av væskestrøm i formasjonen mellom den laterale injeksjonsgrenen og den laterale produksjonsgrenen kan et evalueringsverktøy plasseres inn i den laterale overvåkningebrønnen (lateral B) som avbildes i fig. 3B.
[0082] Fig. 3B viser arrangementet i fig. 3A, bortsett fra at pluggen 340 i rørdelen 336 er fjernet. I fig. 3B har et evalueringsverktøy 370 (båret av en bæreledning 372 eller av en trekkvogn) utplasseres gjennom rørstrengen 324 i hovedborerøret og gjennom rørdelen 336 inn i lateral B. Evalueringsverktøyet 370 kan utføre evalueringsoperasjoner tvers over brønnen inkludert overvåkning av væskestrøm gjennom formasjonen mellom lateralene C og A.
[0083] Fig. 3C er nesten lik arrangementet i fig. 3A, bortsett fra at den laterale overvåkningsgrenen (lateral B) er plassert mellom den laterale produksjonsgrenen (lateral A) og den laterale injeksjonsgrenen (lateral C). Utstyret i den laterale overvåkningsgrenen (lateral B) er det samme som utstyret som brukes i den laterale produksjonsgrenen (lateral A) som vises i fig. 3A, og derfor gis komponentene de samme referansenumrene.
[0084] Den laterale produksjonsgrenen (lateral A) har en rørstreng 380 som har de respektive sensorene 382 og 384 (nesten like sensorene 102 og 104 i fig. 1A) samt strømningsreguleringsinnretninger 387. Sensorene 382 og 384 og strømningsreguleringsutstyret 387 kan koples til en kabel 385 som kan strekke seg gjennom pakningene 386 og 390 til den induktive hannkoplingsdelen 383 som plasseres inntil den induktiv hunnkoplingsdelen 385 som er montert på foringen 328. En elektrisk kabel 391 kopler sammen de induktive hunnkoplingsdelene 326 og 385.
[0085] Isolasjonspakningene 390 som plasseres på røret 380, skiller isolerte soner. I tillegg plasseres også isolasjonspakningen 386 i en øvre del av rørstrengen 380 i den laterale produksjonsgrenen (lateral A) for å isolere lateral A fra hovedborehullet 310.
[0086] Fig. 3D illustrerer en variant av fig. 3A-arrangementet. I fig. 3D, istedenfor å bruke de passive strømningsreguleringsinnretningene i injeksjonsrørstrengen 302 i fig. 3A, brukes et aktive strømningsreguleringsinnretninger 393 som plasseres langs injeksjonsrørstrengen 388. Den aktivt regulerte rørstrengen 388 kan inkludere forskjellige sensorer 397 og 399 koples til en elektrisk kabel 392. I tillegg er strømningsreguleringsinnretningene 393 koplet til den elektriske kabelen 392 som strekker seg gjennom forskjellige isolasjonspakninger 394 og 395 til den induktive koplingsdelen 322. Strømningsreguleringsinnretningene 393 kan aktiveres selektivt som respons på kommandoer over kabelen 392.
BRØNN-/ LATERAL UTFORMING
[0087] Utformingene av laterale grener kan være avhengig av typen behandling som overvåkes. Én type behandling er blandbar gassinjeksjon hvor gass blandes med andre væsker. Det kan være ønskelig å bruke sensorer i de forskjellige arrangementene som drøftes ovenfor til å detektere væskeutskilling ved naturlig fall (væsker utskilles på grunn av naturlig fall). En lateral gren i en multilateral brønn kan f.eks. utformes til å forlenges vertikalt eller minst ha en vertikal komponent over injeksjonspunktene.
[0088] I et annet eksempel, for injeksjon av kjemiske midler som endrer væskemobilitet inne i en formasjon, kan område-spatiert lateral(e) gren(er) (en lateral gren plassert med mellomrom fra en annen lateral gren) være fordelaktige for å fastslå den viskøse omløpingstendensen til væskene som injiseres. Injeksjon av en mindre viskøs væske kan fortrenge en mer viskøs væske i en formasjon som kan resultere i at det skapes et mønster i et morfologisk ustabilt grensesnitt mellom de to væskene i et porøst medium.
[0089] I noen eksempler kan en lateral gren være av "korketrekker"-typen som "tvinner" seg rundt et hovedinjeksjonsborehull. Dette kan gjøre at sensorer (eller evalueringsverktøy) kan ha deteksjonspunkter over, under og ved radial avstand fra hovedinjeksjonsboringen.
[0090] I et annet eksempel kan en "vandrende" lateral gren brukes hvor retningen og stillingen til denne laterale grenen er utformet til å fokusere overvåknings- (eller emitterings-)utstyr på å undersøke visse aspekter av det intralaterale området som f.eks. et underjordisk område som viser heterogenitet, et område som har en gruppe med bruddgrupper osv.
[0091] Mer generelt kan en bane i en andre lateral gren (i forhold til en første lateral gren) utformes for å muliggjøre innsamling av et ønsket bilde (av væskebevegelse) mellom den første og den andre laterale grenen. De to (eller flere) laterale grenene kan være parallelle, kan være vertikale eller kan være avstandsmessig plassert fra hverandre eller kan ha et mer kompleks relativt arrangement (f.eks. korketrekker eller vandrende som bemerket ovenfor).
[0092] En annen bruk kan involvere å målrette boring av brønnbaner som kan dra fordel av et nivå av reservoar-"belysning" mens det bores. Et eksempel vil være å først bore en første lateral gren inn i, nedenfor eller over en formasjon av interesse. Etter at den er boret, kan en foring stilles inn og visse elektrisk eller hydraulisk drevne innretninger (f.eks. signalemitter(e) og/eller signalmottaker(e)) kan plasseres der. Disse innretningene kan utformes til å emittere elektromagnetiske, akustiske eller andre signaler inn i formasjonen som omgir den laterale grenen. En andre lateral gren kan deretter bores med spesifikke deteksjonsinnretninger som bruker de emitterte signalene fra den første laterale grenen (og/eller emitterte signaler fra et hovedborehull) til å detektere endringer i formasjonen eller væsker inne i den som brønnen har som mål for gjennomføring. Dette kan gjentas for flere lateraler. Ved slik bruk kan følgende utføres, f.eks.: Identifikasjon av leirskifer med rikt organisk innhold i et olje- eller gassfelt, identifisering av forbipasserte hydrokarboner, deteksjon av visse formasjonstyper, identifikasjon av soner med høyt trykk-kontraster, sikker boring av brønner (mens det unngås kollisjon) hvor brønner utformes til å være nærme hverandre osv.
[0093] I beskrivelse ovenfor fremsettes en rekke detaljer for å gi en forståelse av emnet som offentliggjøres i dette dokumentet. Implementeringene kan imidlertid brukes uten noen av eller alle disse detaljene. Andre implementeringer kan inkludere modifikasjoner og variasjoner av detaljene som drøftes ovenfor. Det er meningen at de vedheftede kravene dekker slike modifikasjoner og variasjoner.
Claims (1)
- Det som kreves er:
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161543100P | 2011-10-04 | 2011-10-04 | |
| US13/356,060 US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2012-01-23 | Providing equipment in lateral branches of a well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20121124A1 true NO20121124A1 (no) | 2013-04-05 |
| NO346749B1 NO346749B1 (no) | 2022-12-12 |
Family
ID=47991533
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20121124A NO346749B1 (no) | 2011-10-04 | 2012-10-03 | Plassere utstyr i laterale grener av en brønn |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9249559B2 (no) |
| BR (1) | BR102012025237A2 (no) |
| NO (1) | NO346749B1 (no) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2762672A3 (en) * | 2011-10-09 | 2016-04-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9140102B2 (en) * | 2011-10-09 | 2015-09-22 | Saudi Arabian Oil Company | System for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
| GB2558448B (en) * | 2013-06-20 | 2018-09-26 | Halliburton Energy Services Inc | Device and method for corrosion detection |
| GB2529574B (en) * | 2013-06-20 | 2018-11-21 | Halliburton Energy Services Inc | Device and method for formation evaluation using integrated computational elements |
| US10006269B2 (en) | 2013-07-11 | 2018-06-26 | Superior Energy Services, Llc | EAP actuated valve |
| US9416651B2 (en) | 2013-07-12 | 2016-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Surface confirmation for opening downhole ports using pockets for chemical tracer isolation |
| US10519761B2 (en) * | 2013-10-03 | 2019-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for monitoring in a borehole |
| US10690805B2 (en) | 2013-12-05 | 2020-06-23 | Pile Dynamics, Inc. | Borehold testing device |
| US20150308246A1 (en) * | 2014-04-28 | 2015-10-29 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon recovery process |
| WO2015167933A1 (en) * | 2014-05-01 | 2015-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interwell tomography methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
| US9677388B2 (en) * | 2014-05-29 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Multilateral sand management system and method |
| AU2014400608B2 (en) | 2014-07-10 | 2018-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction fitting for intelligent completion of well |
| CN104234649B (zh) * | 2014-09-02 | 2016-09-28 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种分支井用人字形密封装置下入分腿方法 |
| RU2649711C1 (ru) * | 2014-09-17 | 2018-04-04 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Дефлектор заканчивания для интеллектуального заканчивания скважины |
| GB2570589B (en) * | 2014-12-29 | 2019-11-13 | Halliburton Energy Services Inc | Multilateral junction with wellbore isolation |
| WO2016178684A1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-11-10 | Pile Dynamics, Inc. | Borehole inspecting and testing device and method of using the same |
| BR112018002378A2 (pt) * | 2015-08-06 | 2020-07-07 | Ventora Technologies Ag | método e dispositivo para tratamento sonoquímico de poço e reservatório |
| PL3334900T3 (pl) | 2015-08-14 | 2020-11-16 | Pile Dynamics, Inc. | Urządzenie do testowania odwiertu |
| US9957787B2 (en) * | 2015-10-20 | 2018-05-01 | Lloyd Murray Dallas | Method of enhanced oil recovery from lateral wellbores |
| US10591623B2 (en) * | 2015-12-16 | 2020-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral well sensing system |
| BR112018012667B1 (pt) * | 2016-01-22 | 2023-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc | Método e sistema empregando caminhos condutivos com módulos de segmentação para desacoplar energia e telemetria em um poço |
| US10443355B2 (en) | 2016-09-28 | 2019-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lateral deflector with feedthrough for connection to intelligent systems |
| US11506024B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
| WO2018222197A1 (en) * | 2017-06-01 | 2018-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
| WO2019125409A1 (en) * | 2017-12-19 | 2019-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
| WO2019125410A1 (en) * | 2017-12-19 | 2019-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
| US10927625B2 (en) | 2018-05-10 | 2021-02-23 | Colorado School Of Mines | Downhole tractor for use in a wellbore |
| US11125026B2 (en) | 2018-10-24 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Completing slim-hole horizontal wellbores |
| US10927654B2 (en) | 2019-05-23 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Recovering hydrocarbons in multi-layer reservoirs with coiled tubing |
| US11118443B2 (en) * | 2019-08-26 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Well completion system for dual wellbore producer and observation well |
| US12110768B2 (en) | 2019-11-21 | 2024-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc | Multilateral completion systems and methods to deploy multilateral completion systems |
| AU2020402998B2 (en) | 2019-12-10 | 2025-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with twisted mainbore and lateral bore legs |
| US11692417B2 (en) | 2020-11-24 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Advanced lateral accessibility, segmented monitoring, and control of multi-lateral wells |
| GB2614007B (en) * | 2020-10-02 | 2024-12-25 | Halliburton Energy Services Inc | Method of using hydraulic activation chambers for anchoring downhole equipment |
| AU2022333051A1 (en) | 2021-08-26 | 2024-04-11 | Colorado School Of Mines | System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation |
| US20250092765A1 (en) * | 2023-09-18 | 2025-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control devices for brine production from wellbore |
| US20250122796A1 (en) * | 2023-10-16 | 2025-04-17 | Saudi Arabian Oil Company | Method for deep well testing and permeability determination in different directions |
| US20250327377A1 (en) * | 2024-04-17 | 2025-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore systems for monitoring operations |
Family Cites Families (260)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2214064A (en) | 1939-09-08 | 1940-09-10 | Stanolind Oil & Gas Co | Oil production |
| US2379800A (en) | 1941-09-11 | 1945-07-03 | Texas Co | Signal transmission system |
| US2470303A (en) | 1944-03-30 | 1949-05-17 | Rca Corp | Computer |
| US2452920A (en) | 1945-07-02 | 1948-11-02 | Shell Dev | Method and apparatus for drilling and producing wells |
| US2782365A (en) | 1950-04-27 | 1957-02-19 | Perforating Guns Atlas Corp | Electrical logging apparatus |
| US2797893A (en) | 1954-09-13 | 1957-07-02 | Oilwell Drain Hole Drilling Co | Drilling and lining of drain holes |
| US2889880A (en) | 1955-08-29 | 1959-06-09 | Gulf Oil Corp | Method of producing hydrocarbons |
| US3011342A (en) | 1957-06-21 | 1961-12-05 | California Research Corp | Methods for detecting fluid flow in a well bore |
| US3206537A (en) | 1960-12-29 | 1965-09-14 | Schlumberger Well Surv Corp | Electrically conductive conduit |
| US3199592A (en) | 1963-09-20 | 1965-08-10 | Charles E Jacob | Method and apparatus for producing fresh water or petroleum from underground reservoir formations and to prevent coning |
| US3363692A (en) | 1964-10-14 | 1968-01-16 | Phillips Petroleum Co | Method for production of fluids from a well |
| US3344860A (en) | 1965-05-17 | 1967-10-03 | Schlumberger Well Surv Corp | Sidewall sealing pad for borehole apparatus |
| US3659259A (en) | 1968-01-23 | 1972-04-25 | Halliburton Co | Method and apparatus for telemetering information through well bores |
| US3913398A (en) | 1973-10-09 | 1975-10-21 | Schlumberger Technology Corp | Apparatus and method for determining fluid flow rates from temperature log data |
| US4027286A (en) | 1976-04-23 | 1977-05-31 | Trw Inc. | Multiplexed data monitoring system |
| US4133384A (en) | 1977-08-22 | 1979-01-09 | Texaco Inc. | Steam flooding hydrocarbon recovery process |
| US4241787A (en) | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
| US4415205A (en) | 1981-07-10 | 1983-11-15 | Rehm William A | Triple branch completion with separate drilling and completion templates |
| US4484628A (en) | 1983-01-24 | 1984-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for conducting wireline operations in a borehole |
| FR2544790B1 (fr) | 1983-04-22 | 1985-08-23 | Flopetrol | Methode de determination des caracteristiques d'une formation souterraine produisant un fluide |
| FR2551491B1 (fr) | 1983-08-31 | 1986-02-28 | Elf Aquitaine | Dispositif de forage et de mise en production petroliere multidrains |
| US4559818A (en) | 1984-02-24 | 1985-12-24 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Thermal well-test method |
| US4733729A (en) | 1986-09-08 | 1988-03-29 | Dowell Schlumberger Incorporated | Matched particle/liquid density well packing technique |
| US4850430A (en) | 1987-02-04 | 1989-07-25 | Dowell Schlumberger Incorporated | Matched particle/liquid density well packing technique |
| GB8714754D0 (en) | 1987-06-24 | 1987-07-29 | Framo Dev Ltd | Electrical conductor arrangements |
| US4901069A (en) | 1987-07-16 | 1990-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between a first unit and a second unit and in particular between well bore apparatus and the surface |
| US4806928A (en) | 1987-07-16 | 1989-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface |
| NO180463C (no) | 1988-01-29 | 1997-04-23 | Inst Francais Du Petrole | Anordning og fremgangsmåte for styring av minst to strömningsventiler |
| US4969523A (en) | 1989-06-12 | 1990-11-13 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for gravel packing a well |
| US5183110A (en) | 1991-10-08 | 1993-02-02 | Bastin-Logan Water Services, Inc. | Gravel well assembly |
| US5278550A (en) | 1992-01-14 | 1994-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for retrieving and/or communicating with downhole equipment |
| FR2692315B1 (fr) | 1992-06-12 | 1994-09-02 | Inst Francais Du Petrole | Système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier. |
| US5325924A (en) | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
| US5454430A (en) | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
| US5322127C1 (en) | 1992-08-07 | 2001-02-06 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells |
| US5311936A (en) | 1992-08-07 | 1994-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for isolating one horizontal production zone in a multilateral well |
| US5318122A (en) | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
| US5474131A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
| US5353876A (en) | 1992-08-07 | 1994-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a verticle well and one or more horizontal wells using mandrel means |
| US5318121A (en) | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using whipstock with sealable bores |
| US5477923A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
| US5655602A (en) | 1992-08-28 | 1997-08-12 | Marathon Oil Company | Apparatus and process for drilling and completing multiple wells |
| US5330007A (en) | 1992-08-28 | 1994-07-19 | Marathon Oil Company | Template and process for drilling and completing multiple wells |
| US5458199A (en) | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| US5301760C1 (en) | 1992-09-10 | 2002-06-11 | Natural Reserve Group Inc | Completing horizontal drain holes from a vertical well |
| US5337808A (en) | 1992-11-20 | 1994-08-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Technique and apparatus for selective multi-zone vertical and/or horizontal completions |
| US5269377A (en) | 1992-11-25 | 1993-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Coil tubing supported electrical submersible pump |
| US5462120A (en) | 1993-01-04 | 1995-10-31 | S-Cal Research Corp. | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes |
| US5427177A (en) | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
| FR2708310B1 (fr) | 1993-07-27 | 1995-10-20 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour transmettre des informations relatives au fonctionnement d'un appareil électrique au fond d'un puits. |
| US5388648A (en) | 1993-10-08 | 1995-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
| US5542472A (en) | 1993-10-25 | 1996-08-06 | Camco International, Inc. | Metal coiled tubing with signal transmitting passageway |
| US5457988A (en) | 1993-10-28 | 1995-10-17 | Panex Corporation | Side pocket mandrel pressure measuring system |
| US5398754A (en) | 1994-01-25 | 1995-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock anchor assembly |
| US5435392A (en) | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
| US5411082A (en) | 1994-01-26 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead running tool |
| US5472048A (en) | 1994-01-26 | 1995-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Parallel seal assembly |
| US5439051A (en) | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
| GB9413141D0 (en) | 1994-06-30 | 1994-08-24 | Exploration And Production Nor | Downhole data transmission |
| US5564503A (en) | 1994-08-26 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion |
| US5477925A (en) | 1994-12-06 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
| WO1996023953A1 (en) | 1995-02-03 | 1996-08-08 | Integrated Drilling Services Limited | Multiple drain drilling and production apparatus |
| US5597042A (en) | 1995-02-09 | 1997-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| US6006832A (en) | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| US5730219A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| US5959547A (en) | 1995-02-09 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Well control systems employing downhole network |
| US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
| US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
| US6003606A (en) | 1995-08-22 | 1999-12-21 | Western Well Tool, Inc. | Puller-thruster downhole tool |
| US5787987A (en) | 1995-09-06 | 1998-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Lateral seal and control system |
| US5697445A (en) | 1995-09-27 | 1997-12-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Method and apparatus for selective horizontal well re-entry using retrievable diverter oriented by logging means |
| US5680901A (en) | 1995-12-14 | 1997-10-28 | Gardes; Robert | Radial tie back assembly for directional drilling |
| US5941308A (en) | 1996-01-26 | 1999-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Flow segregator for multi-drain well completion |
| RU2136856C1 (ru) | 1996-01-26 | 1999-09-10 | Анадрилл Интернэшнл, С.А. | Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной (варианты) и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин |
| US6056059A (en) | 1996-03-11 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well |
| US5944107A (en) | 1996-03-11 | 1999-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well |
| US5918669A (en) | 1996-04-26 | 1999-07-06 | Camco International, Inc. | Method and apparatus for remote control of multilateral wells |
| FR2750450B1 (fr) | 1996-07-01 | 1998-08-07 | Geoservices | Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique |
| GB9614761D0 (en) | 1996-07-13 | 1996-09-04 | Schlumberger Ltd | Downhole tool and method |
| GB2315504B (en) | 1996-07-22 | 1998-09-16 | Baker Hughes Inc | Sealing lateral wellbores |
| US5871047A (en) | 1996-08-14 | 1999-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining well productivity using automatic downtime data |
| US5944108A (en) | 1996-08-29 | 1999-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
| US6046685A (en) | 1996-09-23 | 2000-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Redundant downhole production well control system and method |
| US6125937A (en) | 1997-02-13 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well and associated apparatus |
| US5845707A (en) | 1997-02-13 | 1998-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing a subterranean well |
| US5967816A (en) | 1997-02-19 | 1999-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Female wet connector |
| US5871052A (en) | 1997-02-19 | 1999-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole tool deployment with mud pumping techniques |
| US5831156A (en) | 1997-03-12 | 1998-11-03 | Mullins; Albert Augustus | Downhole system for well control and operation |
| US6787758B2 (en) | 2001-02-06 | 2004-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
| EA199900074A1 (ru) | 1997-05-02 | 1999-10-28 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Скважины, в которых используются выполненные на основе оптических волокон первичные преобразователи (датчики) и исполнительные устройства |
| US6281489B1 (en) | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
| US6065209A (en) | 1997-05-23 | 2000-05-23 | S-Cal Research Corp. | Method of fabrication, tooling and installation of downhole sealed casing connectors for drilling and completion of multi-lateral wells |
| US6426917B1 (en) | 1997-06-02 | 2002-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir monitoring through modified casing joint |
| GB9712393D0 (en) | 1997-06-14 | 1997-08-13 | Integrated Drilling Serv Ltd | Apparatus for and a method of drilling and lining a second borehole from a first borehole |
| US5979559A (en) | 1997-07-01 | 1999-11-09 | Camco International Inc. | Apparatus and method for producing a gravity separated well |
| US6079494A (en) | 1997-09-03 | 2000-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing and producing a subterranean well and associated apparatus |
| AU733469B2 (en) | 1997-09-09 | 2001-05-17 | Philippe Nobileau | Apparatus and method for installing a branch junction from main well |
| US6419022B1 (en) | 1997-09-16 | 2002-07-16 | Kerry D. Jernigan | Retrievable zonal isolation control system |
| US5960873A (en) | 1997-09-16 | 1999-10-05 | Mobil Oil Corporation | Producing fluids from subterranean formations through lateral wells |
| US5971072A (en) | 1997-09-22 | 1999-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Inductive coupler activated completion system |
| US5992519A (en) | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
| US6481494B1 (en) | 1997-10-16 | 2002-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for frac/gravel packs |
| US6923273B2 (en) | 1997-10-27 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
| US6119780A (en) | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| EP0927811A1 (en) | 1997-12-31 | 1999-07-07 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | System for sealing the intersection between a primary and a branch borehole |
| US6035937A (en) | 1998-01-27 | 2000-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
| US6065543A (en) | 1998-01-27 | 2000-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
| US6062306A (en) | 1998-01-27 | 2000-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
| US6073697A (en) | 1998-03-24 | 2000-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lateral wellbore junction having displaceable casing blocking member |
| US6173788B1 (en) | 1998-04-07 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Wellpacker and a method of running an I-wire or control line past a packer |
| US6196312B1 (en) | 1998-04-28 | 2001-03-06 | Quinn's Oilfield Supply Ltd. | Dual pump gravity separation system |
| US6079488A (en) | 1998-05-15 | 2000-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral liner tieback assembly |
| GB2337780B (en) | 1998-05-29 | 2001-01-31 | Baker Hughes Inc | Coiled tubing strings |
| US6176308B1 (en) | 1998-06-08 | 2001-01-23 | Camco International, Inc. | Inductor system for a submersible pumping system |
| GB2338253B (en) | 1998-06-12 | 2000-08-16 | Schlumberger Ltd | Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations |
| GB9828253D0 (en) | 1998-12-23 | 1999-02-17 | Schlumberger Ltd | Method of well production control |
| US6076046A (en) | 1998-07-24 | 2000-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Post-closure analysis in hydraulic fracturing |
| US7121352B2 (en) | 1998-11-16 | 2006-10-17 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
| US6354378B1 (en) | 1998-11-18 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for formation isolation in a well |
| US6310559B1 (en) | 1998-11-18 | 2001-10-30 | Schlumberger Technology Corp. | Monitoring performance of downhole equipment |
| US6684952B2 (en) | 1998-11-19 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corp. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
| US6863129B2 (en) | 1998-11-19 | 2005-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for providing plural flow paths at a lateral junction |
| US6568469B2 (en) | 1998-11-19 | 2003-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting a main well bore and a lateral branch |
| US6209648B1 (en) | 1998-11-19 | 2001-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting a lateral branch liner to a main well bore |
| US6318469B1 (en) | 1999-02-09 | 2001-11-20 | Schlumberger Technology Corp. | Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well |
| US6328111B1 (en) | 1999-02-24 | 2001-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Live well deployment of electrical submersible pump |
| RU2146759C1 (ru) | 1999-04-21 | 2000-03-20 | Уренгойское производственное объединение им. С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Способ создания скважинного гравийного фильтра |
| US6173772B1 (en) | 1999-04-22 | 2001-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling multiple downhole tools |
| US6679324B2 (en) | 1999-04-29 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Downhole device for controlling fluid flow in a well |
| OA11882A (en) | 1999-06-03 | 2006-03-28 | Shell Int Research | Method of creating a wellbore. |
| GB9916022D0 (en) | 1999-07-09 | 1999-09-08 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus for determining flow rates |
| US6853921B2 (en) | 1999-07-20 | 2005-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for real time reservoir management |
| US6513599B1 (en) | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
| US6727827B1 (en) | 1999-08-30 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
| GB2364724B (en) | 1999-08-30 | 2002-07-10 | Schlumberger Holdings | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
| US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
| AU782553B2 (en) | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
| US6349770B1 (en) | 2000-01-14 | 2002-02-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Telescoping tool |
| US6980940B1 (en) | 2000-02-22 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corp. | Intergrated reservoir optimization |
| US6302203B1 (en) | 2000-03-17 | 2001-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for communicating with devices positioned outside a liner in a wellbore |
| NO313767B1 (no) | 2000-03-20 | 2002-11-25 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de s |
| US6614229B1 (en) | 2000-03-27 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for monitoring a reservoir and placing a borehole using a modified tubular |
| US6989764B2 (en) | 2000-03-28 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
| US6374913B1 (en) | 2000-05-18 | 2002-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor array suitable for long term placement inside wellbore casing |
| US6577244B1 (en) | 2000-05-22 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular |
| US6457522B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-10-01 | Wood Group Esp, Inc. | Clean water injection system |
| US6360820B1 (en) | 2000-06-16 | 2002-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore |
| US7100690B2 (en) | 2000-07-13 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having an integrated sensor and method for use of same |
| US6554064B1 (en) | 2000-07-13 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a sand screen with integrated sensors |
| US7098767B2 (en) | 2000-07-19 | 2006-08-29 | Intelliserv, Inc. | Element for use in an inductive coupler for downhole drilling components |
| US6848510B2 (en) | 2001-01-16 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Screen and method having a partial screen wrap |
| US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US20020050361A1 (en) | 2000-09-29 | 2002-05-02 | Shaw Christopher K. | Novel completion method for rigless intervention where power cable is permanently deployed |
| US6415864B1 (en) | 2000-11-30 | 2002-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for separately producing water and oil from a reservoir |
| US7222676B2 (en) | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
| RU2171363C1 (ru) | 2000-12-18 | 2001-07-27 | ООО НПФ "ГИСприбор" | Устройство для нагрева скважины |
| US6614716B2 (en) | 2000-12-19 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging for characterizing earth formations |
| GB2371062B (en) | 2001-01-09 | 2003-03-26 | Schlumberger Holdings | Technique for deploying a power cable and a capillary tube through a wellbore tool |
| GB2371319B (en) | 2001-01-23 | 2003-08-13 | Schlumberger Holdings | Completion Assemblies |
| US6533039B2 (en) | 2001-02-15 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corp. | Well completion method and apparatus with cable inside a tubing and gas venting through the tubing |
| US6668922B2 (en) | 2001-02-16 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
| US6561278B2 (en) | 2001-02-20 | 2003-05-13 | Henry L. Restarick | Methods and apparatus for interconnecting well tool assemblies in continuous tubing strings |
| US6510899B1 (en) | 2001-02-21 | 2003-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Time-delayed connector latch |
| US6768700B2 (en) | 2001-02-22 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communications in a wellbore |
| GB2377020B (en) | 2001-04-19 | 2003-08-13 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for generating seismic waves |
| US6911418B2 (en) | 2001-05-17 | 2005-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| GB2376488B (en) | 2001-06-12 | 2004-05-12 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation method and apparatus |
| US6588507B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore |
| GB2414756B (en) | 2001-07-12 | 2006-05-10 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus to monitor, control and log subsea wells |
| US6557630B2 (en) | 2001-08-29 | 2003-05-06 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable |
| DE60210121T2 (de) | 2001-09-07 | 2006-09-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Verstellbare bohrlochsiebanordnung |
| US6857475B2 (en) | 2001-10-09 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for flow control gravel pack |
| GB2381281B (en) | 2001-10-26 | 2004-05-26 | Schlumberger Holdings | Completion system, apparatus, and method |
| US7063143B2 (en) | 2001-11-05 | 2006-06-20 | Weatherford/Lamb. Inc. | Docking station assembly and methods for use in a wellbore |
| NO315068B1 (no) | 2001-11-12 | 2003-06-30 | Abb Research Ltd | En innretning for elektrisk kobling |
| US7000697B2 (en) | 2001-11-19 | 2006-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement apparatus and technique |
| US6789937B2 (en) | 2001-11-30 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method of predicting formation temperature |
| US6695052B2 (en) | 2002-01-08 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for sensing flow related parameters when using an electric submersible pumping system to produce a desired fluid |
| US6856255B2 (en) | 2002-01-18 | 2005-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems |
| US7347272B2 (en) | 2002-02-13 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Formation isolation valve |
| US7894297B2 (en) | 2002-03-22 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for borehole sensing including downhole tension sensing |
| US6675892B2 (en) | 2002-05-20 | 2004-01-13 | Schlumberger Technology Corporation | Well testing using multiple pressure measurements |
| US8612193B2 (en) | 2002-05-21 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Center | Processing and interpretation of real-time data from downhole and surface sensors |
| GB0212015D0 (en) * | 2002-05-24 | 2002-07-03 | Schlumberger Holdings | A method for monitoring fluid front movements in hydrocarbon reservoirs using different types of permanent sensors |
| MXPA04011190A (es) | 2002-05-31 | 2005-07-14 | Schlumberger Technology Bv | Metodo y aparato para evaluacion efectiva de pozo y deposito sin la necesidad de historia de presion de pozo. |
| US20030234921A1 (en) | 2002-06-21 | 2003-12-25 | Tsutomu Yamate | Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor |
| US6758271B1 (en) | 2002-08-15 | 2004-07-06 | Sensor Highway Limited | System and technique to improve a well stimulation process |
| AU2003255294A1 (en) | 2002-08-15 | 2004-03-11 | Sofitech N.V. | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
| US6896074B2 (en) | 2002-10-09 | 2005-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for installation and use of devices in microboreholes |
| US6749022B1 (en) | 2002-10-17 | 2004-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture stimulation process for carbonate reservoirs |
| US7493958B2 (en) | 2002-10-18 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for multiple zone perforating |
| WO2004046503A1 (en) | 2002-11-15 | 2004-06-03 | Schlumberger Surenco Sa | Optimizing well system models |
| GB2395502B (en) | 2002-11-22 | 2004-10-20 | Schlumberger Holdings | Providing electrical isolation for a downhole device |
| US6837310B2 (en) | 2002-12-03 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent perforating well system and method |
| NO318358B1 (no) | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
| GB2408328B (en) | 2002-12-17 | 2005-09-21 | Sensor Highway Ltd | Use of fiber optics in deviated flows |
| US6942033B2 (en) | 2002-12-19 | 2005-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Optimizing charge phasing of a perforating gun |
| US7040402B2 (en) | 2003-02-26 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corp. | Instrumented packer |
| WO2004076815A1 (en) | 2003-02-27 | 2004-09-10 | Schlumberger Surenco Sa | Determining an inflow profile of a well |
| US7397388B2 (en) | 2003-03-26 | 2008-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Borehold telemetry system |
| GB2401430B (en) | 2003-04-23 | 2005-09-21 | Sensor Highway Ltd | Fluid flow measurement |
| US7147060B2 (en) | 2003-05-19 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method, system and apparatus for orienting casing and liners |
| US7296624B2 (en) | 2003-05-21 | 2007-11-20 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure control apparatus and method |
| US6994170B2 (en) | 2003-05-29 | 2006-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control screen assembly having fluid flow control capabilities and method for use of same |
| US6978833B2 (en) | 2003-06-02 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
| US6950034B2 (en) | 2003-08-29 | 2005-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for performing diagnostics on a downhole communication system |
| US7026813B2 (en) | 2003-09-25 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Semi-conductive shell for sources and sensors |
| US7228898B2 (en) | 2003-10-07 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack completion with fluid loss control fiber optic wet connect |
| US7165892B2 (en) | 2003-10-07 | 2007-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fiber optic wet connect and gravel pack completion |
| US20070213963A1 (en) | 2003-10-10 | 2007-09-13 | Younes Jalali | System And Method For Determining Flow Rates In A Well |
| US7040415B2 (en) | 2003-10-22 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole telemetry system and method |
| US7228914B2 (en) | 2003-11-03 | 2007-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless reservoir control systems |
| WO2005064116A1 (en) | 2003-12-24 | 2005-07-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Downhole flow measurement in a well |
| US20050149264A1 (en) | 2003-12-30 | 2005-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well |
| US7210856B2 (en) | 2004-03-02 | 2007-05-01 | Welldynamics, Inc. | Distributed temperature sensing in deep water subsea tree completions |
| GB2428264B (en) | 2004-03-12 | 2008-07-30 | Schlumberger Holdings | Sealing system and method for use in a well |
| US20050236161A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-10-27 | Michael Gay | Optical fiber equipped tubing and methods of making and using |
| GB2415109B (en) | 2004-06-09 | 2007-04-25 | Schlumberger Holdings | Radio frequency tags for turbulent flows |
| US7228900B2 (en) | 2004-06-15 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for determining downhole conditions |
| US7228912B2 (en) | 2004-06-18 | 2007-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system to deploy control lines |
| US7311154B2 (en) | 2004-07-01 | 2007-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Line slack compensator |
| US7224080B2 (en) | 2004-07-09 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea power supply |
| US7201226B2 (en) | 2004-07-22 | 2007-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement system and method |
| GB2416871A (en) | 2004-07-29 | 2006-02-08 | Schlumberger Holdings | Well characterisation using distributed temperature sensor data |
| US7191833B2 (en) | 2004-08-24 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same |
| US7367395B2 (en) | 2004-09-22 | 2008-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control completion having smart well capability and method for use of same |
| US7303029B2 (en) | 2004-09-28 | 2007-12-04 | Intelliserv, Inc. | Filter for a drill string |
| US7532129B2 (en) | 2004-09-29 | 2009-05-12 | Weatherford Canada Partnership | Apparatus and methods for conveying and operating analytical instrumentation within a well borehole |
| US20060077757A1 (en) | 2004-10-13 | 2006-04-13 | Dale Cox | Apparatus and method for seismic measurement-while-drilling |
| US20060086498A1 (en) | 2004-10-21 | 2006-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Harvesting Vibration for Downhole Power Generation |
| US7168510B2 (en) | 2004-10-27 | 2007-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical transmission apparatus through rotating tubular members |
| US7445048B2 (en) | 2004-11-04 | 2008-11-04 | Schlumberger Technology Corporation | Plunger lift apparatus that includes one or more sensors |
| US7353869B2 (en) | 2004-11-04 | 2008-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for utilizing a skin sensor in a downhole application |
| US7481270B2 (en) | 2004-11-09 | 2009-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system |
| US7249636B2 (en) | 2004-12-09 | 2007-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for communicating along a wellbore |
| US7493962B2 (en) | 2004-12-14 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Control line telemetry |
| US7428924B2 (en) | 2004-12-23 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for completing a subterranean well |
| US7413021B2 (en) | 2005-03-31 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and conduit for transmitting signals |
| US8256565B2 (en) | 2005-05-10 | 2012-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool |
| US7543659B2 (en) | 2005-06-15 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Modular connector and method |
| US7373991B2 (en) | 2005-07-18 | 2008-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
| US7316272B2 (en) | 2005-07-22 | 2008-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Determining and tracking downhole particulate deposition |
| US8620636B2 (en) | 2005-08-25 | 2013-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Interpreting well test measurements |
| US8151882B2 (en) | 2005-09-01 | 2012-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to deploy a perforating gun and sand screen in a well |
| US7326034B2 (en) | 2005-09-14 | 2008-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Pump apparatus and methods of making and using same |
| US8584766B2 (en) | 2005-09-21 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Seal assembly for sealingly engaging a packer |
| US7654315B2 (en) | 2005-09-30 | 2010-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, pumping system incorporating same, and methods of protecting pump components |
| US7931090B2 (en) | 2005-11-15 | 2011-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling subsea wells |
| US7775779B2 (en) | 2005-11-17 | 2010-08-17 | Sclumberger Technology Corporation | Pump apparatus, systems and methods |
| US7326037B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Centrifugal pumps having non-axisymmetric flow passage contours, and methods of making and using same |
| US7640977B2 (en) | 2005-11-29 | 2010-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for connecting multiple stage completions |
| US7777644B2 (en) | 2005-12-12 | 2010-08-17 | InatelliServ, LLC | Method and conduit for transmitting signals |
| US7604049B2 (en) | 2005-12-16 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric composites, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
| WO2007072172A1 (en) | 2005-12-20 | 2007-06-28 | Schlumberger Technology B.V. | Method and system for development of hydrocarbon bearing formations including depressurization of gas hydrates |
| US7431098B2 (en) | 2006-01-05 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating a wellbore region |
| US7448447B2 (en) | 2006-02-27 | 2008-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications |
| US7735555B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| GB2468734B (en) * | 2008-01-18 | 2012-08-08 | Halliburton Energy Serv Inc | Em-guided drilling relative to an existing borehole |
| US7784539B2 (en) * | 2008-05-01 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrocarbon recovery testing method |
-
2012
- 2012-01-23 US US13/356,060 patent/US9249559B2/en active Active
- 2012-10-03 BR BRBR102012025237-6A patent/BR102012025237A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-10-03 NO NO20121124A patent/NO346749B1/no unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2762672A3 (en) * | 2011-10-09 | 2016-04-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20130081807A1 (en) | 2013-04-04 |
| US9249559B2 (en) | 2016-02-02 |
| BR102012025237A2 (pt) | 2014-12-02 |
| NO346749B1 (no) | 2022-12-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20121124A1 (no) | Plassere utstyr i laterale grener av en bronn | |
| AU2018200328B2 (en) | Systems and methods for downhole communication | |
| US9140102B2 (en) | System for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well | |
| US8800652B2 (en) | Method for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well | |
| US10122196B2 (en) | Communication using electrical signals transmitted through earth formations between boreholes | |
| US9309761B2 (en) | Communication system for extended reach wells | |
| CN105317422A (zh) | 井下可视探查设备及井下可视探查方法 | |
| US20160076339A1 (en) | Apparatuses and methods for cooling sensor components in hot formations | |
| US10669836B2 (en) | Surface excitation ranging methods and systems employing a ground well and a supplemental grounding arrangement | |
| AU2015387499B2 (en) | Surface excitation ranging methods and systems employing a customized grounding arrangement | |
| MX2014015646A (es) | Exclusor de fluido para diagrafia en lodos de agua. |