[go: up one dir, main page]

NO20121124A1 - Plassere utstyr i laterale grener av en bronn - Google Patents

Plassere utstyr i laterale grener av en bronn Download PDF

Info

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
Application number
NO20121124A
Other languages
English (en)
Other versions
NO346749B1 (no
Inventor
John Algeroy
Stephen Dyer
Marian Faur
Omer Gurpinar
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20121124A1 publication Critical patent/NO20121124A1/no
Publication of NO346749B1 publication Critical patent/NO346749B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E03WATER SUPPLY; SEWERAGE
    • E03BINSTALLATIONS OR METHODS FOR OBTAINING, COLLECTING, OR DISTRIBUTING WATER
    • E03B3/00Methods or installations for obtaining or collecting drinking water or tap water
    • E03B3/06Methods or installations for obtaining or collecting drinking water or tap water from underground
    • E03B3/08Obtaining and confining water by means of wells
    • E03B3/14Obtaining and confining water by means of wells by means of horizontal or oblique wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/0035Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means 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
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02ATECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A20/00Water 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)

  1. Det som kreves er:
NO20121124A 2011-10-04 2012-10-03 Plassere utstyr i laterale grener av en brønn NO346749B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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.