Настройки

Укажите год
-

Небесная энциклопедия

Космические корабли и станции, автоматические КА и методы их проектирования, бортовые комплексы управления, системы и средства жизнеобеспечения, особенности технологии производства ракетно-космических систем

Подробнее
-

Мониторинг СМИ

Мониторинг СМИ и социальных сетей. Сканирование интернета, новостных сайтов, специализированных контентных площадок на базе мессенджеров. Гибкие настройки фильтров и первоначальных источников.

Подробнее

Форма поиска

Поддерживает ввод нескольких поисковых фраз (по одной на строку). При поиске обеспечивает поддержку морфологии русского и английского языка
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Укажите год
Укажите год

Применить Всего найдено 25652. Отображено 200.
17-10-2018 дата публикации

ОПТИМИЗАЦИЯ МНОГОСТУПЕНЧАТОГО ПРОЕКТА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В УСЛОВИЯХ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ

Номер: RU2669948C2

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для управления операциями нефтяного месторождения в условиях неопределенности. В частности предложен способ управления операциями нефтяного месторождения, включающий: получение модели геологической среды, содержащей модель проекта трещины, имеющей свойство трещины с неопределенным значением; получение набора характерных значений, которые отражают неопределенность в свойстве трещины, посредством получения набора характерных значений, представляющих неопределенность в модели скорости распространения сейсмических волн; получение данных микросейсмического события; генерирование набора характерных значений для свойства трещины посредством использования набора характерных значений для модели скорости распространения сейсмических волн и данных микросейсмического события, решение задачи оптимизации нефтяного месторождения с переменным параметром управления посредством использования набора характерных значений для свойства ...

Подробнее
18-12-2020 дата публикации

ЗАТРУБНЫЙ БАРЬЕР ДЛЯ ОСНАЩЕНИЯ СКВАЖИН С ИНДУКТИВНОЙ СИСТЕМОЙ

Номер: RU2738918C2

Изобретение относится к внутрискважинной системе для оснащения скважины внутрискважинной беспроводной передачей энергии и сигналов, содержащей: первую скважинную трубчатую конструкцию, вторую скважинную трубчатую конструкцию, расположенную частично внутри первой скважинной трубчатой конструкции, первый электрический блок, содержащий первую часть индуктивного элемента связи, расположенный на наружной поверхности первой скважинной трубчатой конструкции и электрически соединенный с электрическим проводником, затрубный барьер, выполненный с возможностью расширения в затрубном пространстве между первой скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины или другой внутрискважинной трубчатой конструкцией внутри скважины для обеспечения зонной изоляции между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной. Причем затрубный барьер содержит: трубчатую металлическую часть для установки в качестве части первой скважинной трубчатой конструкции, причем трубчатая металлическая часть имеет ...

Подробнее
25-01-2017 дата публикации

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МОМЕНТА ПОСТАНОВКИ СКВАЖИНЫ НА РЕМОНТ

Номер: RU2608838C2

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт. Способ включает замер разности значений динамических уровней (Δh) на начальный момент работы скважины и на текущий момент. Далее по математической формуле определяют площадь фильтрации (F), строят график зависимости площади фильтрации (F) от времени работы скважины (T) и по устойчивому падению градиентапринимают решение о постановке скважины на ремонт. 1 ил.

Подробнее
10-06-2016 дата публикации

УСТРОЙСТВО РАСПОЗНАВАНИЯ ИСКОПАЕМЫХ, А ТАКЖЕ СООТВЕТСТВУЮЩАЯ СИСТЕМА И СПОСОБ

Номер: RU2586348C2

Изобретение относится к способу, устройству и системе распознавания ископаемых. Техническим результатом является определение происхождения шлама/ископаемых, особенно в вертикальных разведочных скважинах. Способ, реализуемый посредством процессора, включает получение информации об изображении флюида от формирователя изображений, у которого флюид находится в поле обзора, причем указанная информация об изображении флюида содержит информацию об изображении ископаемого, обработку информации об изображении ископаемого для идентификации типов ископаемых во флюиде в виде данных, связывающих типы ископаемых с пластом, из которого был получен флюид, определение местоположения первой скважины в пласте на основе упомянутых данных и записей смещения, связанных со второй скважиной, и публикацию упомянутых данных в сочетании с указаниями местоположения. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 7 ил.

Подробнее
27-07-2012 дата публикации

БУРОВАЯ ИНФРАСТРУКТУРА ДЛЯ СОВМЕСТНОЙ РАБОТЫ

Номер: RU2457325C2

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к системе мониторинга и управления нефтяными скважинами как на буровой площадке, так и в удаленном местоположении. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования рабочими процессами между пользователями на буровой площадке и пользователями в удаленном местоположении. Способ для облегчения совместной работы между пользователями на буровой площадке и пользователями в удаленном местоположении содержит следующие этапы: собирают множество типов данных нефтяной скважины на буровой площадке для формирования агрегированных данных; преобразуют агрегированные данные в стандартный формат; сохраняют агрегированные данные на сервере агрегации данных на буровой площадке в стандартном формате. Причем сервер агрегации данных содержит хранилище данных, имеющее набор аналитических инструментов, сконфигурированных для анализа агрегированных данных. Сопоставляют данные нефтяной скважины с описанием данных, связанным с ...

Подробнее
13-09-2018 дата публикации

СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ СОСТОЯНИЕМ БУРОВОЙ ПЛОЩАДКИ, ОСНОВАННЫЙ НА РАСПОЗНАВАНИИ ВИЗУАЛЬНЫХ И ТЕПЛОВЫХ ИЗОБРАЖЕНИЙ

Номер: RU2666944C2

Изобретение относится к прогнозированию и управлению состоянием буровой площадки. Техническим результатом является повышение эффективности прогнозирования и управления состоянием буровой площадки. Способ включает этапы, на которых: осуществляют работу оборудования буровой площадки, создают цифровое изображение и тепловое изображение оборудования буровой площадки, обнаруживают одну или более единицу оборудования на цифровом изображении, накладывают тепловое изображение на одну или более обнаруженных единиц оборудования на цифровом изображении для теплового отображения одной или более обнаруженных единиц оборудования, анализируют температурные условия по меньшей мере первой обнаруженной единицы оборудования и изменяют работу по меньшей мере одного из оборудования буровой площадки на основании проанализированных тепловых условий. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 6 ил.

Подробнее
04-09-2018 дата публикации

ИЗМЕРЕНИЕ НАГРУЗКИ НА КРЮК

Номер: RU2665755C2

Заявленное изобретение относится к измерительной технике, в частности к средствам для измерения нагрузки на крюк, создаваемой подвешенными элементами, при проведении, например, буровых работ. Предложенное устройство содержит первый зажим для троса и первую секцию устройства, соединенную с первым зажимом для троса. Устройство содержит второй зажим для троса и вторую секцию устройства, соединенную со вторым зажимом для троса. Вторая секция устройства подвижно соединена с первой секцией устройства. Устройство содержит первую часть измерительного устройства, соединенную с первой секцией устройства, вторую часть измерительного устройства, соединенную со второй секцией устройства, обрабатывающее устройство для обработки данных, соединенное с запоминающим устройством. Вычисление нагрузки на крюк осуществляется путем обработки значений расстояния без нагрузки между первой секцией устройства и второй секцией устройства. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения измерений ...

Подробнее
17-10-2018 дата публикации

СПОСОБ И СИСТЕМА МАГНИТНОЙ ДАЛЬНОМЕТРИИ И ГЕОНАВИГАЦИИ

Номер: RU2669974C2

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности и надежности позиционирования скважины относительно другой скважины. В частности, предложен способ внутрискважинной дальнометрии, включающий: размещение первого магнитного диполя в стволе первой скважины; размещение трехосного магнитного диполя в стволе второй скважины; получение значения первого измерения магнитного поля, распространяющегося между стволами первой и второй скважин, причем магнитное поле имеет естественную форму; вычисление направления указанного первого измерения магнитного поля на основании естественной формы магнитного поля; и наведение компоновки низа бурильной колонны, исходя из траектории подхода. Причем естественная форма магнитного поля определяет траекторию подхода, по которой наводится компоновка низа бурильной колонны, и вычисление расстояния между стволами первой и второй скважин на основании амплитуды ...

Подробнее
09-06-2018 дата публикации

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ БУРИМОСТИ ИСХОДЯ ИЗ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ, ИСПУСКАЕМОГО В ХОДЕ БУРОВЫХ РАБОТ

Номер: RU2657277C2

Изобретение относится к системе, устройству и способу прогнозирования буримости горных пород на основе данных измерений электромагнитного излучения (ЭМИ) в ходе буровых работ. Техническим результатом является повышение эффективности бурения. Способ включает получение данных измерений электромагнитного излучения (ЭМИ), порожденного разрушением буровым ставом пород пласта в ходе буровых работ, при этом данные измерений ЭМИ получают от датчика низкой частоты, предназначенного для измерения сигналов ниже примерно 300 кГц, датчика средней частоты, предназначенного для измерения сигналов примерно от 300 кГц до 3 МГц, и датчика высокой частоты, предназначенного для измерения сигналов выше примерно 3 МГц, причем каждый датчик размещен на буровом ставе и измеряемые сигналы связаны с растрескиванием и дроблением горных пород в процессе бурения, выбор входных параметров, включающих параметры бурового става, параметры режимов и данные измерений ЭМИ на низкой, средней и высокой частотах; ввод входных ...

Подробнее
22-11-2021 дата публикации

ПЕРЕДАЧА ДАННЫХ ИЗ СКВАЖИНЫ И СИНХРОНИЗАЦИЯ НА ПОВЕРХНОСТИ

Номер: RU2760157C2

Изобретение относится к области телеметрии при осуществлении операций бурений в скважине. Техническим результатом является обеспечение более надежной передачи скважинных данных на поверхность. В процессе передачи происходит обнаружение события, которое делает желательным изменение передаваемого потока данных. Скважинный процессор обрабатывает обнаруженное событие в сочетании с предварительно определенной базой данных событий и данными измерений в скважине, используя алгоритм построения кадра для вычисления потока цифровых данных. Маркеры синхронизации добавляются в поток данных для получения синхронизированного потока данных, в котором маркеры синхронизации идентифицируют обнаруженное событие. Синхронизированный поток данных передается в местоположение на поверхности с использованием скважинного телеметрического инструмента и принимается в местоположении на поверхности для получения декодированного потока данных. Наземный процессор обрабатывает маркеры синхронизации, чтобы идентифицировать ...

Подробнее
17-09-2019 дата публикации

Система и способ контроля состояния погружной электрической насосной системы в реальном времени

Номер: RU2700426C2

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для насосной системы в скважине. Система включает двигательный узел, насос, приводимый в движение двигательным узлом, а также один или более датчиков, сконфигурированных для измерения рабочего параметра в насосной системе и для выдачи сигнала, являющегося представлением измеренного параметра. Насосная система включает также беспроводную телеметрическую систему, которая сконфигурирована для передачи данных, являющихся представлением измеренного параметра, из насосной системы на поверхность. Один или более датчиков могут включать акустически активные датчики, работа которых основана на принципах распространения поверхностных акустических волн. Система также включает модуль массива датчиков, который накапливает данные, собранные при помощи одного или более датчиков. Кроме того, система содержит передатчик, функционально связанный с модулем массива датчиков, и приемник, подключенный над насосным узлом. При этом передатчик сконфигурирован ...

Подробнее
27-11-2009 дата публикации

РАЗВЕРТЫВАНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ДАТЧИКОВ В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

Номер: RU2374441C2

Предложенная группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к системам для исследования и контроля эксплуатационных скважин. Техническим результатом является повышение достоверности получаемых данных и эффективности их передачи на поверхность. Система мониторинга скомпонована на переводнике обсадной или насосно-компрессорной колонны и содержит датчик, средство передачи данных для обеспечения беспроводной связи между опрашивающим прибором, расположенным во внутренней полости колонны труб, и датчиком, и средство передачи электрической энергии к датчику. В соответствии с изобретением также раскрыт способ заканчивания скважины, который содержит этапы установки переводника с системой мониторинга в состав обсадной или насосно-компрессорной колонны, цементирования обсадной колонны и обеспечение сообщения по флюиду между датчиком и коллектором. Также раскрыт способ мониторинга подземных пластов, флюидов или свойств обсадной колонны и насосно-компрессорной колонны, осуществляемый ...

Подробнее
10-03-2009 дата публикации

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НАСОСА (ВАРИАНТЫ) И СИСТЕМА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НАСОСА

Номер: RU2348834C2

Изобретение предназначено для использования в нефтяных скважинах с механизированной добычей для определения снижения производительности в насосной системе, используемой для подачи текучей среды. В ходе эксплуатации насосной системы измеряются различные условия, которые используются для определения измеренных параметров, которые снабжаются соответствующими показателями достоверности. Измеренные параметры совместно с показателями достоверности сравниваются с опорной составной кривой для конкретной насосной системы, для определения, удовлетворяет ли фактическая производительность критериям снижения производительности или переходит ли она за порог в область снижения производительности. Изобретение позволяет планировать замену насосных систем, удаление насосной системы или другие действия в зависимости от стоимости вмешательства и/или потенциального дебита данной скважины. 4 н. и 31 з.п. ф-лы, 12 ил.

Подробнее
13-09-2018 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРИВЕДЕНИЯ В ДЕЙСТВИЕ СКВАЖИННОГО ИНСТРУМЕНТА И СООТВЕТСТВУЮЩИЙ СПОСОБ

Номер: RU2666931C2
Принадлежит: ЭДВАНСТЕК АПС (DK)

Изобретение относится к средствам приведения в действие скважинных устройств. Техническим результатом является обеспечение быстрого и точного приведения в действие многочисленных скважинных инструментов без использования дополнительных средств, таких как, шары или радиочастотные метки. В частности, предложен способ приведения в действие и устройство для его осуществления, в которых датчик (2, 3) давления или расхода принимает сигнал давления или расхода текучей среды для обработки, закачиваемой по бурильной колонне. Контроллер (4), снабжаемый энергией от источника (5) питания, выполняет мониторинг измеряемого давления (2) или расхода (3) в первом временном окне и посредством подвижного элемента (7) приводит в действие первый скважинный инструмент (8) или режим работы его, если измеряемое давление (2) или расход (3) является стабильным в этом временном окне. Кроме того, контроллер (4) выполняет мониторинг измеряемого давления (2) или расхода (3) во втором временном окне и приводит в действие ...

Подробнее
21-03-2019 дата публикации

УСТРОЙСТВО, СИСТЕМА И СПОСОБ КАЛИБРОВКИ СКВАЖИННОГО ГЕНЕРАТОРА ТАКТОВЫХ ИМПУЛЬСОВ

Номер: RU2682828C2

Изобретение относится к средствам калибровки скважинного инструмента и может быть использовано для калибровки генератора тактовых импульсов. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для калибровки скважинных инструментов на месте проведения работ. В частности, предложено устройство для калибровки скважинного генератора тактовых импульсов, содержащее: скважинный генератор тактовых импульсов; приемный элемент для приема производного тактового сигнала в случае, когда скважинный генератор тактовых импульсов расположен в скважине; и измерительную схему для измерения частоты производного тактового сигнала в единицах нескорректированной скважинной тактовой частоты, связанной со скважинным генератором тактовых импульсов, для обеспечения эквивалента измеренной частоты. Причем производный тактовый сигнал получают из поверхностного тактового сигнала, связанного с поверхностным генератором тактовых импульсов, при этом частота производного тактового сигнала составляет ...

Подробнее
18-03-2019 дата публикации

ДОСТУП В МНОГОСТВОЛЬНУЮ СКВАЖИНУ С ПЕРЕДАЧЕЙ ДАННЫХ В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ

Номер: RU2682288C2

Изобретение относится к средствам для проведения работ в многоствольной скважине. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения операций в скважине даже в случае, когда застревают нижние компоненты скважинного снаряда. В частности предложен скважинный снаряд, содержащий: зонд; выбросовый шарнирный отклонитель, присоединенный к зонду для отклонения зонда от центральной оси; ориентирующий переводник, выполненный с возможностью регулировки угловой ориентации по меньшей мере выбросового шарнирного отклонителя и зонда относительно центральной оси; измерительное устройство ориентации, выполненное с возможностью измерения азимута, наклона и направления передней поверхности инструмента; скважинное телеметрическое устройство, присоединенное с возможностью связи к измерительному устройству ориентации для передачи данных о местоположении устройства на поверхность в режиме реального времени; и переходник последовательного действия, приводимый в действие для предотвращения проникновения ...

Подробнее
27-04-2012 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ МОНИТОРИНГА ГАЗА В БУРОВОЙ СКВАЖИНЕ

Номер: RU2449116C2
Принадлежит: Интелисис Лимитед (GB)

Изобретение относится к области исследования скважин и применяется для мониторинга газа в буровой скважине (МГС). Техническим результатом является повышение точности измерений, повышение надежности работы устройства. Для этого измеряют параметр газа с использованием контроллера, выполненного с возможностью автоматического периодического измерения параметра газа. Обнаруживают воду в жидком виде в указанном МГС устройстве или вблизи него. При этом формируют реакцию на обнаружение воды, если обнаружена вода в жидком виде, включая по меньшей мере одну реакцию из: деактивации устройства, передачи сигнала тревоги, зажигания светового предупреждения. Автономное устройство для мониторинга газа в буровой скважине (МГС) содержит датчик для измерения параметра газа и контроллер, выполненный с возможностью автоматического периодического использования указанного датчика. МГС устройство дополнительно содержит датчик воды, выполненный с возможностью обнаружения воды в жидком виде в указанном МГС устройстве ...

Подробнее
28-10-2022 дата публикации

СПОСОБ И КОМПЬЮТЕРНАЯ СИСТЕМА ОБРАБОТКИ СКВАЖИННЫХ ДАННЫХ

Номер: RU2782505C2

Изобретение относится к области автоматизированного анализа и обработки скважинных данных, получаемых в процессе и после бурения. В соответствии с предлагаемым способом собирают исходные скважинные данные, содержащие по меньшей мере один тип данных, выбранных из группы, содержащей данные, характеризующие процесс бурения и представляющие собой результаты измерений с датчиков, расположенных на поверхности, и данные каротажа в каждый момент времени. Осуществляют компьютерную обработку всех собранных исходных скважинных данных, в соответствии с которой из собранных данных формируют структурированные массивы данных каждого типа. При этом структурированные массивы данных, сформированные в результате обработки данных, характеризующих процесс бурения, содержат полную технологическую характеристику процесса бурения в каждый момент времени, а структурированные массивы данных, сформированные в результате обработки данных каротажа, содержат геофизическую характеристику прискважинной зоны. Используя ...

Подробнее
01-04-2022 дата публикации

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗМЕРОВ И ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПОЛОЖЕНИЯ ТРЕЩИНЫ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

Номер: RU2769492C1

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оценки параметров гидроразрыва пласта, в частности для определения размеров трещины ГРП и ее пространственного расположения. Согласно способу определение размеров трещины ГРП осуществляют по данным интерпретации материалов гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах методом восстановления давления, пространственное расположение трещины при анализе изменения в поведении элемента системы разработки, в котором расположена скважина – объект гидроразрыва. Техническим результатом изобретения является возможность определения пространственного расположения трещины ГРП и ее геометрических параметров по геолого-промысловым данным, без привлечения дорогостоящих микросейсмических исследований. 7 ил.

Подробнее
18-01-2022 дата публикации

АКУСТИЧЕСКИЙ ВЛАГОМЕР НАКЛОННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Номер: RU2764609C1

Изобретение относится к аппаратуре для геофизических и гидродинамических исследований в нефтяной промышленности при исследовании действующих скважин. Устройство включает цилиндрический корпус, который по продольной оси разделен на n равных секторов, электрически изолированных друг от друга радиальными перегородками. Корпус оснащен 2n акустическими преобразователями, попарно установленными внутри каждого из сегментов в противоположных торцах корпуса напротив друг друга и каждый из которых связан с электронной схемой контроля и обработки. Повышается точность и достоверность измерений. 2 ил.

Подробнее
13-04-2017 дата публикации

ТОРОИДАЛЬНЫЕ СЕКЦИИ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ В МИНУТУ

Номер: RU2616197C1

Предложенная группа изобретений относится к средствам измерения параметров бурения и передачи измеренных данных в скважине в процессе бурения. В частности, предложена телеметрическая система определения параметров в процессе бурения, содержащая нижний тороид, содержащий обмотку нижнего тороида и дополнительно выполненный с возможностью принимать сигнал от одного или большего количества датчиков, верхний тороид, причем верхний тороид содержит обмотку верхнего тороида, и магнит, расположенный вдоль вращающегося элемента внутри одного из нижнего тороида или верхнего тороида. Причем один из нижнего тороида или верхнего тороида дополнительно выполнен с возможностью зацепления с вращающимся элементом. Нижний тороид и верхний тороид расположены таким образом, что сигнал с нижнего тороида индуцируется в верхнем тороиде. Обмотка нижнего тороида является неравномерной, такой что сигнал, индуцируемый в верхнем тороиде, указывает скорость вращения вала гидравлического забойного двигателя. 3 н. и 17 ...

Подробнее
16-11-2023 дата публикации

ТУРБОГЕНЕРАТОР ДЛЯ ПИТАНИЯ СКВАЖИННОЙ АППАРАТУРЫ

Номер: RU221661U1

Полезная модель относится к средствам питания скважинных приборов электроэнергией в процессе бурения. Техническим результатом является упрощение конструкции и уменьшение трудоемкости обслуживания. Предложен турбогенератор, содержащий внешний ротор с корпусом, постоянными магнитами и рабочими лопатками, внутренний статор с обмоткой и герметичной оболочкой, выполненной на оси. Герметичная оболочка выполнена в виде втулки из прочного износостойкого немагнитного металлического сплава с высоким электрическим сопротивлением, например из титанового сплава. Внутренняя полость, образованная защитной втулкой и содержащая внутренний статор с обмоткой, заполнена эпоксидным компаундом, содержащим минеральный наполнитель, имеющий высокую прочность на сжатие, имеющий низкий, по сравнению с эпоксидной смолой, коэффициент линейного термического расширения, имеющий высокую, по сравнению с эпоксидной смолой, теплопроводность, например молотый кварц. Внутренний статор с обмоткой содержит минимум два заправочных ...

Подробнее
18-05-2020 дата публикации

Номер: RU2018140516A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
11-07-2018 дата публикации

Номер: RU2016140234A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
21-05-2021 дата публикации

Номер: RU2019137475A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
01-10-2019 дата публикации

Номер: RU2018108829A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
03-04-2019 дата публикации

Номер: RU2017130128A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
12-12-2017 дата публикации

СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОБКОВОГО РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В НЕПРЯМОЛИНЕЙНОЙ СКВАЖИНЕ ИЛИ ТРУБОПРОВОДЕ

Номер: RU2638236C1

Для предотвращения формирования пробкового режима течения газожидкостной смеси в непрямолинейной скважине или трубопроводе выявляют по меньшей мере одно место наиболее вероятного формирования жидких пробок в скважине или трубопроводе методом математического моделирования на основе ожидаемых значений расхода газожидкостной смеси и известной геометрии скважины или трубопровода. В выявленные места формирования жидких пробок устанавливают устройства, преобразующие стратифицированое течение газожидкостной смеси в дисперсное течение. 4 з.п. ф-лы, 7 ил., 1 табл.

Подробнее
23-03-2020 дата публикации

Номер: RU2018120187A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
24-03-2021 дата публикации

Номер: RU2019128189A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
14-02-2017 дата публикации

Устройство для петрофизического исследования кернов

Номер: RU168652U1

Полезная модель относится к области исследования фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа и направлена на сокращение времени проведения экспериментов и повышение его функциональных возможностей.Это достигается тем, что согласно известным устройствам, включающим кернодержатель, с установленным в нем в резиновой манжете исследуемым образцом, термостат, обеспечивающий поддержание постоянной температуры в исследуемом образце, плунжерные насосы, обеспечивающие подачу в образец нефти и воды при пластовом давлении, насос, для создания горного давления, трубопроводы для подачи и отвода рабочих флюидов с вентилями, регулятор противодавления, контейнеры с рабочими жидкостями, мерную колбу, для измерения уровня жидкости на выходе из кернодержателя, датчики давления, дифференциальный манометр, для измерения перепада давления на исследуемом образце и перепускной трубопровод с вентилем, соединяющий входной трубопровод с выходным, предлагаемое устройство дополнительно содержит два вентиля, установленных ...

Подробнее
16-08-2024 дата публикации

ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ СТЕНД ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ РАБОТЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И НАКЛОННЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Номер: RU228168U1

Полезная модель относится к области геофизики, предназначена для моделирования реально наблюдаемых в эксплуатационной колонне и хвостовике горизонтальной и наклонной скважины процессов течения трехфазных потоков флюида (вода, нефть, газ и их смеси), для оценки применимости метода тепловых меток и может быть использована для тестирования и усовершенствования специализированной скважинной аппаратуры, включая аппаратуру с распределенными датчиками и с индукционным модулем постановки тепловых меток. Предложен термогидродинамический стенд для моделирования работы горизонтальных и наклонных нефтегазовых скважин, содержащий две горизонтальные металлические трубы различного диаметра в виде последовательно соединенных секций труб с фланцами, штуцерами и съемными крышками-заглушками с гермовводами на торцах окончания обеих труб; обе трубы расположены параллельно на одном горизонтальном уровне и закреплены на раме, которая соединена с подъемным механизмом, размещенным на основании стенда; систему ...

Подробнее
30-08-2023 дата публикации

КЕРНОДЕРЖАТЕЛЬ

Номер: RU220168U1

Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности для оперативной оценки эффективности на предмет пескоудерживающей способности образцов забойных скважинных фильтров. Техническим результатом является повышение равномерности фильтрации рабочих агентов. Устройство за счет протравки концентрических кругов на внутренней поверхности плунжера позволяет увеличить равномерность фильтрации на начальных этапах экспериментов.

Подробнее
10-02-2022 дата публикации

ПЛОТНОМЕР-РАСХОДОМЕР ДЛЯ ЖИДКИХ СРЕД

Номер: RU209259U1

Полезная модель относится к области автоматизированной регистрации и передачи данных о плотности и моментальном расходе закачиваемой насосным агрегатом жидкости, в частности для регистрации параметров закачки кислотных, щелочных и водных растворов при ремонте скважин. Плотномер-расходомер для жидких сред, устанавливаемый на платформу насосного агрегата, содержит каркас с закрепленными на нем корпусом крыльчатого расходомера, емкостью плотномера, снабженного датчиком веса, газосборником и коммутатором передачи данных измерения в блок приема и обработки данных, при этом расходомер выполнен с возможностью отвода части жидкости к емкости плотномера, соединенного с газосборником, и возврата части жидкости из плотномера через газосборник. Технический результат – простое в работе и обслуживании устройство для определения в реальном времени параметров закачиваемых в скважину жидкостей.

Подробнее
02-11-2022 дата публикации

Мобильный агрегат для исследования скважин АИС-1Г

Номер: RU214541U1

Полезная модель относится к оборудованию для выполнения гидродинамических исследований подземных скважин, размещенному на транспортном средстве высокой проходимости, и может быть использована в сложных климатических условиях, а также в условиях труднопроходимой местности (снежная целина, грунтовые дороги в период распутицы и т.п.), а также наличия водных преград. Техническим результатом заявленного технического решения является обеспечение проведения гидродинамических и других исследований подземных нефтяных и газовых скважин, расположенных в местах Крайнего Севера. Технический результат достигается тем, что в мобильном агрегате для исследования скважин, содержащем транспортное средство, на котором размещены лабораторно-бытовой отсек и лебедочный отсек, согласно полезной модели, транспортное средство выполнено в виде двухзвенного плавающего гусеничного транспортера, звенья которого продольно соединены поворотно-сцепным устройством, лабораторно-бытовой отсек и лебедочный отсек выполнены ...

Подробнее
16-08-2022 дата публикации

Установка для определения температуры насыщения жидких углеводородов парафином

Номер: RU2778221C1

Изобретение относится к установке для определения температуры насыщения жидких углеводородов парафином. Установка для определения температуры насыщения жидких углеводородов парафином включает в себя первый, второй насосы высокого давления и устройство для проведения исследований. Насосы имеют общую термостатирующую систему. Устройство для проведения исследований имеет двухконтурную систему термостатирования и корпус. В корпусе установлены первая и вторая измерительные ячейки. Первая измерительная ячейка снабжена подсветкой, электронным микроскопом и визуальной камерой высокого давления. Вторая измерительная ячейка снабжена приемником ИК-излучения, передатчиком ИК-излучения и фотометрической камерой высокого давления. Вход визуальной камеры высокого давления соединен с внутренней полостью первого насоса высокого давления. Выход визуальной камеры высокого давления соединен с входом фотометрической камеры высокого давления. Выход фотометрической камеры высокого давления соединен с внутренней ...

Подробнее
29-11-2017 дата публикации

ВОЛОКОННО-ОПТИЧЕСКОЕ ЗОНДИРОВАНИЕ ФОРМЫ ОБОРУДОВАНИЯ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Номер: RU2636989C1

Изобретение относится к сооружению скважины и, в частности, к контролю свойств скважинных инструментов во время сооружения скважины. Техническим результатом является поддерживание скважинных инструментов в безопасных рабочих пределах. Система контроля оборудования низа бурильной колонны содержит оборудование низа бурильной колонны, содержащее одну или больше бурильных труб и буровое долото, соединенное с одной или больше бурильных труб, и систему датчиков для контроля BHA, содержащую: один или больше отрезков оптического волокна, навитых по спирали и проходящих вдоль одной или больше бурильных труб, модуль источника сигнала, содержащий источник оптического сигнала, расположенный так, чтобы излучать оптический сигнал в один или больше отрезков оптического волокна, модуль обнаружения сигнала, содержащий приемник оптического сигнала, расположенный так, чтобы обнаруживать оптический сигнал, направленный от модуля источника сигнала по одному или больше отрезков оптического волокна, модуль обработки ...

Подробнее
26-09-2024 дата публикации

ТУРБОГЕНЕРАТОР ДЛЯ ПИТАНИЯ СКВАЖИННОЙ АППАРАТУРЫ

Номер: RU229208U1

Полезная модель относится к средствам питания скважинных приборов электроэнергией в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности работы турбогенератора при бурении скважин с большой интенсивностью набора угла. Предложен турбогенератор, содержащий внутренний статор с обмоткой, размещенной в герметичном корпусе, внешний ротор с лопатками турбины, установленный на подшипниках скольжения. Рабочие лопатки турбины размещены на нижнем торце ротора. 1 ил.

Подробнее
07-06-2022 дата публикации

Способ (варианты), система и машиночитаемый носитель для определения доли пластового флюида в смеси флюидов

Номер: RU2773670C1

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для раздельного учета продукции при совместной эксплуатации нескольких пластов. Для осуществления способа определения доли пластового флюида в смеси флюидов получают по меньшей мере одну пробу индивидуального пластового флюида из по меньшей мере двух разных пластов. Подготавливают калибровочные смеси путем смешения индивидуальных пластовых флюидов разных пластов в различных соотношениях. Определяют углеводородный состав полученных калибровочных смесей. Устанавливают взаимосвязи между содержанием индивидуальных пластовых флюидов в калибровочных смесях и полученными данными об углеводородном составе калибровочных смесей с использованием метода многомерной регрессии. Получают пробу исследуемого флюида и определяют её углеводородный состав. Определяют доли каждого индивидуального пластового флюида по полученным данным об углеводородном составе пробы исследуемого флюида и по установленной взаимосвязи между ...

Подробнее
16-05-2018 дата публикации

ПРИБОР КОНТРОЛЯ ПЕРФОРАЦИИ

Номер: RU179494U1

Полезная модель относится к геофизической технике и может быть использована для исследования и контроля процесса перфорации обсаженных скважин в период их освоения и проведения мероприятий по увеличению отдачи пластов.Позволяет расширить функциональные возможности геофизического комплексного скважинного прибора контроля перфорации за счет проведения одновременного шаблонирования эксплуатационной колонны и применения датчика определения объемного влагосодержания, что позволяет определять границу водонефтяного контакта, уровень жидкости в скважине для более безопасного проведения перфорационных работ.Сущность предлагаемой полезной модели: прибор контроля перфорации, который содержит корпус с установленными на нем датчиками давления и температуры, приборную головку, шасси с установленными на нем локатором муфт, блоком электроники и блоком гамма-каротажа. Согласно изобретения в корпусе прибора контроля перфорации установлен датчик определения объемного влагосодержания, что позволяет определять ...

Подробнее
16-06-2023 дата публикации

Способ повышения производительности газовых скважин

Номер: RU2798147C1

Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности, к способам повышения продуктивности газовых скважин и может быть использовано для интенсификации притока газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа, как вновь пробуренных, так и находящихся в эксплуатации. Технический результат изобретения - повышение продуктивности газовых скважин за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта-коллектора посредством создания в ней системы трещин. В способе повышения производительности газовых скважин, включающем проведение определения по керну свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора, создание депрессии на пласт-коллектор, приводящей к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин при проведении определения свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора проводят определение прочностных свойств породы, кроме того, проводят на газовой скважине серию газодинамических исследований (ГДИ) на стационарных режимах, затем посредством ...

Подробнее
31-08-2023 дата публикации

Герметичная грузонесущая муфта

Номер: RU2802734C1

Изобретение относится к области нефтепромыслового оборудования и может быть использовано при освоении и исследовании нефтяных и газовых скважин. Технический результат - обеспечение в узле соединения муфты и брони кабеля равномерного распределения нагрузки, передаваемой от муфты к кабелю, по проволокам брони, исключение деформации проволок брони в узлах соединения муфты и брони кабеля. В кабельной грузонесущей муфте выполнены верхний и нижний конусных узла для закрепления внешней и внутренней повивов брони соответственно, в каждом из которых содержатся внутренняя и наружная конусные втулки, при этом наружная конусная втулка верхнего конусного узла расположена в верхнем фланце, наружная конусная втулка нижнего узла расположена в корпусе. Между корпусом и верхним фланцем на кабеле расположена шайба, которая прижимает отогнутые проволоки внешнего повива брони к внутренней конусной втулке верхнего узла, также прижимает внутреннюю конусную втулку к наружной конусной втулке при вкручивании корпуса ...

Подробнее
26-09-2023 дата публикации

Способ определения скорости звука в затрубном пространстве скважины

Номер: RU2804085C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при расчете забойного или пластового давления в процессе эксплуатации скважины посредством определения скорости звука в затрубном пространстве скважины. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения скорости звука в затрубном пространстве скважины при отсутствии данных по составу газа и без проведения промысловых измерений скорости звука. Заявлен способ определения скорости звука в затрубном пространстве скважины, в котором проводят отбор проб нефти из скважины, определяют время отклика сигнала от границы газонефтяного контакта (ГНК) и PVT-свойства пластовой нефти: мольные доли компонент пластовой нефти по результатам хроматографии, газосодержание, объемный коэффициент нефти при пластовом давлении, плотность нефти и газа в стандартных условиях по результатам однократного разгазирования, давление насыщения, плотность и коэффициент сжимаемости пластовой нефти по результатам контактного ...

Подробнее
16-05-2023 дата публикации

СПОСОБ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ ЗАКАЧИВАЕМЫХ В СКВАЖИНУ ЖИДКОСТЕЙ

Номер: RU2796088C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для ремонта нефтяных скважин, поддержания пластового давления, обработки призабойной зоны пласта скважины реагентом, глушение скважины и т.п. Техническим результатом является повышение эффективности контроля процесса закачивания жидкости в скважину за счет обеспечения контроля таких параметров, как давление, температура, расход и плотность, в режиме реального времени. В частности, заявлен способ контроля параметров закачки жидкостей в скважину в системе емкость - насос - устье скважины, включающий процесс измерения, фиксации, передачи и обработки параметров закачки жидкости в скважину, таких как давление, расход, плотность, температура, в режиме реального времени. При этом измерение параметров закачиваемой жидкости, таких как давление на линии нагнетания и давление на устье скважины, осуществляется на линии нагнетания посредством первого блока оборудования, а измерение параметров закачиваемой жидкости, таких как расход ...

Подробнее
26-09-2023 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ВЯЗКОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Номер: RU2804066C1

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к устройствам для измерения вязкости бурового раствора на забое скважины в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности и точности измерения вязкости бурового раствора на забое скважины непосредственно в процессе бурения. Заявлено устройство для измерения вязкости бурового раствора на забое скважины в процессе бурения, содержащее корпус, колеблющуюся пластину и обмотку возбуждения, установленные в корпусе. При этом устройство дополнительно имеет систему съема колебаний пластины и микропроцессор, соединенный с источником питания, установленные в корпусе, заполненном диэлектрической жидкостью и жестко зафиксированном в бурильной трубе. Колеблющаяся пластина выполнена из металла с независимым температурным коэффициентом линейного расширения – нейзильбера в виде развернутого камертона, одна ветвь которого размещена в корпусе устройства, а вторая ветвь встроена в фильтр, закрепленный на корпусе. При этом ...

Подробнее
10-05-2016 дата публикации

СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ КАЛИБРОВКИ КОЭФФИЦИЕНТА ТРЕНИЯ

Номер: RU2583796C1

Изобретение относится к способу и системе калибровки коэффициента трения для операции бурения. Техническим результатом является повышение точности калибровки коэффициента трения. Способ включает калибровку коэффициента трения для операции бурения посредством изображения на устройстве отображения указания предполагаемой нагрузки на крюк в зависимости от глубины для операции бурения, отображения на устройстве отображения множества точек на графике, каждая из которых обозначает измеренную нагрузку на крюк в зависимости от глубины для операции бурения, выбора первой точки на графике из множества точек на графике, которая соответствует первой глубине, при этом выбор осуществляют в ответ на расположение указательного курсора в пределах заданного расстояния от первой точки на графике на устройстве отображения, отображения первого значения коэффициента трения, соотносящего предполагаемую нагрузку на крюк в зависимости от глубины для конкретной глубины с измеренной нагрузкой на крюк в зависимости ...

Подробнее
11-08-2021 дата публикации

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Номер: RU2752913C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационному обеспечению проектов разработки залежей нефти и газа. Способ, включающий проведение гидродинамических исследований скважин, определение вертикальной и горизонтальной проницаемости. По данным гидродинамических исследований скважин строят два графика зависимости забойного давления от логарифма времени в координатах Рзаб(t)-lg(t)» и «Рзаб(t)-1/t0,5», на построенных графиках выделяют прямолинейные участки и определяют углы наклона β и σ, причем на графике зависимости «Рзаб(t)-lg(t)» выделяют конечный прямолинейный участок, на графике «Рзаб(t)-1/t0,5» выделяют прямолинейный участок таким образом, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «Рзаб(t)-lg(t)», далее по известной работающей толщине hвс, величинам β и σ, координатам времени последней точки прямой (t), построенной в координатах «Рзаб(t)-1/t0,5», вычисляют общую толщину ...

Подробнее
11-06-2019 дата публикации

МОДУЛЬНАЯ УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА РОТОРНОГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА

Номер: RU2691194C1

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин на труднодоступных месторождениях, в том числе Арктическом шельфе. Модульная управляемая система роторного бурения скважин малого диаметра включает модуль электропитания, модулированный блок управления и модуль отклонения, содержащий гидравлические отклоняющие механизмы с упорными лопатками, электрическими катушками и магнитами. Каждый отклоняющий механизм соединен через распределительное устройство с источником бурового раствора под давлением. Распределительное устройство соединено с блоком управления и выполнено с возможностью модулирования давления жидкости, подаваемого на отклоняющие механизмы при вращении модуля отклонения. К модулю отклонения дополнительно подключены модуль телеметрии, модуль каротажа и модуль обмена данными с устьем скважины посредством унифицированных переходников. Модуль каротажа и модуль обмена данными с устьем скважины выполнены с ...

Подробнее
20-02-2014 дата публикации

СПОСОБ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ В МНОГОКОЛОННЫХ СКВАЖИНАХ И ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЙ СКВАЖИННЫЙ ДЕФЕКТОСКОП

Номер: RU2507393C1

Изобретение относится к области контроля технического состояния обсадных колонн, насосно-компрессорных труб и других колонн нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является повышение точности и достоверности выявления наличия и местоположения поперечных и продольных дефектов конструкции скважины и подземного оборудования как в магнитных, так и в немагнитных первом, втором и последующих металлических барьерах. Способ электромагнитной дефектоскопии в многоколонных скважинах включает измерение ЭДС самоиндукции, наведенной в катушке вихревыми токами, возбуждаемыми в исследуемых металлических барьерах процессом спада электромагнитного поля, вызванного импульсами тока намагничивания катушки. На каждую из приемно-генераторных катушек в отдельности подают серию импульсов фиксированной длительности из диапазона 0,1-1000 мс, намагничивая последовательно все металлические барьеры, начиная с ближайшего, причем длительность импульсов возрастает для каждого последующего металлического барьера ...

Подробнее
26-08-2019 дата публикации

Программируемый универсальный зонд

Номер: RU2698373C1

Изобретение относится к локационному оборудованию, применяемому при строительстве скважин методом бестраншейной технологии, и используется в системах позиционирования для горизонтально-направленного бурения. Технический результат - повышение надежности и эффективности работы буровой головки, обеспечение возможности программирования мощности зонда, обеспечение возможности программирования режима засыпания/незасыпания, обеспечение возможности изменения рабочей частоты взаимодействия зонда и приемника оператора на любую другую во время бурения без изъятия зонда из головки бурения, обеспечение режима адаптации к буровой голове, обеспечение возможности определения системы управления, которая программирует зонд. Программируемый универсальный зонд содержит корпус с установленным в нем управляемым источником электропитания для обеспечения узлов зонда питающим напряжением, контроллер, включающий систему акселерометрических датчиков, микроконтроллер и температурный датчик, антенный узел, состоящий ...

Подробнее
27-01-2014 дата публикации

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА И ПАРАМЕТРОВ ОКОЛОСКВАЖИННОГО ПРОСТРАНСТВА В МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЕ

Номер: RU2505672C1

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры Δначального этапа, и величину установившегося значениялогарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебитакаждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебиткаждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитоввсех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

Подробнее
18-09-2019 дата публикации

Устройство для автоматического контроля водоотдачи промывочной жидкости

Номер: RU2700610C1

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров промывочной жидкости. Устройство содержит датчик влагомера и блок детектирования плотномера, взаимодействующий с источником гамма-излучения, заключенным в защитный экран, герметичный короб с электронным блоком обработки сигналов и компьютер. Датчик влагомера и блок детектирования плотномера размещены внутри введенного в промывочную жидкость герметичного контейнера и совместно компактно смонтированы на единой несущей платформе в виде съемной стеновой панели с уплотнением, установленной на контейнере, связанном с трубчатой штангой, съемно закрепленной на промежуточной емкости и несущей установленный на верхнем ее конце герметичный короб с электронным блоком обработки сигналов, воздушная полость которого соединена с воздушной полостью контейнера. Защитный экран с источником гамма-излучения противоположно по отношению блоку детектирования плотномера жестко закреплен на внешней поверхности ...

Подробнее
20-11-2016 дата публикации

СПОСОБ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В КОЛЛЕКТОРАХ ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Номер: RU2602424C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин. В способе подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений проводят геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений. В качестве метода геофизических исследований используют метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти. Помимо метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа при обсчете полученных данных дополнительно ...

Подробнее
14-01-2021 дата публикации

Способ определения оптимальной глубины погружения заряда и построения модели ВЧР по данным бурения при проведении сейсморазведки

Номер: RU2740509C1

Изобретение относится к области сейсмической разведки, в частности - для определения границ зон малых и пониженных скоростей распространения сейсмических волн при проведении сейсморазведочных работ. Техническим результатом является повышение точности и надежности определения глубины погружения заряда, повышение точности построения глубинно-скоростной модели верхней части разреза (ВЧР), повышение качества сейсмических данных. Способ, согласно которому проводят опытные работы по выбору оптимальной глубины погружения заряда и работы микросейсмокаротажа (МСК), отличающийся тем, что дополнительно в процессе проведения опытных работ по определению оптимальной глубины погружения заряда и при проведении МСК производят непрерывную запись параметров бурения, по которым вычисляют значение удельной энергоемкости бурения и параметр связности горных пород, характеризующей оптимальную глубину заложения заряда, при проведении основных сейсморазведочных работ, непосредственно в процессе бурения каждой скважины ...

Подробнее
20-09-2016 дата публикации

СПОСОБ И СИСТЕМА, ОТНОСЯЩИЕСЯ К РАЗВИТИЮ СТРАТЕГИИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Номер: RU2015106854A
Принадлежит:

... 1. Способ, включающийвыбор набора атрибутов, относящихся к первому неразработанному углеводородному резервуару;нахождение первой группы разработанных углеводородных резервуаров на основании набора атрибутов первого неразработанного углеводородного резервуара, выполняемое компьютерной системой;вычисление первого набора статистических данных на основании первой группы разработанных углеводородных резервуаров, выполняемое компьютерной системой;масштабирование первого набора статистических данных по отношению к набору атрибутов первого неразработанного углеводородного резервуара с целью формирования второго набора статистических данных, выполняемое компьютерной системой; иреализация по меньшей мере одной стратегии извлечения углеводородов для первого неразработанного углеводородного резервуара на основании второго набора статистических данных.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нахождение первой группы разработанных углеводородных резервуаров дополнительно включает выполнение математического ...

Подробнее
27-04-2006 дата публикации

СИСТЕМА ДЛЯ КОНТРОЛЯ РАБОТ НА СКВАЖИНЕ

Номер: RU2005137724A
Принадлежит:

... 1. Система для контроля работ на скважине, которая включает в себя подвижное транспортное средство, которое содержит монитор для сбора данных и по меньшей мере одни инструмент для контроля работы скважины; по меньшей мере один преобразователь, объединенный с соответствующим инструментом для получения параметра, который несет информацию о работе скважины, причем каждый преобразователь посылает электронный сигнал на монитор для сбора данных; портативное энергонезависимое запоминающее устройство, связанное с монитором для сбора данных, причем запоминающее устройство выполнено с возможностью физического съема с монитора для сбора данных, для его перемещения в заданное местоположение. 2. Система по п.1, в которой подвижное транспортное средство дополнительно содержит раму тележки, поддерживаемую множеством колес. 3. Система по п.2, которая дополнительно содержит двигатель, избирательно подключаемый к колесам. 4. Система по п.3, в которой двигатель выполнен с возможностью избирательного подключения ...

Подробнее
10-03-2011 дата публикации

СИСТЕМА И СПОСОБ ВЫПОЛНЕНИЯ БУРОВЫХ РАБОТ НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПОСОБОВ ВИЗУАЛИЗАЦИИ

Номер: RU2009132478A
Принадлежит:

... 1. Способ выполнения буровых работ на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами, содержащий следующие стадии: !сбор данных нефтяного месторождения, по меньшей мере, часть которых является данными бурения в режиме реального времени, вырабатываемыми на скважинной площадке нефтяного месторождения; ! избирательное оперирование данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени согласно образованной конфигурации; ! сравнение данных бурения в режиме реального времени с прогнозами нефтяного месторождения на основании образованной конфигурации; ! избирательная регулировка буровых работ на основании сравнения. ! 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие стадии: ! образование множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения; ! избирательное отображение множества событий нефтяного месторождения вокруг изображения ствола скважины на устройстве отображения; ! обновление отображения множества ...

Подробнее
20-06-2007 дата публикации

МАРКИРУЮЩАЯ СИСТЕМА И СПОСОБ

Номер: RU2005139361A
Принадлежит:

... 1. Маркирующая система для скважинного образца, содержащая по меньшей мере один контейнер для сбора скважинных образцов; по меньшей мере один маркер, применяемый по меньшей мере для одного контейнера; причем по меньшей мере один маркер имеет относящийся к нему идентификатор; и сканер, выполненный с возможностью считывания по меньшей мере одного маркера. 2. Маркирующая система по п.1, отличающаяся тем, что по меньшей мере один маркер выполнен травлением, является радиочастотной опознавательной меткой, магнитной полоской, штрих-кодом или группой бороздок, и их комбинациями. 3. Маркирующая система по п.1, отличающаяся тем, что сканер установлен в скважинном инструменте. 4. Маркирующая система по п.1, отличающаяся тем, что также содержит процессор для обработки данных, относящихся по меньшей мере к одному маркеру. 5. Маркирующая система по п.1, отличающаяся тем, что образец является образцом керна, образцом текучей среды из ствола скважины, образцом текучей среды формации, образцом жидкости ...

Подробнее
27-02-2020 дата публикации

Способ проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины двухкомпонентным тампонажным составом (ДТС)

Номер: RU2715391C1

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть применено при проведении ремонта эксплуатационных скважин путем закачивания тампонажного состава в поры и трещины породы. Способ включает определение фильтрационных и температурных параметров интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава, производство партии двухкомпонентного тампонажного состава с заданными свойствами, размещение в скважине насосно-компрессорных труб вблизи интервала нарушения и закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения. При этом определение параметров интервала нарушения включает определение температуры и проницаемости интервала нарушения. Расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения. Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом времени затвердевания состава до достижения давления состава в диапазоне ...

Подробнее
05-02-2020 дата публикации

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ОТДАЧИ КОНДЕНСАТА ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ ОБЪЕКТОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Номер: RU2713553C1

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатных месторождений для обеспечения максимального текущего и потенциально возможного конечного коэффициентов конденсатоотдачи благодаря оперативной оптимизации технологического режима эксплуатации каждой скважины индивидуально. Технический результат заключается в максимизации текущего выхода конденсата и потенциально возможного конечного коэффициента его извлечения на основе оперативного регулирования процесса разработки залежи с индивидуальным подходом к управлению режимом работы каждой скважины и назначению проведения исследования скважин по состоянию залежи. Регулирование осуществляется с использованием автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), интегрированной с программным комплексом по работе с геологической информацией (ПКГИ), включающим геолого-технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и численный алгоритм ...

Подробнее
17-06-2020 дата публикации

СПОСОБ РАСЧЕТА ОБЪЕМА ОБРАТНОГО ПОТОКА ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПРИ ГИДРОРАЗРЫВЕ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ В ЗАЛЕЖАХ ГАЗА ТРЕЩИНОВАТЫХ ПЕСЧАНИКОВ

Номер: RU2723769C1

Настоящее изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений, и, в частности, оно относится к способу расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников. Способ включает этапы, на которых на основании данных о трещинах на месте рассчитывают фрактальную размерность распределения трещин в участке целевого коллектора, фрактальную размерность длины трещин, коэффициент плотности расположения трещини постоянную Фишера. Затем на основании полученных параметров трещин создают модель фрактальной дискретной сети трещин для коллектора. После рассчитывают эквивалентный тензор проницаемости модели фрактальной дискретной сети трещин. Далее эквивалентный тензор проницаемости подставляют в уравнение неразрывности двухфазного, газожидкостного, фильтрационного потока с созданием модели обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта. Решают математическую модель обратного потока жидкости ...

Подробнее
31-01-2018 дата публикации

УЗЕЛ СОПРЯЖЕНИЯ МНОГОСТВОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕХАНИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ ЖЕСТКОСТИ

Номер: RU2643248C1

Группа изобретений относится к узлам сопряжения многоствольных скважин высокого давления. Технический результат – поддержание соосности секций главной и боковой скважин. Система скважины содержит главный ствол скважины и боковой ствол скважины, проходящий от главного ствола скважины в узле сопряжения, дефлектор, расположенный в главном стволе скважины в или рядом с узлом сопряжения, узел многоствольного сопряжения, способный проходить внутри главного ствола скважины по меньшей мере один механический элемент жесткости, проходящий в продольном направлении между корпусом коннектора и D-образным округлым коннектором, установленный на одной из секций: на секции главной скважины или на секции боковой скважины. При этом узел многоствольного сопряжения содержит корпус коннектора, секцию главной скважины, прикрепленную к корпусу коннектора в приемном гнезде секции главной скважины, и секцию боковой скважины, прикрепленную к корпусу коннектора в приемном гнезде секции боковой скважины. Секция главной ...

Подробнее
22-03-2018 дата публикации

Способ испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин и устройство для его осуществления (Варианты)

Номер: RU2648120C1

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к средствам для исследования продуктивных пластов бурящихся нефтедобывающих скважин. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей наддолотного модуля - НДМ в составе бурильного инструмента и снижение трудозатрат на проведение исследований вскрываемых продуктивных пластов. Способ и устройство обеспечивают вскрытие продуктивного пласта с помощью бурильного инструмента в составе с буровым долотом, оснащенным НДМ - наддолотным модулем с датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, передачу на поверхность измеренных данных, при этом перед спуском в скважину бурильную колонну предварительно снабжают пакером, установленным выше расположения НДМ, после вскрытия продуктивного пласта процесс бурения останавливают, производят раскрытие пакера, которым обеспечивают перекрытие заколонного пространства выше расположения НДМ, и внутрь бурильной колонны спускают ...

Подробнее
26-04-2018 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПОРОД В СКВАЖИНЕ

Номер: RU2652407C1

Изобретение относится к горному делу - к приборам горной геофизики, используется для определения напряжений в породном массиве путем нагнетания жидкости под давлением в герметизированный участок скважины до разрушения ее стенок. Устройство включает цилиндрический корпус (далее - корпус) с установленными на его концах уплотнительными элементами и механизмом сжатия уплотнительных элементов между ними, с выполненными в корпусе двумя каналами. Уплотнительные элементы имеют конические углубления с обоих торцов, а механизм сжатия уплотнительных элементов состоит из выполненного на корпусе заодно с ним неподвижного штока с двумя симметрично установленными на корпусе с возможностью осевого перемещения цилиндрами, имеющими каждый из них конический выступ на одном конце. Конические выступы цилиндров контактируют с прилегающими к ним коническими углублениями уплотнительных элементов, а с коническими углублениями с других торцов уплотнительных элементов контактируют конические части конических гаек ...

Подробнее
10-11-2015 дата публикации

МОНИТОРИНГ СКВАЖИННЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИ ПОМОЩИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ, РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ПО БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ

Номер: RU2015105531A
Принадлежит:

... 1. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, согласно которомуразмещают в буровой скважине колонну соединенных труб, формирующую скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб,получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков;получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб;сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика;делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков иуправляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель, причемвыборочную регулировку указанного ...

Подробнее
27-03-2004 дата публикации

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ФОРМАЦИИ, ЧЕРЕЗ КОТОРУЮ ПРОХОДИТ БУРОВАЯ СКВАЖИНА

Номер: RU2002125520A
Принадлежит:

... 1. Способ определения характеристик формации, через которую проходит буровая скважина, при котором создают канал в формации, при этом канал имеет радиус отверстия и длину, осуществляют расчет величины эквивалентного радиуса зонда для канала на основе радиуса отверстия и длины; проводят расчеты для анализа формации, используя эквивалентный радиус зонда вместо радиуса отверстия. 2. Способ по п.1, при котором осуществляют расчет эквивалентного радиуса зонда, используя величину радиуса отверстия и длину, на основе приведенной далее формулы определения эквивалентного радиуса зонда где rре - эквивалентный радиус зонда, rр - радиус отверстия, а Lpf - длина формации. 3. Способ по п.1, при котором для анализа формации осуществляют выполнение расчетов быстро протекающего процесса изменения давления. 4. Способ по п.1, при котором для анализа формации осуществляют выполнение расчетов скорости потока текучей среды. 5. Способ по п.1, при котором для анализа формации осуществляют выполнение расчетов скорости ...

Подробнее
10-06-2014 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ЧУВСТВИТЕЛЬНОГО ЭЛЕМЕНТА ИЗ ПОЛИКРИСТАЛЛИЧЕСКОГО АЛМАЗА

Номер: RU2012150738A
Принадлежит:

... 1. Долото для вращательного бурения, предназначенное для спуска в скважину и разбуривания подземной породы и содержащее по меньшей мере один резец из поликристаллического алмаза (ПКА), включающий:по меньшей мере один режущий элемент ипо меньшей мере один преобразователь, предназначенный для генерирования сигнала, характеризующего по меньшей мере один параметр из группы, включающей (i) эксплуатационное состояние бурового долота, (ii) свойство флюида в скважине и (iii) свойство окружающего пласта.2. Долото для вращательного бурения по п.1, в котором по меньшей мере один режущий ПКА-элемент содержит защитный слой на одной из сторон по меньшей мере одного преобразователя, расположенной напротив по меньшей мере одного режущего элемента, причем этот защитный слой выполнен с возможностью защиты чувствительного слоя, включая преобразователь, от абразивного истирания.3. Долото для вращательного бурения по п.1, в котором по меньшей мере один преобразователь включает набор преобразователей, расположенных ...

Подробнее
27-03-2014 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВИБРАЦИЙ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Номер: RU2012140505A
Принадлежит:

... 1. Устройство для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин, содержащее датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленные на объекте и подключенные выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре, отличающееся тем, что датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметной и опорной волоконными катушками которых расположены инерционные массы, подвижные соответственно вдоль вертикальной и горизонтальной осей, контактирующие с предметной и опорной катушками механически связанные с исследуемым объектом, при этом обрабатывающая и регистрирующая аппаратура выполнена в виде компьютера.2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что предметные и опорные катушки интерферометров намотаны с натягом на боковые поверхности упругих цилиндров, соприкасающихся своими основаниями с основаниями соответствующих инерционных масс ...

Подробнее
27-07-2014 дата публикации

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ, ЗАКАЧАННОЙ В ПОДЪЕМНЫЕ ГОРНЫЕ ФОРМАЦИИ

Номер: RU2013102039A
Принадлежит:

... 1. Способ определения пространственного распределения текучей среды, закачанной в подземную горную формацию, содержащий:закачивание текучей среды в горную формацию, при этом текучая среда включает в себя электрически проводящие твердые частицы, распределенные в электролите;измерение электромагнитного отклика формации; ииспользование измеренного электромагнитного отклика для определения пространственного распределения закачанной текучей среды в горной формации.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит измерение электромагнитного отклика горной формации перед закачиванием текучей среды.3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит продолжение закачки текучей среды; и повторение в выбранные моменты времени стадий измерения электромагнитного отклика и определения пространственного распределения закачанной текучей среды.4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что он дополнительно содержит генерирование карты пространственного распределения закачанной ...

Подробнее
09-04-2019 дата публикации

Способ и устройство для измерения при бурения

Номер: RU2017134003A
Принадлежит:

Подробнее
30-11-2018 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЯ СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА

Номер: RU184392U9

Устройство может быть использовано для измерения усилий, прилагаемых к полированному штоку станка-качалки штангового глубинного насоса, применяемого при нефтедобыче. Технической задачей предлагаемого устройства является повышение надежности, упрощение конструкции. Для этого устройство содержит упругий элемент, установленный между траверсой и стопором полированного штока и узел замера параметров. Устройство дополнительно снабжено двумя пластинами с отверстием под полированный шток. Пластины расположены между траверсой и стопором полированного штока. Упругий элемент выполнен в виде не менее двух тарельчатых пружин, установленных между пластинами и снабженных отверстиями под полированный шток. Между пластинами установлена втулка, внутри которой расположен полированный шток. На каждом торце втулки диаметрально выполнены два паза, в которые помещены выступы, выполненные в соответствующей пластине. Узел замера параметров установлен на одной из пластин и выполнен в виде датчика измерения расстояния ...

Подробнее
10-12-2015 дата публикации

МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ТРЕЩИН ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА В СИСТЕМАХ СЛОЖНЫХ ТРЕЩИН

Номер: RU2014122540A
Принадлежит:

... 1. Способ выполнения операции гидравлического разрыва на месте расположения скважины, место расположения скважины находится в подземном пласте, имеющем буровую скважину и систему трещин, при этом система трещин содержит естественные трещины, место расположения скважины возбуждают нагнетанием закачиваемой жидкости вместе с проппантом в систему трещин, при этом способ содержит этапы, на которых:получают данные о месте расположения скважины, содержащие параметры естественных трещин, и получают механическую модель геологической среды для подземного пласта;образуют картину роста трещин гидравлического разрыва для системы трещин с течением времени, при этом образование содержит:распространение трещин гидравлического разрыва от буровой скважины и в систему трещин подземного пласта для формирования системы трещин гидравлического разрыва, содержащей естественные трещины и трещины гидравлического разрыва;определение параметров трещин гидравлического разрыва после распространения;определение параметров ...

Подробнее
10-06-2006 дата публикации

СКВАЖИННЫЕ УСТРОЙСТВА, УПРАВЛЯЕМЫЕ ПО РАДИАЛЬНОМУПОЛОЖЕНИЮ, И СПОСОБЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Номер: RU2005128827A
Принадлежит:

... 1. Способ выполнения работ в стволе скважины, заключающийся в том, что (а) в скважину вводят устройство, имеющее первый модуль, соединенный с расположенным вблизи него вторым модулем и снабженный управляемым установочным устройством и скважинным прибором, предназначенным для выполнения заданной работы, и (б) приводят в действие установочное устройство, устанавливая первый модуль в заданное положение по радиусу относительно опорной точки, отличающееся от положения второго модуля относительно этой точки, причем скважинный прибор может работать по меньшей мере в двух положениях относительно опорной точки. 2. Способ по п.1, в котором опорная точка находится на оси ствола скважины, а заданным положением первого модуля является радиальное положение, выбираемое из практически эксцентричного и практически концентричного положений относительно оси ствола скважины. 3. Способ по п.1, в котором управление установочным устройством осуществляют посредством контроллера. 4. Способ по п.3, в котором установочным ...

Подробнее
27-12-2008 дата публикации

СКВАЖИННАЯ СИСТЕМА С КОЛОННОЙ, ИМЕЮЩЕЙ ЭЛЕКТРОНАСОС И ИНДУКТИВНЫЙ ЭЛЕМЕНТ СВЯЗИ

Номер: RU2007123575A
Принадлежит:

... 1. Система для использования в скважине, содержащая колонну, предназначенную для размещения в скважине и включающую в себя электронасос и первую часть индуктивного элемента связи; и секцию заканчивания, предназначенную для размещения в разрабатываемой зоне скважины и содержащую вторую часть индуктивного элемента связи, предназначенную для индуктивной связи с первой частью индуктивного элемента связи; и электрическое устройство, электрически соединенное со второй частью индуктивного элемента связи.2. Система по п.1, в которой электрическое устройство содержит датчик.3. Система по п.2, в которой секция заканчивания дополнительно содержит клапан, а колонна дополнительно содержит модуль для приведения в действие клапана.4. Система по п.3, в которой клапан представляет собой клапан изоляции пласта.5. Система по п.3, в которой клапан представляет собой механический клапан, и секция заканчивания дополнительно содержит исполнительный механизм клапана, перемещающийся между положениями для открытия ...

Подробнее
20-05-2016 дата публикации

СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПТИМАЛЬНОЙ УСТАНОВКИ БУРОВОЙ ПЛОЩАДКИ

Номер: RU2014142601A
Принадлежит:

... 1. Способ позиционирования множества площадок под буровые установки в пределах заранее заданной границы, включающий:a) определение максимального количества рядов на основании интервала между рядами и максимального расстояния;b) определение максимального количества столбцов на основании интервала между столбцами и максимального расстояния;c) определение местоположения исходной точки в пределах заранее заданной границы в начальной позиции каждого ряда и в начальной позиции каждого столбца, при этом местоположение каждой исходной точки принадлежит группе местоположений исходной точки;d) вычисление суммарного значения для группы местоположений исходной точки с использованием компьютерного процессора;e) корректировку начальной позиции в каждом ряду на величину приращения для ряда и начальной позиции в каждом столбце на величину приращения для столбца;f) повторение шагов с)-е) для заранее заданного количества начальных позиций в каждом ряду и заранее заданного количества начальных позиций в каждом ...

Подробнее
27-05-2008 дата публикации

СИСТЕМА И СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2006141181A
Принадлежит:

... 1. Система для измерения параметров ствола скважины, содержащая электрическую погружную насосную систему, имеющую множество узлов ступеней, содержащих по меньшей мере погружной двигатель, защитный кожух двигателя и скважинный насос, и переводник датчика, соединенный между концами пары узлов ступеней, при этом переводник датчика содержит датчик для измерения требуемого параметра. 2. Система по п.1, отличающаяся тем, чтоуказанный датчик содержит множество датчиков, предназначенных для измерения внутреннего параметра электрической погружной насосной системы и наружного параметра. 3. Система по п.1, отличающаяся тем, чтотребуемый параметр содержит температуру. 4. Система по п.1, отличающаяся тем, чтотребуемый параметр содержит давление. 5. Система по п.2, отличающаяся тем, чтовнутренний параметр содержит давление. 6. Система по п.2, отличающаяся тем, чтовнутренний параметр содержит температуру. 7. Система по п.2, отличающаяся тем, чтовнутренний параметр содержит крутящий момент. 8. Система ...

Подробнее
13-01-2025 дата публикации

Способ доставки оборудования в горизонтальные и наклонные участки скважины

Номер: RU2833012C1

Изобретение относится к способу доставки оборудования в горизонтальный или наклонный участок ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение возможности доставки грузов в горизонтальные и наклонные участки скважины. Способ включает спуск шнека в скважину до необходимого для спуска участка. Диаметр шнека не превышает проходного сечения скважины или диаметра добывающей или обсадной трубы, спущенной в скважину и представляющей элемент эксплуатационной колонны или заканчивания. Шнек с лопастями в виде винта, спирали или винта Архимеда выполнен с возможностью вращения с использованием электродвигателя. 10 з.п. ф-лы.

Подробнее
01-02-2024 дата публикации

Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газоконденсатной скважины

Номер: RU2812730C1

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к газодинамическим исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Способ включает определение мощности перфорированного интервала, внутреннего радиуса эксплуатационной колонны скважины, дебита газа и забойного давления на технологическом режиме фильтрации, изменение режима фильтрации на забое исследуемой скважины на нестационарный путем остановки работы скважины, регистрацию кривой восстановления давления на устье и на забое скважины, определение пластового давления и температуры на нестационарном режиме, определение коэффициента проницаемости, коэффициента турбулентности Форшгеймера. Перед определением коэффициентов фильтрационных сопротивлений определяют коэффициент сверхсжимаемости реального газа на основании предварительно определенных значений приведенного давления и приведенной температуры, определяют относительную плотность газа по воздуху при стандартных условиях, по математическим выражениям определяют коэффициенты ...

Подробнее
22-01-2025 дата публикации

Система прогнозирования производственных данных месторождения на основе их топологического анализа

Номер: RU2833491C1

Изобретение относится к компьютерным системам, функционирующим в области прогнозирования добычи углеводородов из подземных пластов и, в частности к системам, функционирующим на основе построения геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) нефтяных и газовых коллекторов, соответствующей заданной целевой функции с наименьшим значением. Технический результат заключается в расширении арсенала средств прогнозирования производственных данных месторождения и в повышении быстродействия системы. Система прогнозирования производственных данных месторождения характеризуется наличием четырех взаимосвязанных подсистем: подсистемы сбора и хранения информации, подсистемы обработки производственных данных, подсистемы оптимизации, подсистемы построения прогнозов. Целевая функция заявляемой системы, учитывающая только значимые точки, имеет более быструю сходимость, чем целевая функция, основанная на всей истории. При использовании только значимых данных глобальный минимум находится быстрее, и заявляемая система ...

Подробнее
02-04-1992 дата публикации

SONDE UND DEREN MEHRDIREKTIONELLE VERANKERUNGSANORDNUNG IM BOHRLOCH.

Номер: DE0003776905D1
Автор: WITTRISCH CHRISTIAN
Принадлежит: INST FRANCAIS DU PETROLE

Подробнее
11-12-2008 дата публикации

Kontinuierliches Bohrlochbohrsystem mit stationären Sensormessungen

Номер: DE0060040696D1
Принадлежит: BAKER HUGHES INC, BAKER HUGHES INC.

Подробнее
13-08-2014 дата публикации

System and method for stick-slip correction

Номер: GB0002510706A
Принадлежит:

A method of processing downhole measurement data includes: receiving formation measurement data generated by a downhole tool during a logging-while drilling operation over a selected time period; receiving a measured depth corresponding to the selected time period based on data taken at a surface location; receiving tool rotation data generated by measurements of a rotational rate of the downhole tool taken by a downhole sensor during the selected time period; calculating a new depth of the tool as a function of time over the selected time period based on a relationship between the tool rotation data and the measured depth; and correcting an original depth of the measurement data with the new depth.

Подробнее
24-08-2005 дата публикации

Tool for measuring perforation tunnel depth

Номер: GB0000514722D0
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
01-12-2004 дата публикации

System and method for quantitatively determining formation characteristic variations after events

Номер: GB0000423984D0
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
05-01-2012 дата публикации

Apparatus and methods for improved cement plug placement

Номер: US20120000649A1
Принадлежит: Schlumberger Technology Corp

A method and apparatus for making real-time measurements of downhole properties during cement plug placement. A wired placement conduit ( 30 ) is lowered downhole releasing a sensor package ( 34 ). The sensor package is capable of measuring downhole properties in real-time in the period while cement plug sets.

Подробнее
28-03-2018 дата публикации

Скважинное измерительное устройство электропогружной насосной установки

Номер: RU0000178244U1

Предлагаемое техническое решение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для передачи телеметрической информации, в частности, параметров среды и параметров погружного электродвигателя. Сущность заявляемого технического решения заключается в том, что наземный блок содержит фильтр низких частот, установленный на линии связи с вторичной обмоткой трехфазного трансформатора и выполненный с возможностью защиты системы от высокого напряжения. Также наземный блок содержит коммутирующее устройство, выполненное с возможностью смены полярности напряжения подаваемого в линию для измерения сопротивления изоляции, связанное с резистором снятия напряжения пропорционального току линии связи. При этом погружной блок содержит фильтрующе-коммутационное устройство, которое включает фильтр низких частот с коммутирующим элементом системы управления. Технический результат заключается в оптимизации защиты от высоковольтных помех, путем установки в погружном блоке фильтрующе-коммутационного устройства. Позволяет повысить надежность эксплуатации путем обеспечения защиты от высокого напряжения и реализации режима проверки изоляции наземным блоком. 1 ил. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (13) 178 244 U1 (51) МПК E21B 47/00 (2012.01) E21B 47/008 (2012.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (52) СПК E21B 47/00 (2018.02); E21B 47/0007 (2018.02) (21)(22) Заявка: 2018103638, 31.01.2018 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: (73) Патентообладатель(и): Хачатуров Дмитрий Валерьевич (UA) Дата регистрации: 28.03.2018 (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: RU 2230187 C2, 10.06.2004. SU 1640389 A2, 07.04.1991. RU 2099522 C1, 20.12.1997. RU 58610 U1, 27.11.2006. RU 2465456 C2, 27.10.2012. US 7445042 B2, 04.11.2008. 29.12.2017 UA u201713104 (45) Опубликовано: 28.03.2018 Бюл. № 10 R U (54) Скважинное измерительное устройство электропогружной насосной установки (57) Реферат: Предлагаемое техническое ...

Подробнее
31-03-2021 дата публикации

Роторная управляемая система с изменяемым усилием отталкивания от стенки скважины

Номер: RU0000203337U1

Полезная модель относится к буровой технике и может быть использована в составе компоновок низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин роторным способом. Роторная управляемая система содержит связанные между собой блок отклонителя, включающий в себя по меньшей мере один отклоняющий актуатор, блок гидравлических клапанов, гидравлический насос, электрический генератор, блок силового регулятора электропитания, блок батарей электропитания, блок управления, причем в блоке гидравлических клапанов дополнительно установлен клапан регулировки давления, выполненный с возможностью изменения давления гидравлической жидкости, приводящей в движение по меньшей мере один отклоняющий актуатор. Технический результат заключается в обеспечении возможности изменения давления гидравлической жидкости, приводящей в движение актуаторы модуля отклонителя и тем самым возможности изменения усилия отталкивания модуля отклонителя от стенки скважины. 4 ил. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (13) 203 337 U1 (51) МПК E21B 47/00 (2012.01) E21B 7/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (52) СПК E21B 47/00 (2021.02); E21B 7/00 (2021.02) (21)(22) Заявка: 2020127967, 03.11.2020 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: Дата регистрации: 31.03.2021 (45) Опубликовано: 31.03.2021 Бюл. № 10 2 0 3 3 3 7 R U (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: US 10113363 B2, 30.10.2018. RU 2690238 C1, 31.05.2019. RU 2435924 C1, 10.12.2011. RU 2043479 C1, 10.09.1995. SU 1716068 A1, 28.02.1992. (54) Роторная управляемая система с изменяемым усилием отталкивания от стенки скважины (57) Реферат: Полезная модель относится к буровой технике гидравлических клапанов дополнительно и может быть использована в составе компоновок установлен клапан регулировки давления, низа бурильной колонны при бурении наклонновыполненный с возможностью изменения направленных, горизонтальных и многозабойных ...

Подробнее
28-09-2021 дата публикации

Устройство для измерения расхода газожидкостной смеси

Номер: RU0000206801U1

Полезная модель относится к добыче нефти и может быть использована при измерениях количества жидкости и газа в продукции добывающих скважин и в других случаях, когда необходимо измерять количество жидкости и газа в двухфазном потоке при рабочих условиях. Устройство для измерения расхода газожидкостной смеси включает измерительную камеру, выполненную в виде двух вертикально установленных герметичных цилиндров, соединенных между собой в верхней части трубопроводом-перемычкой и имеющих соответственно сигнализаторы верхнего и нижнего уровня. Входные патрубки предназначены для последовательной и регулируемой разделителем потока, в зависимости от сигналов соответствующих сигнализаторов нижнего уровня, подачи газожидкостной смеси в вертикальные цилиндры измерительной камеры, а выходные патрубки – для ее опустошения, регулируемого разделителем потока в зависимости от сигналов соответствующих сигнализаторов верхнего уровня. Газовый спускной клапан расположен в верхней части трубопровода-перемычки и позволяет обеспечить такое давление внутри измерительной камеры, которое необходимо для вытеснения газом газожидкостной смеси из цилиндров. Предлагаемое техническое решение обеспечивает наиболее точное измерений расхода газожидкостной смеси за счет поддержания необходимого давления, которое может меняться в зависимости от состава измеряемого потока. 1 з.п. ф-лы, 2 ил. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (13) 206 801 U1 (51) МПК G01F 3/18 (2006.01) E21B 47/00 (2012.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (52) СПК G01F 3/18 (2021.08); E21B 47/00 (2021.08) (21)(22) Заявка: 2021119033, 30.06.2021 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: (73) Патентообладатель(и): Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина (RU) Дата регистрации: 28.09.2021 (45) Опубликовано: 28.09.2021 Бюл. № 28 2 0 6 8 0 1 R U (54) Устройство для измерения расхода газожидкостной смеси (57) Реферат: Полезная модель относится к добыче нефти ...

Подробнее
19-01-2012 дата публикации

System and method for fatigue analysis of a bottom hole assembly

Номер: US20120016589A1
Принадлежит: Schlumberger Technology Corp

A system and a method analyze fatigue damage of a bottom hole assembly (“BHA”), and more specifically, use a multi-scale approach for fatigue analysis of a BHA. Three length scales may be used in modeling of a BHA, namely the BHA scale, the component scale and the feature scale. Loading conditions for each collar/tool of the BHA may be determined, such as by use of a beam model, and may be applied to the finite element models for the collar/tool to determine the fatigue damage of each fatigue susceptible feature of each collar/tool. A cumulative fatigue damage of each critical feature may be determined, and the weakest component of the BHA may be identified. Prognostic and diagnostic implementation with well survey and drilling data may monitor fatigue damage of critical components of the BHA.

Подробнее
02-02-2012 дата публикации

Methods of electromagnetic migration imaging of geologic formation

Номер: US20120026314A1
Автор: Michael S. Zhdanov
Принадлежит: Technoimaging LLC

Methods and systems for imaging-while-drilling and look-ahead imaging of a geological formation using a borehole devices measuring multi-component vector and/or tensor logging data. An electromagnetic field transmitter generates an electromagnetic field. Electromagnetic receivers measure the response from the geological formation around the borehole and ahead of the device at various receiving positions. A central processing unit may compute a migration field by simulating the replacement of the receivers with conceptual transmitters, calculate an integrated sensitivity of the recorded electromagnetic field data, compute a reference field, and calculate a cross power spectra of the reference and the migration fields or cross correlation functions between the reference and the migration fields. A spatial weighting of the cross power spectra or cross correlation functions produces a numerical reconstruction of directional images and look-ahead images of the conductivity distribution around the borehole and/or ahead of the device located within the borehole.

Подробнее
01-03-2012 дата публикации

Valve condition monitoring

Номер: US20120051186A1
Автор: Stuart Guy Holley
Принадлежит: Vetco Gray Controls Ltd

A method for monitoring the operation of underwater-located equipment is provided. The method comprises: providing a sensor, the sensor comprising at least one of an acoustic sensor and an accelerometer, locating the sensor proximate the equipment to enable detection by the sensor of acoustic and/or acceleration components produced by the operation of the equipment, and producing electrical output signals in dependence on the detected components.

Подробнее
22-03-2012 дата публикации

EMAT Acoustic Signal Measurement Using Modulated Gaussian Wavelet and Hilbert Demodulation

Номер: US20120069705A1
Автор: Jinsong Zhao
Принадлежит: Baker Hughes Inc

Casing signals generated by an EMAT in a borehole are processed using at least two orthogonal band-limited filters. The band-limited filters may include Gaussian or Cauchy Wavelet filters. By using the Hilbert transform, an envelope of the filtered signals is determined and amplitudes and arrival times of individual arrivals are estimated. These can be used to estimate casing and cement properties.

Подробнее
19-04-2012 дата публикации

Arrangement and method for sending and/or sealing cement at a liner hanger

Номер: US20120090836A1
Принадлежит: Baker Hughes Inc

An apparatus for verifying cement arrival at a target location includes a liner. A sensory structure radially outwardly disposed of the liner at a target arrival location of cement from a cementing operation. The sensory structure configured to sense arrival of cement. A seal configuration automatically responsive to the sensed arrival of cement. Also included is a method for addressing micro annulus formation in a downhole cementing operation.

Подробнее
07-06-2012 дата публикации

Method for determining the wear of a force-loaded linkage of an earth-working device

Номер: US20120138320A1
Принадлежит: Tracto-Technik GmbH and Co KG

The invention relates to a method for determining the wear of a force-loaded linkage of an earthwork device, wherein the instantaneous load on the linkage is measured during operation of the earthwork device and used to perform a calculation of the service life.

Подробнее
07-06-2012 дата публикации

Self Adaptive Two Dimensional Least Square Filter for Distributed Sensing Data

Номер: US20120139746A1
Автор: Jianfeng Chen, Xudong Yang
Принадлежит: Baker Hughes Inc

A method, apparatus and computer-readable medium for filtering a signal from a plurality of distributed sensors is disclosed. The signal is obtained from the plurality of distributed strain sensors. A first subspace of a measurement space of the obtained signal is selected, wherein the first subspace is characterized by a step having a selected step size. An error for a filter corresponding to the first subspace is estimated and the step size when the estimated error meets a selected criterion. A second subspace characterized by a step having the adjusted step size is selected and the signal is filtered by applying a filter corresponding to the second subspace.

Подробнее
12-07-2012 дата публикации

Distributed fibre optic diagnosis of riser integrity

Номер: US20120179390A1
Принадлежит: Schlumberger Technology Corp

A subsea riser integrity diagnosis system comprising: one or more fibres deployed along a riser, preferably along the whole length subject to any potential failure, or alternatively deployed over the interval most subject to failure, a fibre optic sensor interrogation apparatus optically coupled to the fibre(s) and operable to detect changes in temperature (DTS), vibration (CRN), or strain (FBG) sensed by the fibre optic strain sensor, and a central processor means adapted to receive multiple measurement data from the interrogation apparatus and operable to determine from the received data the current status of temperature, pressure, vibration, strain or other parameters along the riser and to determine if the status is within safe limits or whether any number of potentially damaging events has occurred and to inform the operator(s) for possible action to be taken to safeguard the integrity of the riser.

Подробнее
26-07-2012 дата публикации

System and method for generation of alerts and advice from automatically detected borehole breakouts

Номер: US20120188090A1
Принадлежит: Baker Hughes Inc

A method for generating an alert or advice for drilling a borehole penetrating an earth formation includes: receiving with a processor a borehole image from a downhole tool disposed at a drill tubular drilling the borehole; detecting a first breakout and a second breakout shifted approximately 180° apart from the first breakout if breakouts are in the image using a method for detecting breakouts implemented by the processor; and generating an alert or advice with the processor if the first and second breakouts are detected.

Подробнее
09-08-2012 дата публикации

Drill pipe and corresponding drill fitting

Номер: US20120199400A1

A drillpipe for a drill stem to drill a hole. The drill stem includes a drill string and a bottom hole assembly. The drillpipe includes a first end having a first inertia, a second end having a second inertia, a first intermediate zone adjacent to the first end, a second intermediate zone adjacent to the second end, and a central substantially tubular zone with an external diameter smaller than the maximum external diameter of at least the first or the second end. A casing is fixed on the pipe over a portion of the external surface thereof, at least one physical parameter sensor is disposed in the casing, and at least one data transmission/storage mechanism is connected to the sensor output, the casing being disposed at a distance from the first and second ends, the casing being integral with the central zone at a distance from the first and second intermediate zones and having a smaller inertia than the first and second inertias.

Подробнее
08-11-2012 дата публикации

Hydraulic Signature Tester

Номер: US20120283966A1
Автор: Barry James McMiles
Принадлежит: Individual

The present invention provides a subsea apparatus for testing a hydraulic signature which has a fluid supply, a first pressure line coupled to the fluid supply, a second pressure line coupled to the fluid supply; and a pressure recording device operatively coupled to both the first pressure line and the second pressure line. A pressure recording device is capable of storing pre-determined pressure data representative of said pressure lines. The first pressure line functions at a lower pressure than the second pressure line while a pressure recording device records data to allow comparison of actual pressure data on the first and second pressure lines with said stored data.

Подробнее
10-01-2013 дата публикации

Intelligent Well System And Method

Номер: US20130008645A1
Принадлежит: Schlumberger Technology Corp

An intelligent well system and method has a sand face completion and a monitoring system to monitor application of a well operation. Various equipment and services may be used. In another aspect, the invention provides a monitoring system for determining placement of a well treatment. Yet another aspect of the invention is an instrumented sand screen. Another aspect is a connector for routing control lines. It is emphasized that this abstract is provided to comply with the rules requiring an abstract which will allow a searcher or other reader to quickly ascertain the subject matter of the technical disclosure. It is submitted with the understanding that it will not be used to interpret or limit the scope or meaning of the claims.

Подробнее
17-01-2013 дата публикации

Systems and methods of a sample bottle assembly

Номер: US20130014994A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services Inc

A sample bottle assembly. At least some of the illustrative embodiments are apparatuses including a first drill collar that includes: a first outer surface; a pocket accessible through an aperture in the first outer surface; a bottle assembly disposed within the pocket; a first end-clamp coupled within a first recess disposed at an upper end of the pocket to at least partially retain the bottle assembly in the pocket; and a second end-clamp coupled within a second recess disposed at the lower end of the pocket to at least partially retain the bottle assembly in the pocket. The bottle assembly further includes: a sample bottle having an axial length; and a sleeve comprising a bore, the sample bottle received within the bore, and the sleeve has an axial length substantially the same as the sample bottle.

Подробнее
24-01-2013 дата публикации

Methods for measuring leakage rate and inferring production rate of an oilfield downhole pump

Номер: US20130024138A1
Автор: Thomas M. Mills
Принадлежит: Lufkin Industries Inc

Methods for measuring the leakage rate of a downhole pump using either measured axial load information from the drive rod string or using measured production data. The invention is for methods of applying the leakage rate to a downhole dynamometer card, for a reciprocating rod pump, for determining well production.

Подробнее
07-02-2013 дата публикации

Methods for Fluid Monitoring in a Subterranean Formation Using One or More Integrated Computational Elements

Номер: US20130032339A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services Inc

Methods for fluid monitoring in a subterranean formation can comprise: providing a diverting fluid comprising a diverting agent; introducing the diverting fluid into a subterranean formation comprising one or more subterranean zones; and monitoring a disposition of the diverting fluid within the subterranean formation using one or more integrated computational elements in optical communication with the subterranean formation.

Подробнее
21-02-2013 дата публикации

Method For Quantitatively Assessing Connectivity For Well Pairs At Varying Frequencies

Номер: US20130042677A1
Принадлежит: Individual

Method for quantitatively assessing connectivity for well pairs at varying frequencies. A time series of measurements ( 12 ) is chosen for each of the two wells such that the particular measurements will be sensitive to subsurface connectivity if it exists ( 11 ). The two time series may then be pre-processed by resampling to time intervals commensurate with response time between the two wells ( 13 ), detrending the measurements ( 14 ), and detecting and eliminating spiking noises ( 15 ). Then the time series are transformed to the frequency domain where coherence and phase between the two series are compared for varying frequencies ( 16 ). This comparison is used to make a determination of connectivity.

Подробнее
14-03-2013 дата публикации

Method of phase synchronization of mwd or wireline apparatus separated in the string

Номер: US20130066557A1
Автор: Stanislav W. Forgang
Принадлежит: Baker Hughes Inc

The present disclosure is related to apparatuses and methods for estimating a phase offset in earth formations. The method may include estimating the phase offset by comparing signals generated and received by a first sub, the second signal being transmitted by a second sub that has been synchronized by the signal generated by the first sub. The signals may be exchanged using a first antenna on the first sub and a second antenna on the second sub. The signals may use a selected frequency. Synchronization may take place without electrical communication between the first and second subs. The method may include compensating for a propagation delay in the signals using the phase offset. The method may include using a time stamp during the synchronization. The apparatus may include a first antenna and a second antenna on first and second subs, respectively, both configured to transmit and receive electromagnetic signals.

Подробнее
21-03-2013 дата публикации

Method and System for Passive Electroseismic Surveying

Номер: US20130073210A1
Принадлежит: Hunt Energy Enterprises LLC

A method of passive surveying comprises generating one or more detected signals by passively detecting a signal generated within a subsurface earth formation due to a seismoelectric response or an electroseismic response in at least one porous subsurface earth formation containing at least one fluid, and processing the one or more detected signals to determine at least one property of the subsurface earth formation.

Подробнее
28-03-2013 дата публикации

WELLBORE SURVEILLANCE SYSTEM

Номер: US20130075091A1
Автор: Hallundbaek Jørgen
Принадлежит: WELLTEC A/S

The present invention relates to wellbore surveillance system for obtaining fluid reservoir information data, such as the position and amount of gas, oil and/or water, while draining hydrocarbons from an oil or gas field via a casing in a wellbore in a formation, the casing having a vertical part near a top of the casing and an inner face, the system comprising a first sensor for measuring a content of gas, oil and/or water in the formation, and a second sensor for measuring a content of gas, oil and/or water in the formation. 1123425. A wellbore surveillance system () for obtaining fluid reservoir information data , such as the position and amount of gas , oil and/or water , while draining hydrocarbons from an oil or gas field via a casing () in a wellbore () in a formation () , the casing having a vertical part near a top () of the casing and an inner face , the system comprising:{'b': '5', 'a first sensor () for measuring a content of gas, oil and/or water in the formation, and'}{'b': '5', 'a second sensor () for measuring a content of gas, oil and/or water in the formation, wherein the first and the second sensors are arranged at least partly in a casing wall of the casing, and the second sensor is arranged at a distance from the first sensor.'}250. A wellbore surveillance system according to claim 1 , further comprising a second casing () arranged in a second wellbore and comprising:{'b': '5', 'a first sensor () for measuring a content of gas, oil and/or water in the formation, and'}{'b': '5', 'a second sensor () for measuring a content of gas, oil and/or water in the formation, wherein the first and the second sensors are arranged at least partly in a casing wall of the second casing, and the second sensor is arranged at a distance from the first sensor.'}4. A wellbore surveillance system according to claim 1 , wherein the sensors are arranged in an opening in the inner face of the wall of the casing or a through-hole in the wall of the casing.5. A wellbore ...

Подробнее
04-04-2013 дата публикации

USE OF NANOPARTICLES FOR LABELLING OIL FIELD INJECTION WATERS

Номер: US20130084643A1
Принадлежит: TOTAL SA

The present invention relates to the development of tracer fluids, more generally, that of aqueous liquids, intended to be injected under pressure in an oil reservoir, for example from an injection well up to a production well. 1. A method of study of a solid medium (i.e. an oil reservoir) by diffusion of a fluid through said solid medium , comprising: having average dimensions comprised, in preferred ascending order, between 20 and 200 nm, 20 and 100 nm, 50 and 100 nm, 60 and 80 nm;', 'detectable by means of one or several S signals at dilutions of less than or equal to 10;', 'adapted to form a stable colloidal suspension in a saline medium;', 'at least a portion of which is constituted of a core and a coating provided with an adjustable hydrophilic-lipophilic balance (HLB) and comprising at least one organic and/or organosilicon component., 'injecting, in this solid medium (diffusion), a liquid (injection liquid) comprising a nanoparticle-based tracer;'}recovering the liquid having diffused;analyzing this liquid having diffused to measure the quantity of tracer by detection of the signal or signals S.2. A method according to claim 1 , wherein the core of the nanoparticles contains:at least one material selected from the group consisting of: the semiconductors, noble metals, fluorides, vanadates or rare earth oxides and their mixtures and/or alloys; i. luminescent entities selected from the group consisting of: the semiconductors, oxides, rare earth fluorides or vanadates, organic fluorescent molecules, transition metal ions, rare earth ions connected, or not, to complexing molecules and/or to molecules allowing for enhancing their absorption and their mixtures and/or alloys;', 'ii. optionally, other entities allowing for modifying the luminescence properties and selected from the group consisting of: noble metal particles and their mixtures and/or alloys;', 'iii. and mixtures of (i) and (ii)., 'or a matrix selected from the group of materials consisting of: ...

Подробнее
18-04-2013 дата публикации

Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing

Номер: US20130091942A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services Inc

Distributed acoustic, vibration, density and/or strain sensing is utilized for downhole monitoring. A method of tracking fluid movement along a wellbore of a well includes: detecting vibration, density, strain (static and/or dynamic) and/or Brillouin frequency shift in the well using at least one optical waveguide installed in the well; and determining the fluid movement based on the detected vibration, density, strain and/or Brillouin frequency shift. Another method of tracking fluid movement along a wellbore of a well includes: detecting a change in density of an optical waveguide in the well; and determining the fluid movement based on the detected density change.

Подробнее
18-04-2013 дата публикации

METHODS AND APPARATUS FOR SUBSEA WELL INTERVENTION AND SUBSEA WELLHEAD RETRIEVAL

Номер: US20130092383A1
Принадлежит: WEATHERFORD/LAMB, INC.

The present invention generally relates to methods and apparatus for subsea well intervention operations, including retrieval of a wellhead from a subsea well. In one aspect, a method of performing an operation in a subsea well is provided. The method comprising the step of positioning a tool proximate a subsea wellhead. The tool has at least one grip member and the tool is attached to a downhole assembly. The method also comprising the step of clamping the tool to the subsea wellhead by moving the at least one grip member into engagement with a profile on the subsea wellhead. The method further comprising the step of applying an upward force to the tool thereby enhancing the grip between the grip member and the profile on the subsea wellhead. Additionally, the method comprising the step of performing the operation in the subsea well by utilizing the downhole assembly. 1. A method of performing an operation in a subsea well , the method comprising:positioning a tool proximate a subsea wellhead, the tool having at least one grip member and the tool being attached to a downhole assembly;clamping the tool to the subsea wellhead by moving the at least one grip member into engagement with a profile on the subsea wellhead;applying an upward force to the tool thereby enhancing the grip between the grip member and the profile on the subsea wellhead; andperforming the operation in the subsea well by utilizing the downhole assembly.2. The method of claim 1 , wherein the tool is positioned proximate the subsea wellhead by utilizing a conveyance member.3. The method of claim 2 , wherein the upward force is generated by pulling on the conveyance member.4. The method of claim 1 , wherein at least a portion of the upward force is created by a cylinder member in the tool that acts on the subsea wellhead.5. The method of claim 1 , further including retaining the grip member in a clamped position by moving a lock member into engagement with the grip member.6. The method of claim 1 , ...

Подробнее
18-04-2013 дата публикации

HYDRAULIC CONTROL SYSTEM MONITORING APPARATUS AND METHOD

Номер: US20130092385A1
Автор: Curtiss, III Jason Post
Принадлежит:

A hydraulic control system for operating a subsea blowout preventer includes a surface manifold configured to convey hydraulic power to the blowout preventer, a surface actuation valve hydraulically connected to subsea valves and configured to operate the blowout preventer, and a control system monitoring apparatus. The control system monitoring apparatus includes a surface manifold pressure transducer hydraulically connected to the surface manifold, an electronic readback system, and a surface control line pressure transducer hydraulically connected to the surface end of at least one control hose and the surface actuation valve. The control system monitoring apparatus is configured to read, record, and process pressure data supplied by the surface manifold and surface control line pressure transducers. 16.-. (canceled)7. A method of monitoring blowout preventer closing time , the method comprising:actuating a surface actuation valve and recording a surface manifold pressure for a fixed time interval;determining a minimum value of the surface manifold pressure during the fixed interval;calculating an elapsed time between a start time of actuating the surface actuation valve start time and a time at which the surface manifold pressure reached the minimum value;displaying the calculated elapsed time on the display in an electronic readback system.8. The method of claim 7 , further comprising adding a predetermined lag time to the elapsed time.9. The method of claim 8 , wherein the lag time is about one second.10. The method of claim 7 , wherein the fixed time interval is about 75-100 seconds.11. The method of claim 7 , wherein the recording of the surface manifold pressure is triggered by an electrical actuation signal. This application claims priority, under 35 U.S.C. §119(e), to U.S. Patent Application No. 61/255,745, filed on Oct. 28, 2009, which is assigned to the present assignee and herein incorporated by reference in its entirety.1. Field of the ...

Подробнее
18-04-2013 дата публикации

Riser Lifecycle Management System, Computer Readable Medium and Program Code

Номер: US20130092387A1
Автор: Radi Amin
Принадлежит: VETCO GRAY INC.

Systems, computer readable medium, program code, and methods for monitoring and managing a plurality of marine riser assets are provided. An example of a system includes a computer and a computer readable medium containing a program code of instructions that when executed by the computer, cause the computer to perform operations for tracking the subsea deployment and retrieval of each of a plurality of riser joints. The operations can include receiving riser joint identification data from a riser joint identification indicator connected to the respective riser joint during the operational deployment thereof, and identifying the respective riser joint being operationally deployed to thereby track the deployment thereof. The operations can also include receiving riser joint identification data from the riser identification indicator of the respective riser joint during retrieval thereof, and identifying the respective one or more riser joints being retrieved to thereby track the retrieval thereof. 1. A non-transitory computer readable medium embodying program code for monitoring and managing a plurality of marine riser assets , the program code comprising a set of instructions , stored on the computer readable medium , that when executed by a computer , cause the computer to perform the operations of:receiving riser joint identification data retrieved from each of a plurality of riser joints during a subsea deployment thereof from a vessel to form a marine riser string, each separate one of the plurality of riser joints carrying a riser joint identification indicator connected thereto, each riser joint identification indicator carrying or containing information about the respective riser joint sufficient to provide for separately identifying the respective riser joint from each other of the plurality of riser joints deployed during the subsea deployment; andidentifying each separate one of the respective plurality of riser joints deployed from the vessel responsive to ...

Подробнее
18-04-2013 дата публикации

System and Method for Monitoring and Controlling Underground Drilling

Номер: US20130092438A1
Принадлежит: Individual

A system and method for monitoring underground drilling in which vibration is monitored by creating a model of the drill string using finite element techniques or finite difference techniques and (i) predicting vibration by inputting real time values of operating parameters into the model, and then adjusting the model to agree with measured vibration data, (ii) predicting the weight on bit and drill string and mud motor speeds at which resonance will occur, as well as when stick-slip will occur, so that the operator can avoid operating regimes that will result in high vibration, (iii) determining vibration and torque levels along the length of the drill string based on the measured vibration and torque at one or more locations, (iv) determining the remaining life of critical components of the drill string based on the history of the vibration to which the components have been subjected, and (v) determining the optimum drilling parameters that will avoid excessive vibration of the drill string.

Подробнее
25-04-2013 дата публикации

SYSTEMS AND METHODS FOR KILLING A WELL

Номер: US20130098605A1
Автор: Dirksen Ronald J.
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

A well system and associated method, in which a kill weight fluid can be flowed into a wellbore via a flow passage extending from the surface to a downhole location, and prior to the flowing, the flow passage is installed with a casing string into the wellbore. A well system and associated method, in which a flow passage is positioned external to a casing, and wherein a downhole well parameter is measured via the flow passage. Another method can include flowing a kill weight fluid into a wellbore via a flow passage extending along a casing string, the flowing being performed while a formation fluid flows into the wellbore. 1. A well killing method , comprising:flowing a kill weight fluid into a wellbore via a flow passage extending from a surface location to a downhole location; andprior to the flowing, installing the flow passage with a casing string into the wellbore.2. The method of claim 1 , wherein the flow passage extends through a conduit positioned external to a casing string.3. The method of claim 2 , wherein the conduit extends helically about the casing string.4. The method of claim 1 , wherein the flow passage extends through an annular space radially between inner and outer tubular strings.5. The method of claim 1 , wherein one or more lines extend through the flow passage to a downhole sensor.6. The method of claim 5 , wherein the downhole sensor measures at least one of pressure claim 5 , temperature and flow rate downhole.7. The method of claim 5 , wherein the sensor is in fluid communication with the flow passage.8. The method of claim 5 , wherein the sensor receives a telemetry signal from a drill string.9. The method of claim 8 , wherein the sensor receives a telemetry signal from sensors in the drill string.10. The method of claim 1 , wherein the flow passage is installed with a casing string in a water depth of greater than 500 feet.11. A well system claim 1 , comprising:a flow passage extending along a casing string;wherein a downhole well ...

Подробнее
25-04-2013 дата публикации

System and Method for Monitoring and Controlling Underground Drilling

Номер: US20130098683A1
Принадлежит: Individual

A system and method for monitoring underground drilling in which vibration is monitored by creating a model of the drill string using finite element techniques or finite difference techniques and (i) predicting vibration by inputting real time values of operating parameters into the model, and then adjusting the model to agree with measured vibration data, (ii) predicting the weight on bit and drill string and mud motor speeds at which resonance will occur, as well as when stick-slip will occur, so that the operator can avoid operating regimes that will result in high vibration, (iii) determining vibration and torque levels along the length of the drill string based on the measured vibration and torque at one or more locations, (iv) determining the remaining life of critical components of the drill string based on the history of the vibration to which the components have been subjected, and (v) determining the optimum drilling parameters that will avoid excessive vibration of the drill string.

Подробнее
25-04-2013 дата публикации

PERCUSSION ASSISTED ROTARY EARTH BIT AND METHOD OF OPERATING THE SAME

Номер: US20130098684A1
Принадлежит:

A method of boring through a formation includes providing a drilling machine and drill string and operatively coupling an earth bit to the drilling machine through the drill string. An air flow is provided through the drill string at an air pressure less than about one-hundred pounds per square inch (100 psi) and an overstrike force is applied to the earth bit, wherein the overstrike force is less than about five foot-pounds per square inch (5 ft-lb/in). 1. A method of boring through a formation , comprising:operatively coupling an earth bit to a rotary head through a drill string, wherein the rotary head applies a weight-on-bit to the earth bit through the drill string;{'sup': 2', '2, 'applying an overstrike force to the earth bit, wherein the overstrike force is in a range of about one foot pound per square inch (1 ft-lb/in) to about five foot pounds per square inch (5 ft-lb/in);'}providing an fluid flow through the drill string at a pressure less than about one-hundred pounds per square inch (100 psi); andadjusting the overstrike force without adjusting the pressure of the fluid flow through the drill string.2. The method of claim 1 , further including applying the overstrike force to the earth bit at a rate in a range of about eleven-hundred (1100) times per minute to about fourteen-hundred (1400) times per minute.3. The method of claim 1 , further including adjusting the overstrike force in response to adjusting a fluid flow through the drill string.4. The method of claim 3 , further including adjusting an amplitude and/or frequency of the overstrike force in response to an indication of a penetration rate of the earth bit through the formation without adjusting the pressure of the fluid flow through the drill string.5. The method of claim 1 , further including providing an air flow through the drill string at a rate in a range of about one-thousand cubic feet per minute (1 claim 1 ,000 cfm) to about four thousand cubic feet per minute (4 claim 1 ,000 cfm).6. ...

Подробнее
02-05-2013 дата публикации

METHOD AND SYSTEM OF DETERMINING CONSTITUENT COMPONENTS OF A FLUID SAMPLE

Номер: US20130104642A1
Принадлежит: Landmark Graphics Corporation

Determining constituent components of a fluid sample. At least some of the illustrative embodiments are methods including: creating electromagnetic energy with a wavelength in the infrared region; directing the electromagnetic energy into a fluid sample; modulating the electromagnetic energy at a modulation frequency; directing the electromagnetic energy that passes through the fluid sample to a first resonant chamber, the first resonant chamber has an acoustic resonant frequency substantially equal to the modulation frequency; absorbing at least a portion of the electromagnetic energy by a detector fluid within the first resonant chamber; detecting acoustic energy within the first resonant chamber; and determining a first constituent component of the fluid sample based on the acoustic energy within the first resonant chamber. 1. A method comprisingcreating electromagnetic energy with wavelengths in the infrared region;directing the electromagnetic energy into a fluid sample;modulating the electromagnetic energy at a modulation frequency;directing the electromagnetic energy that passes through the fluid sample to a first resonant chamber, the first resonant chamber has an acoustic resonant frequency substantially equal to the modulation frequency;absorbing at least a portion of the electromagnetic energy by a detector fluid within the first resonant chamber;detecting acoustic energy within the first resonant chamber; anddetermining a first constituent component of the fluid sample based on the acoustic energy within the first resonant chamber.2. The method of wherein directing the electromagnetic energy through the fluid sample further comprises directing electromagnetic energy having wavelength between and including 1.5 micrometers (microns) and 25 microns.3. The method of wherein created electromagnetic energy further comprises:creating electromagnetic energy in both the visible region and infrared region; and thenfiltering the electromagnetic energy such that ...

Подробнее
02-05-2013 дата публикации

TOOL FOR TESTING DOWNHOLE TUBING

Номер: US20130104643A1
Автор: TOKAREK Wade
Принадлежит:

A tool for testing a tubular has a shaft with a fluid passageway connecting a first port and one or more second ports. A sealing element seals against the tubular member. The shaft moves relative to the sealing sleeve between an open position in which the first port is in fluid communication with the second port and a closed position in which the sealing sleeve closes the first port. An anchor secures the sealing sleeve relative to the tubular member to permit the shaft to move from the open position to the closed position. 1. A tool for testing a tubular member , comprising:a shaft having a fluid passageway connecting at least one first port and at least one second port;a sealing element that seals against the tubular member, the shaft moving relative to the sealing element between an open position in which the at least one first port is in fluid communication with the at least one second port and a closed position in which the sealing element closes the at least one first port; andan anchor that secures the sealing element relative to the tubular member to permit the shaft to move from the open position to the closed position.2. The tool of claim 1 , wherein the sealing element comprises an inner cavity claim 1 , the shaft extending into the sealing element such that claim 1 , in the closed position claim 1 , the at least one first fluid port is positioned within the inner cavity.3. The tool of claim 2 , wherein the cavity comprises a first axial stop surrounding the shaft claim 2 , and the shaft comprises a second axial stop within the cavity claim 2 , the second axial stop engaging the first axial stop in the open position.4. The tool of claim 3 , wherein the shaft comprises a third axial stop outside the inner cavity claim 3 , the third axial stop engaging the first axial stop in the closed position.5. The tool of claim 1 , wherein the anchor is released as the shaft is moved from the closed position to the open position.6. The tool of claim 1 , wherein claim 1 ...

Подробнее
02-05-2013 дата публикации

SAFETY VALVE WITH ELECTRICAL ACTUATOR AND TUBING PRESSURE BALANCING

Номер: US20130105149A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

A well tool for use with a subterranean well can include a flow passage extending longitudinally through the well tool, an internal chamber containing a dielectric fluid, and a flow path which alternates direction, and which provides pressure communication between the internal chamber and the flow passage. A method of controlling operation of a well tool can include actuating an actuator positioned in an internal chamber of the well tool, a dielectric fluid being disposed in the chamber, and the chamber being pressure balanced with a flow passage extending longitudinally through the well tool, and varying the actuating, based on measurements made by at least one sensor of the well tool. 14-. (canceled)5. A well tool for use with a subterranean well , the well tool comprising:a flow passage extending longitudinally through the well tool;an internal chamber containing a dielectric fluid;a flow path which alternates direction, and which provides pressure communication between the internal chamber and the flow passage; andan electrical actuator in the dielectric fluid, wherein the actuator displaces a pressure transmission device which isolates the chamber from the flow passage.6. The well tool of claim 5 , wherein the pressure transmission device comprises a bellows.7. The well tool of claim 5 , wherein the pressure transmission device comprises a piston.8. A well tool for use with a subterranean well claim 5 , the well tool comprising:a flow passage extending longitudinally through the well tool;an internal chamber containing a dielectric fluid; anda flow path which alternates direction, and which provides pressure communication between the internal chamber and the flow passage, wherein the chamber is in fluid communication with a source of the dielectric fluid via a conduit extending to a remote location, and wherein a line extends through the conduit to an actuator in the chamber.9. A well tool for use with a subterranean well claim 5 , the well tool comprising:a ...

Подробнее
09-05-2013 дата публикации

Ported packer

Номер: US20130112408A1
Автор: John A Oxtoby

Disclosed is a packer that is ported to provide fluid communication through the packer between the wellbore annulus above the packer and the wellbore annulus below the packer. Such a ported packer can be used to allow for pressure testing the casing and/or for controlling a failed well.

Подробнее
09-05-2013 дата публикации

Apparatus and method of forming a plug in a wellbore

Номер: US20130112434A1
Автор: Gunnar Lende, Hank ROGERS
Принадлежит: Halliburton Energy Services Inc

A method of forming a plug in a wellbore includes disposing a work string in a wellbore. The work string includes a first tool comprising a port providing fluid communication between an interior space of the first tool to an exterior space to permit placement of a plug in a wellbore. The method includes introducing a first fluid volume via the work string to form a plug in the wellbore, and includes load testing the plug at least in part by applying an axial force on the plug with the work string to determine that the plug is set.

Подробнее
16-05-2013 дата публикации

METHOD AND APPARATUS FOR ESTIMATING A DOWNHOLE FLUID PROPERTY USING A CHARGED PARTICLE DENSITOMETER

Номер: US20130118248A1
Автор: DiFoggio Rocco
Принадлежит:

An apparatus, system and method are disclosed for estimating a property of a fluid downhole, the apparatus including but not limited to a carrier that is conveyable in a borehole; a test cell carried by the carrier for capturing a fluid downhole; a fluid channel immersed in the fluid downhole, the fluid channel having a first wall and a second wall, wherein the first wall faces the second wall; at least on charged particle source placed at location along the first wall of the fluid channel; and at least one charged particle detector placed at a location along the second wall of the fluid channel, wherein the at least one radioactive detector is in positioned to be in particle communication with the at least one of the charged particle source. 1. An apparatus for estimating a property of a downhole fluid , the apparatus comprising:a carrier that is conveyable in a borehole;a test cell carried by the carrier for capturing the downhole fluid;a fluid channel immersed in the downhole fluid, the fluid channel having a first wall and a second wall, wherein the first wall faces the second wall;a quantity of charged particle sources placed at locations along the first wall of the fluid channel; anda quantity of charged particle detectors placed at locations along the second wall of the fluid channel, wherein each of the radioactive detectors is in positioned to be in particle communication with at least one of the charged particle sources.2. The apparatus of claim 1 , the apparatus further comprising:a positioner device in physical communication with at least one of the first wall and the second; anda processor configured to actuate the positioner device to change a distance between the first wall and the second wall to estimate density of the fluid in the fluid channel based on the quantity of charged particles detected passing through the downhole fluid in the fluid channel at the distance between the first wall and second wall.3. The apparatus of claim 2 , wherein the ...

Подробнее
16-05-2013 дата публикации

DOWN HOLE SURVEYING TOOL

Номер: US20130118731A1
Автор: Parfitt Richard John
Принадлежит: IMDEX TECHNOLOGY AUSTRALIA PTY LTD.

A down hole surveying tool () is for directional surveying of boreholes. The tool () includes a body () which accommodates a two-axis gyroscope () and a two-axis accelerometer (). The gyroscope () and accelerometer () are rigidly fixed with respect to each other to provide a composite sensor device (). The sensor device () is supported in a rotary mount () for rotation about an indexing axis (). The sensor device () can be indexed about the indexing axis between two indexing positions which are 180 degrees apart. An indexing mechanism () is provided for selectively indexing the sensor device () about the indexing axis (). The indexing mechanism () includes a drive portion () and a driven portion () adapted for selective interaction to impart indexing motion to the sensor device (). The driven portion () is movable into and out of engagement with the drive portion () upon rotation of the rotary mount () about a pitch axis () using a pitch drive mechanism (). 1. An apparatus for indexing a device about an indexing axis , the apparatus comprising a base , a support for supporting the device for rotation about the indexing axis , the support comprising a rotary mount supported on the base for rotation about a pitch axis transverse to the indexing axis , an indexing drive mechanism for indexing the device about the indexing axis , the indexing drive mechanism comprising a drive portion and a driven portion , the drive portion being provided on the base and the driven portion being provided on the rotary mount and drivingly connected to the device , the driven portion being movable into and out of engagement with the drive portion upon rotation of the rotary mount about the pitch axis , whereby when the driven portion is in engagement with the drive portion the driven portion can receive drive therefrom to cause indexing of the device about the indexing axis.2. The apparatus according to wherein the drive portion comprises a drive element adapted for mounted eccentrically ...

Подробнее
16-05-2013 дата публикации

MANAGED PRESSURE CEMENTING

Номер: US20130118752A1
Принадлежит: WEATHERFORD/LAMB, INC.

A method of cementing a tubular string in a wellbore includes: deploying the tubular string into the wellbore; pumping cement slurry into the tubular string; launching a cementing plug after pumping the cement slurry; propelling the cementing plug through the tubular string, thereby pumping the cement slurry through the tubular string and into an annulus formed between the tubular string and the wellbore; and controlling flow of fluid displaced from the wellbore by the cement slurry to control pressure of the annulus. 1. A method of cementing a tubular string in a wellbore , comprising:deploying the tubular string into the wellbore;pumping cement slurry into the tubular string;launching a cementing plug after pumping the cement slurry;propelling the cementing plug through the tubular string, thereby pumping the cement slurry through the tubular string and into an annulus formed between the tubular string and the wellbore; andcontrolling flow of fluid displaced from the wellbore by the cement slurry to control pressure of the annulus.2. The method of claim 1 , wherein the displaced fluid flow is controlled by choking.3. The method of claim 2 , wherein:the annulus pressure is bottomhole pressure, andthe choking is adjusted to maintain a constant bottom hole pressure as the cement slurry is pumped into the annulus.4. The method of claim 3 , wherein the choking is relaxed as the cement slurry is pumped into the annulus.5. The method of claim 3 , wherein:the choking is relaxed as the cement slurry is pumped into a first portion of the annulus, andthe choking is tightened as the cement slurry is pumped into a second portion of the annulus.6. The method of claim 3 , further comprising exerting backpressure on the annulus while setting a packoff of the tubular string.7. The method of claim 1 , wherein the displaced fluid flow is controlled by pumping.8. The method of claim 1 , wherein the displaced fluid flow is controlled by buoying.9. The method of claim 1 , further ...

Подробнее
16-05-2013 дата публикации

Determining Drill String Status in A Wellbore

Номер: US20130124096A1
Принадлежит: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION

A method for determining a status of a drill string in a wellbore. The method can include obtaining pressure data and hook load data for the drill string. The pressure data can be filtered to obtain pressure sections. A low pressure threshold can be determined based upon the pressure sections. The hook load data can be filtered to obtain hook load sections. Hook load baselines can be determined based upon the hook load sections. Dynamic thresholds can be determined based upon the hook load baselines. An in-slips status of the drill string can be determined based upon the low pressure threshold, the dynamic thresholds, or both. 1. A method for determining a status of a drill string in a wellbore , comprising:obtaining pressure data and hook load data for the drill string;filtering the pressure data to obtain pressure sections;determining a low pressure threshold based upon the pressure sections;filtering the hook load data to obtain hook load sections;determining hook load baselines based upon the hook load sections;determining dynamic thresholds based upon the hook load baselines; anddetermining an in-slips status of the drill string based upon the low pressure threshold, the dynamic thresholds, or both.2. The method of claim 1 , further comprising filtering the pressure data in two directions to obtain forward and backward pressure sections.3. The method of claim 2 , further comprising merging the forward and backward pressure sections to obtain merged pressure sections.4. The method of claim 3 , wherein the low pressure threshold is determined based upon inflection points in the merged pressure sections.5. The method of claim 1 , wherein the pressure data is filtered with a Kaiser filtering algorithm.6. The method of claim 1 , further comprising filtering the hook load data in two directions to obtain forward and backward hook load sections.7. The method of claim 6 , further comprising merging the forward and backward hook load sections to obtain merged hook load ...

Подробнее
23-05-2013 дата публикации

Micro-Sonic Density Imaging While Drilling Systems and Methods

Номер: US20130125641A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

Various micro-sonic density imaging-while-drilling systems and methods are disclosed. In at least some forms, the micro-sonic logging tool is embodied in a drill collar having at least one stabilizer blade. One or more acoustic transmitters are set in a distal face of the stabilizer blade to generate acoustic waves. One or more receivers can also be set in the distal face of the stabilizer blade to detect P-waves and S-waves that have propagated through the formation making up the borehole wall. Processing circuitry measures the velocity or slowness of the acoustic waves and optionally associates the measured values with a spot on the borehole wall as identified. Multiple transmitters can be used if it is desired to obtain compensated measurements. The tool can further include a fluid cell to measure acoustical properties of the borehole fluid, which can be used to convert the formation slowness measurements into density measurements. 1. A logging while drilling tool that comprises:a drill collar having at least one acoustic transmitter and at least one acoustic receiver to make azimuthally-sensitive measurements of formation P-wave and S-wave velocity or slowness values; andprocessing circuitry coupled to the at least one receiver, wherein the processing circuitry determines formation density based at least in part on measured P-wave and S-wave velocities or slowness values.2. The tool of claim 1 , further comprising a fluid cell that measures acoustic impedance of fluid in the borehole claim 1 , wherein the formation density is determined based at least in part on the measured acoustic impedance.3. The tool of claim 1 , further comprising:a motion-tracking unit that tracks the logging tool's position and rotational orientation,wherein the processing circuitry associates measured formation density values with the corresponding position and rotational orientation of the tool.4. The tool of claim 1 , further comprising a display coupled to the processing circuitry to ...

Подробнее
23-05-2013 дата публикации

SENSOR DEVICE FOR A DOWN HOLE SURVEYING TOOL

Номер: US20130125642A1
Автор: Parfitt Richard John
Принадлежит: IMDEX TECHNOLOGY AUSTRALIA PTY LTD.

A down hole surveying tool () is for directional surveying of boreholes. The tool () includes a body () which accommodates a composite sensor device (). The sensor device () is supported for rotation about an indexing axis () in a rotary mount () which provides an indexing platform (). The sensor device () can be indexed about the indexing axis between two indexing positions which are 180 degrees apart. An indexing mechanism () is provided for selectively indexing the sensor device () about the indexing axis (). The sensor device () includes a two-axis gyroscope () and a two-axis accelerometer () connected together and rotatable in unison. The indexing axis () is perpendicular to the two sensitive axes of the gyroscope () and the two sensitive axes of the accelerometer (). The gyroscope () and accelerometer () are rigidly fixed with respect to each other to provide a sensor package which constitutes the composite sensor device (). 1. A sensor device comprising a gyroscope and an accelerometer connected together and rotatable in unison about an axis perpendicular to two sensitive axes of the gyroscope and two sensitive axes of the accelerometer.2. The sensor device according to wherein the gyroscope comprises a two-axis gyroscope and the accelerometer comprises a two-axis accelerometer claim 1 , with the respective sensitive axes perpendicular to the indexing axis.3. A down hole surveying tool incorporating a sensor device according to .4. A down hole surveying tool comprising a sensor device rotatable about an indexing axis claim 1 , a base claim 1 , a support for supporting the sensor device for rotation about the indexing axis claim 1 , the support comprising a rotary mount supported on the base for rotation about a pitch axis transverse to the indexing axis claim 1 , a pitch drive mechanism for selectively rotating the rotary mount about the pitch axis claim 1 , and an indexing drive mechanism for indexing the sensor device about the indexing axis claim 1 , the ...

Подробнее
23-05-2013 дата публикации

SAFETY VALVE WITH ELECTRICAL ACTUATOR AND TUBING PRESSURE BALANCING

Номер: US20130126154A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

A well tool for use with a subterranean well can include a flow passage extending longitudinally through the well tool, an internal chamber containing a dielectric fluid, and a flow path which alternates direction, and which provides pressure communication between the internal chamber and the flow passage. A method of controlling operation of a well tool can include actuating an actuator positioned in an internal chamber of the well tool, a dielectric fluid being disposed in the chamber, and the chamber being pressure balanced with a flow passage extending longitudinally through the well tool, and varying the actuating, based on measurements made by at least one sensor of the well tool. 1. A well tool for use with a subterranean well , the well tool comprising:a flow passage extending longitudinally through the well tool;an internal chamber containing a dielectric fluid; anda flow path which alternates direction, and which provides pressure communication between the internal chamber and the flow passage.2. The well tool of claim 1 , further comprising a floating piston in the flow path claim 1 , and wherein the floating piston prevents the dielectric fluid from flowing into the flow passage.3. The well tool of claim 2 , wherein the floating piston is positioned in an enlarged section of the flow path.4. The well tool of claim 1 , further comprising an electrical actuator in the dielectric fluid.5. The well tool of claim 4 , wherein the actuator displaces a pressure transmission device which isolates the chamber from the flow passage.6. The well tool of claim 5 , wherein the pressure transmission device comprises a bellows.7. The well tool of claim 5 , wherein the pressure transmission device comprises a piston.8. The well tool of claim 1 , wherein the chamber is in fluid communication with a source of the dielectric fluid via a conduit extending to a remote location claim 1 , and wherein a line extends through the conduit to an actuator in the chamber.9. The well ...

Подробнее
23-05-2013 дата публикации

METHOD OF USING CONTROLLED RELEASE TRACERS

Номер: US20130126158A1
Принадлежит: BAKER HUGHES INCORPORATED

Fluids produced from a fractured subterranean formation may be monitored by pumping into the well a fracturing fluid which contains a tracer. The method may be used to monitor produced hydrocarbons as well as produced water. The tracer may also be used in a sand control, frac pack or acid fracturing operation. The tracer is a component of a composite where it may be immobilized within a matrix (such as an emulsion) or porous particulate, onto a support or compressed with a binder into a solid particulate. The tracer may be slowly released from the composite. 2. The method of claim 1 , wherein the fracturing fluid further comprises a viscosifying polymer or viscoelastic surfactant.3. The method of claim 2 , wherein the fracturing fluid further comprises a proppant.4. The method of claim 1 , wherein the solid tracer is immobilized in a composite.5. The method of claim 4 , wherein the solid tracer is adsorbed onto a water-insoluble adsorbent.6. The method of claim 5 , wherein water-insoluble adsorbent has a surface area between from about 1 m/g to about 100 m/g.7. The method of claim 6 , wherein the weight ratio of the solid tracer to adsorbent in the composite is between from about 9:1 to about 1:9.8. The method of claim 5 , wherein the solid tracer is a shaped compressed pellet of a binder and is adsorbed onto a water-insoluble adsorbent.9. The method of claim 4 , wherein the solid tracer is immobilized in a porous particulate and further wherein the porosity and permeability of the porous particulate is such that the solid tracer is absorbed into the interstitial spaces of the porous particulate material.10. The method of claim 8 , wherein the porous particulate is a porous ceramic claim 8 , inorganic oxide or an organic polymeric material.11. The method of claim 8 , wherein the porous particulate is an aluminosilicate claim 8 , silicon carbide claim 8 , alumina or silica-based material.12. The method of claim 1 , wherein the well is a horizontal or deviated well.13 ...

Подробнее
23-05-2013 дата публикации

Monitoring hydrocarbon fluid flow

Номер: US20130126180A1
Принадлежит: Vetco Gray Controls Ltd

A method of monitoring a plurality of properties relating to a hydrocarbon fluid flow through a pipeline at a tree for a subsea hydrocarbon extraction facility, the method comprising locating a plurality of sensors at or near a position which is optimum for monitoring the at least one of the plurality of properties in regard to the configuration of the pipeline, the sensors being configured to monitor at least one of the plurality of properties.

Подробнее
30-05-2013 дата публикации

METHOD AND SYSTEM FOR PASSIVE ELECTROSEISMIC SURVEYING

Номер: US20130133880A1
Принадлежит:

A method of passive surveying comprises generating one or more detected signals by passively detecting a signal generated within a subsurface earth formation due to a seismoelectric response or an electroseismic response in at least one porous subsurface earth formation containing at least one fluid, and processing the one or more detected signals to determine at least one property of the subsurface earth formation. 130-. (canceled)31. A method of survey analysis comprising:receiving data corresponding to an electromagnetic signal generated by a subsurface earth formation in response to a passive-source electromagnetic signal, wherein the electromagnetic signal is generated by an electroseismic or seismoelectric conversion of the passive-source electromagnetic signal; anddetermining at least one property of the subsurface earth formation, based, at least in part, on the detected electromagnetic signal generated by a subsurface earth formation.32. The method of claim 31 , wherein determining at least one property of the subsurface earth formation claim 31 , based claim 31 , at least in part claim 31 , on the detected electromagnetic signal generated by a subsurface earth formation comprises:performing an autocorrelation on the data corresponding to an electromagnetic signal generated by a subsurface earth formation.33. The method of claim 31 , further comprising:receiving data corresponding to a seismic signal generated by the subsurface earth formation in response to a passive-source electromagnetic signal, wherein the seismic signal is generated by an electroseismic or seismoelectric conversion of the passive-source electromagnetic signal; anddetermining the at least one property of the subsurface earth formation, based, at least in part, on the detected seismic signal generated by the subsurface earth formation.34. The method of claim 31 , wherein determining the at least one property of the subsurface earth formation claim 31 , based claim 31 , at least in part ...

Подробнее
30-05-2013 дата публикации

System and method for controlling fluid pumps to achieve desired levels

Номер: US20130133881A1
Автор: Bob Snyder, Greg Boyles
Принадлежит: DIRECT DRIVEHEAD Inc

A system for attaining and maintaining a pre-determined fluid level in a petroleum-producing well having a pump, such as a progressive-cavity pump, and a pump motor having a variable-frequency drive control using two sensors: a pump pressure sensor located at the pump depth and a casing pressure sensor located at the casinghead of the well. A programmable computer is connected to the first and second pressure sensors and the motor speed control so that the programmable computer controls the operation of the pump motor to attain and maintain a target fluid level in the well over a predetermined time interval for reaching the target fluid level in the well. The programmable computer computes an error signal to control a variable frequency drive motor, where the error signal is computed periodically from the difference between in the actual fluid level in the well and the target fluid level in the well according to a rate reference curve. In general, the rate reference curve is generated according to an exponential or hyperbolic function.

Подробнее
13-06-2013 дата публикации

METHOD AND SYSTEM FOR MONITORING A WELL FOR UNWANTED FORMATION FLUID INFLUX

Номер: US20130146359A1
Автор: KOEDERITZ William Leo
Принадлежит: NATIONAL OILWELL VARCO, L.P.

A method of monitoring a well for unwanted formation fluid influx is disclosed. Measurements of well outflow are acquired during a period in which drilling operations are performed for the well. Occurrences of stagnant flow events during the period are determined. An outflow signature is generated from the well outflow measurements for each stagnant flow event. The outflow signatures are displayed sequentially in time of occurrence. Each outflow signature is analyzed for an anomaly. 1. A method of monitoring a well for unwanted formation fluid influx , comprising:acquiring well outflow measurements during a period in which drilling operations are performed for the well;determining occurrences of stagnant flow events during the period by analyzing the well outflow measurements;generating an outflow signature from the well outflow measurements for each stagnant flow event;displaying each outflow signature sequentially in time of occurrence; andanalyzing each outflow signature for an anomaly.2. The method of claim 1 , further comprising triggering an alarm if an anomaly is found while analyzing each outflow signature.3. The method of claim 1 , wherein the acquiring claim 1 , determining claim 1 , generating claim 1 , displaying claim 1 , and analyzing steps operate in a substantially real-time manner.4. The method of claim 1 , wherein each outflow signature is displayed and analyzed in a substantially real-time manner.5. The method of claim 1 , wherein the determining step includes acquiring measurements of well inflow during the period.6. The method of claim 1 , where in the determining step includes acquiring measurements of movement of a drill string performing drilling operations.7. The method of claim 1 , wherein the generating step includes selecting portions of the well outflow measurements corresponding to the stagnant flow events and generating the outflow signatures from the selected portions.8. The method of claim 1 , wherein the analyzing step includes ...

Подробнее
13-06-2013 дата публикации

Apparatus for Testing Swellable Materials

Номер: US20130151154A1
Автор: Nutley Brian, Nutley Kim
Принадлежит: Swelltec Limited

The invention provides an apparatus for use in testing the swell characteristics of swellable components used in downhole exploration or production equipment, such as swellable packers. A method of measuring a test piece using a testing apparatus with a fluid chamber and a transducer is described. Measured data can be compared with data measured from a sample section of a tool to determine a relationship between swell characteristics. The determined relationships can then be used to calculate or predict swelling characteristics of swellable components, for example particular packer designs, in specific fluid samples. 1. A portable apparatus for testing a swell characteristic of a test piece comprising a swellable material used in a swellable component of downhole hydrocarbon exploration or production equipment , the portable apparatus comprising:a fluid chamber configured to receive a triggering fluid and the test piece comprising a swellable material such that the test piece is exposed to the triggering fluid;a transducer for measuring a swell characteristic of the test piece due to exposure of the test piece to the triggering fluid; andan output line for outputting measurement data from the transducer.2. The portable apparatus of claim 1 , wherein the transducer is operable to measure a dimension of the test piece.3. The portable apparatus of claim 1 , wherein the transducer is a non-contact transducer which tracks movement of the test piece or a target coupled to the test piece.4. The portable apparatus of claim 3 , wherein the target is configured to move in correspondence with an increase in volume of the swellable material of the test piece.5. The portable apparatus of claim 3 , wherein the transducer is an eddy current transducer and is disposed to measure an eddy current in the test piece or a target coupled to the test piece.6. The portable apparatus of claim 1 , wherein the transducer is a contact transducer.7. The portable apparatus of claim 6 , wherein ...

Подробнее
13-06-2013 дата публикации

MULTI-PARAMETER BIT RESPONSE MODEL

Номер: US20130151219A1
Принадлежит:

A method of generating a directional response of a drill bit based on one or more drilling parameters includes performing actual or simulated tests with a drill bit in a test material having a strength under different experimental drilling parameters and recording the results of the plurality of tests. A representation of an expected directional response of the drill bit is formed based on the results. Current drilling parameters are receiving current drilling parameters at a computing device and the directional response is generated based on the current drilling parameters by utilizing the representation. 1. A computer-implemented method of generating a directional response of a drill bit based on one or more drilling parameters , the method comprising:performing a plurality of tests with a drill bit in a test material having a strength under different experimental drilling parameters;recording the results of the plurality of tests;forming a representation of an expected directional response of the drill bit based on the results;receiving current drilling parameters at a computing device; andgenerating the directional response based on the current drilling parameters by utilizing the representation.2. The method of claim 1 , wherein the experimental drilling parameters include rotations per minute (RPM) and a weight-on-bit (WOB) or a side load or both.3. The method of claim 2 , wherein the current drilling parameters include a real-time WOB or a side load claim 2 , or both.4. The method of claim 3 , wherein the experimental drilling parameters include one or more of an axial weight-on-bit (WOB) and a side load and also includes one or more of a mud type and a pressure.5. The method of claim 1 , wherein the current drilling parameters include one or more of an axial WOB and a side load and also includes one or more of a mud type and a pressure.6. The method of claim 1 , wherein the representation is a function.7. The method of claim 1 , wherein the representation is ...

Подробнее
27-06-2013 дата публикации

GROUNDWATER MANAGEMENT SYSTEM

Номер: US20130160997A1
Принадлежит:

The invention relates to a method of managing ground water resources, where bores are used to extract ground water such as for agricultural, mining and town water supply purposes. It involves a method for managing a groundwater resource including, providing at least one production bore that is adapted to extract groundwater from an aquifer, providing at least one monitoring bore that provides a measure of the extraction capability of removing water from the aquifer, measuring the hydraulic head of groundwater in the aquifer by means of the monitoring bore, and monitoring at least one indicator of the capability of extracting groundwater from the bores. The method involves determining at least one trigger point at which further monitoring of, or action in respect of, the groundwater extraction is to be undertaken, and intervening when this trigger point is reached during groundwater extraction. Preferably there are at least two trigger points; one to trigger a review and another that triggers management action. 1. A method for managing a groundwater resource having the steps of:(a) providing at least one production bore that is adapted to extract groundwater from an aquifer,(b) providing at least one monitoring bore that provides a measure of the extraction capability of removing water from said aquifer,(c) measuring the hydraulic head of groundwater in said aquifer by means of said monitoring bore, and(d) monitoring at least one indicator of the capability of extracting groundwater from said bores,which has the additional steps of:(e) setting at least one trigger point at which further monitoring of, or action in respect of, said groundwater extraction is to be undertaken, and(f) intervening when said at least one trigger point is reached during groundwater extraction, to further monitor said aquifer, and/or to take action by varying the rate of groundwater extraction.2. The method of claim 1 , where the additional steps(e) and (f) are:(e)(i) setting at least one ...

Подробнее
27-06-2013 дата публикации

System and method for surface steerable drilling

Номер: US20130161097A1
Принадлежит: Hunt Energy Enterprises LLC

A system and method for surface steerable drilling are provided. In one example, the method includes monitoring operating parameters for drilling rig equipment and bottom hole assembly (BHA) equipment for a BHA, where the operating parameters control the drilling rig equipment and BHA equipment. The method includes receiving current inputs corresponding to performance data of the drilling rig equipment and BHA equipment during a drilling operation and determining that an amount of change between the current inputs and corresponding previously received inputs exceeds a defined threshold. The method further includes determining whether a modification to the operating parameters has occurred that would result in the amount of change exceeding the defined threshold and identifying that a problem exists in at least one of the drilling rig equipment and BHA equipment if no modification has occurred to the operating parameters. The method includes performing a defined action if a problem exists.

Подробнее
27-06-2013 дата публикации

Systems and Methods for Wellbore Optimization

Номер: US20130166263A1
Принадлежит: Landmark Graphics Corporation

Systems and methods for wellbore optimization, which include numerical procedures for selecting an optimal wellbore trajectory and casing strength based on Formation Loading Potential.

Подробнее
18-07-2013 дата публикации

Well Completion Apparatus, System and Method

Номер: US20130180709A1
Принадлежит: Chevron U.S.A. INC.

An open-hole assembly for an open-hole section of a wellbore having a plurality of production intervals includes an outer tubing string having an upper end adapted for connection with a lower end of a cased section of the wellbore, a plurality of isolation packers that provide zonal isolation between the open-hole wellbore and the outer tubing string, one or more screen assemblies positioned adjacent one or more of the plurality of production intervals, and a plurality of detectable references located along a length of the outer tubing string for registration of the completion assembly within the wellbore. 1. An open-hole assembly for an open-hole section of a wellbore having a plurality of production intervals , the completion assembly comprising:(a) an outer tubing string having an upper end adapted for connection with a lower end of a cased section of the wellbore;(b) a plurality of isolation packers that provide zonal isolation between the open-hole wellbore and the outer tubing string;(c) one or more screen assemblies positioned adjacent one or more of the plurality of production intervals; and(d) a plurality of detectable references located along a length of the outer tubing string for registration of the completion assembly within the wellbore.2. The completion assembly of claim 1 , wherein the plurality of detectable references include radioactive elements.3. The completion assembly of claim 1 , wherein the plurality of detectable references are PIP tags.4. The completion assembly of claim 1 , wherein the plurality of detectable references are cobalt wire inserted between threaded connections of the outer tubing string.5. The completion assembly of claim 1 , further comprising one or more detectable references located in the cased section of the wellbore.6. The completion assembly of claim 1 , wherein the plurality of detectable references are located at every stand along a length of the outer tubing string.7. The completion assembly of claim 1 , further ...

Подробнее
18-07-2013 дата публикации

WELL

Номер: US20130180726A1
Принадлежит: Metrol Technology Limited

A well comprising a borehole and wellhead apparatus, and a communication box at or proximate to the wellhead apparatus, the well comprising a plurality of sensors coupled to wireless transmitters which are adapted to transmit information from the sensors to the communication box; the sensors comprising at least one pressure sensor;and the well comprising a first memory device spaced apart from the communication box, the first memory device configured to store information from the sensors, wherein the communication box comprises a receiver adapted to receive signals from the transmitters, and at least one of a transmission device and a second memory device to transmit and/or store data received from the transmitters. The communication box is typically highly shock resistant (above 50 Gs for at least 5 ms, all axes) and so provides, together with other optional features, a system to monitor a well, especially before, during or after an emergency situation. 1. A well comprising a borehole and wellhead apparatus , and a communication box at or proximate to the wellhead apparatus , the well comprising a plurality of sensors coupled to wireless transmitters which are adapted to transmit information from the sensors to the communication box;the sensors comprising at least one pressure sensor;and the well comprising a first memory device spaced apart from the communication box, the first memory device configured to store information from the sensors,wherein the communication box comprises a receiver adapted to receive signals from the transmitters, and at least one of a transmission device and a second memory device to transmit and/or store data received from the transmitters.2. A well as claimed in claim 1 , wherein the communication box has a survivability shock rating of least 50 Gs for at least 5 ms claim 1 , all axes claim 1 , optionally more than 100 Gs for at least 5 ms claim 1 , all axes; and more optionally more than 500 Gs for at least 5 ms claim 1 , all axes.3. A ...

Подробнее
18-07-2013 дата публикации

Downhole Digital Survey Camera

Номер: US20130182098A1
Автор: Kevin Clift, Rick Duncan
Принадлежит: Multi Shot LLC

A digital camera surveying system and method allows digital images of other surveying tools, such as an inclinometer and gyro compass, to be captured during surveying. The digital camera provides a protective housing securing a lens assembly and flash lap positioned to capture images of other surveying tools. Further, the protective housing may also provide an interface window that allows an operator to command operation of the digital camera and to connect external devices to the digital camera.

Подробнее
25-07-2013 дата публикации

HIGH DEFINITION DRILLING RATE OF PENETRATION FOR MARINE DRILLING

Номер: US20130186685A1
Автор: Martin Trenton
Принадлежит: Transocean Sedco Forex Ventures Limited

Two sensors may be installed on a marine drill to improve measurements used for monitoring and operating the marine drill. The sensors may be installed in a differential configuration with one sensor located on a top block of the marine drill and a second sensor located on a drilling floor of the marine drill. Various calculations may be performed using measurements obtained from the two sensors such as, for example, rate of penetration of the marine drill, drilling level bubble for the marine drill, out of-straightness values for the marine drill, and vibration motion for the marine drill. 1. A method , comprising:receiving first information from a first sensor located on a drill floor of a marine drill;receiving second information from a second sensor located on a top drive of the marine drill; andcalculating: a physical parameter based, in part, on the first information received from the first sensor and the second information received from the second sensor.2. The method of claim 1 , in which the marine drill is a mobile offshore drilling unit.3. The method of claim 1 , further comprising generating a time synchronization pulse to co-ordinate receiving the first information from the first sensor and receiving the second information from the second sensor.4. The method of claim 1 , in which the step of calculating claim 1 , comprises calculating a rate of penetration for the marine drill.5. The method of claim 1 , in which the step of calculating comprises calculating a drilling level bubble for the marine drill.6. The method of claim 1 , in which the step of calculating comprises calculating an out-of-straightness value for the marine drill.7. The method of claim 1 , in which the step of calculating comprises calculating vibration motion for the marine drill.8. The method of claim 1 , in which the step of calculating comprises calculating a spatial location and dynamics of a block of the marine drill.9. A computer program product claim 1 , comprising: code to ...

Подробнее
01-08-2013 дата публикации

Flexible pipe and end fitting with integrated sensor

Номер: US20130192707A1
Принадлежит: Wellstream International Ltd

Apparatus and method of manufacturing a flexible pipe body are disclosed. The method may include providing a fluid retaining layer; wrapping a plurality of tensile armour elements around the fluid retaining layer; and wrapping a crush resistant elongate body that houses at least one fibre element around the fluid retaining layer and radially between two of the plurality of tensile armour elements. Matrix material provided in the elongate body may be cured subsequent to fitting the pipe body to an end fitting.

Подробнее
01-08-2013 дата публикации

Monitoring fiber for a machine and method of installation

Номер: US20130192821A1
Автор: Carl W. Stoesz
Принадлежит: Baker Hughes Inc

An electric machine assembly and a method of installing an electric machine assembly, the electric machine including a downhole electric machine; and a fiber operatively arranged at least partially through a housing of the electric machine for sensing at least one parameter of the electric machine assembly.

Подробнее
01-08-2013 дата публикации

SYSTEMS, METHODS, AND DEVICES FOR MONITORING WELLBORE CONDITIONS

Номер: US20130192823A1
Принадлежит: BP CORPORATION NORTH AMERICA INC.

A method includes releasing a flow device into a wellbore to travel towards a target device that is positioned in the wellbore and that is actuated by the flow device, monitoring for communications transmitted by the flow device. The method further includes identifying a condition of the wellbore from the communications. 1. A method of operating a wellbore environment , the method comprising:releasing a flow device into a wellbore to travel towards a target device that is positioned in the wellbore and that is actuated by the flow device;monitoring for communications transmitted by the flow device; andidentifying at least one condition of the wellbore from the communications.2. The method of claim 1 , wherein the at least one condition comprises a level of obstruction of the wellbore derived from a location of the flow device indicated by the communications.3. The method of claim 1 , wherein the communications comprise characteristics of the wellbore sensed by the flow device while traveling towards the target device.4. The method of claim 1 , the method further comprising:monitoring for subsequent communications transmitted by the flow device indicative of the flow device having arrived at the target device; andupon detecting the subsequent communications, actuating the target device with the flow device by seating the flow device against a landing coupled to the target device.5. The method of claim 4 , wherein the flow device comprises a drop ball claim 4 , wherein the target device comprises a valve claim 4 , and wherein the landing comprises a valve seat.6. The method of claim 4 , wherein the flow device comprises a drop ball claim 4 , wherein the target device comprises a downhole tool claim 4 , and wherein seating the drop ball against the landing allows an application of hydraulic pressure to the downhole tool.7. The method of claim 1 , the method further comprising:prior to releasing the flow device into the wellbore, releasing at least one other flow device ...

Подробнее
01-08-2013 дата публикации

Downhole Tool Activation

Номер: US20130192897A1
Принадлежит: NOV Downhole Eurasia Limited

An apparatus for use in controlling first and second downhole tools includes a first cyclical indexing mechanism associated with a first downhole tool, and a second cyclical indexing mechanism associated with a second downhole tool, wherein the first indexing mechanism defines at least three sequential indexing positions within a cycle and the second indexing mechanism defines at least two sequential indexing positions within a cycle. The apparatus includes at least one actuator for actuating the first and second indexing mechanisms in response to a common stimulus to cause said first and second indexing mechanisms to advance between respective indexing positions so as to permit co-ordination of the operational states of the associated first and second downhole tools. The apparatus may be used for controlling first and second under reamers or for controlling an under reamer and a corresponding stabilizer. 1. An apparatus for use in controlling first and second downhole tools , comprising:a first cyclical indexing mechanism associated with a first downhole tool, said first indexing mechanism defining at least three sequential indexing positions within a cycle, wherein each indexing position corresponds to an operational state of the first downhole tool;a second cyclical indexing mechanism associated with a second downhole tool, said second indexing mechanism defining at least two sequential indexing positions within a cycle, wherein each indexing position corresponds to an operational state of the second downhole tool; andat least one actuator for actuating the first and second indexing mechanisms in response to a common stimulus to cause said first and second indexing mechanisms to advance between respective indexing positions so as to permit co-ordination of the operational states of the associated first and second downhole tools.2. The apparatus of claim 1 , wherein the second indexing mechanism defines at least three sequential indexing positions within the cycle ...

Подробнее
01-08-2013 дата публикации

Methods And Apparatus For Characterization Of Hydrocarbon Reservoirs

Номер: US20130197808A1
Принадлежит: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION

A methodology performs downhole fluid analysis at multiple measurement stations within a wellbore traversing a reservoir to determine gradients of compositional components and other fluid properties. A model is used to predict concentrations of a plurality of high molecular weight solute part class-types at varying reservoir locations. Such predictions are compared against downhole measurements to identify the best matching solute part class-type. If the best-matching class type corresponds to at least one predetermined asphaltene component, phase stability of asphaltene in the reservoir fluid at a given depth is evaluated using equilibrium criteria involving an oil rich phase and an asphaltene rich phase of respective components of the reservoir fluid at the given depth. The result of the evaluation of asphaltene rich phase stability is used for reservoir analysis. The computational analysis that evaluates asphaltene rich phase stability can also be used in other reservoir understanding workflows and in reservoir simulation. 1. A method for characterizing petroleum fluid in a reservoir traversed by at least one wellbore , the method comprising:(a) at a plurality of measurements stations within the at least one wellbore, acquiring at least one fluid sample at the respective measurement station and performing downhole fluid analysis of the fluid sample to measure properties of the fluid sample, the properties including concentration of a plurality of high molecular weight components;(b) for each given one of a plurality of class-types corresponding to different subsets of a predetermined set of high molecular weight components, using a model that predicts concentration of the high molecular weight components of the given class-type for said plurality of measurement stations;(c) comparing the predicted concentrations of the high molecular weight components for the plurality of class-types as derived in (b) with corresponding concentrations measured by the downhole ...

Подробнее
08-08-2013 дата публикации

Exercising a Well Tool

Номер: US20130199795A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

An exercise tool assembly for operating a downhole tool auxiliary to a primary actuator system of the downhole tool includes a cylinder mandrel configured to be received in the central bore of the downhole tool. A piston mandrel is in and sealed with the cylinder mandrel. The exercise tool assembly is configured to couple to an actuator sleeve of the downhole tool and to couple to the downhole tool at a location apart from the actuator sleeve. The piston mandrel is responsive to a change in pressure in the central bore to translate relative to the cylinder mandrel and translate the coupling with the actuator sleeve relative to the coupling at the location apart from the actuator sleeve. 1. An exercise tool assembly for operating a downhole tool auxiliary to a primary actuator system of the downhole tool , the exercise tool assembly comprising:a cylinder mandrel configured to be received in a central bore of the downhole tool; anda piston mandrel in and sealed with the cylinder mandrel, the exercise tool assembly configured to couple to an actuator sleeve of the downhole tool and to couple to the downhole tool at a location apart from the actuator sleeve, the piston mandrel responsive to a change in pressure in the central bore to translate relative to the cylinder mandrel and translate the coupling with the actuator sleeve relative to the coupling at the location apart from the actuator sleeve, where the piston mandrel is responsive to an increase in pressure to translate from a first position to a second position, and the exercise tool assembly comprises a return spring configured to return the piston mandrel to the first position in response to a decrease in pressure.2. The exercise tool assembly of claim 1 , where the cylinder mandrel comprises an inlet that claim 1 , when the exercise tool assembly is residing in the central bore claim 1 , is in hydraulic communication with the central bore and that hydraulically communicates pressure from the central bore to ...

Подробнее
15-08-2013 дата публикации

PROCESS FOR HYDRAULIC FRACTURING WITH pH CONTROL

Номер: US20130206398A1
Принадлежит: E I DU PONT DE NEMOURS AND COMPANY

A process for hydraulic fracturing including the steps of (a) providing a fracturing fluid by combining water, proppant, an oxidizing biocide, and a friction reducer; (b) introducing the fracturing fluid into a well; and (c) controlling the pH of the fracturing fluid to a pH of at least about 4.5. 1. A process for hydraulic fracturing comprising(a) providing a fracturing fluid by combining water, proppant, an oxidizing biocide, and a friction reducer;(b) introducing the fracturing fluid into a well; and(c) controlling the pH of the fracturing fluid to a pH of at least about 4.5.2. The process of wherein the pH is controlled by (i) measuring the pH of (1) at least one of the water claim 1 , oxidizing biocide claim 1 , or friction reducer claim 1 , prior to combining step (a) or (2) the fracturing fluid claim 1 , prior to or after the fracturing fluid is introduced into a well in step (b); (ii) comparing the measured pH with a set point of a desired pH; (iii) calculating the difference between the desired pH and the measured pH ; and (iv) generating a signal which corresponds to the difference calculated in (iii) which provides a feedback response to a controller for adding a base to the at least one of the water claim 1 , biocide or friction reducer or the fracturing fluid to control the pH of the fracturing fluid at a pH of at least about 4.5.3. The process of wherein any one or all of the steps (i) through (iv) is performed manually.4. The process of wherein the base is ammonium hydroxide claim 3 , an alkali metal salt or alkaline earth metal salt of hydroxide claim 3 , oxide claim 3 , bicarbonate claim 3 , carbonate claim 3 , or combinations of two or more thereof.5. The process of wherein the oxidizing biocide is selected from the group consisting of bleach claim 1 , peroxides claim 1 , peracids claim 1 , persulfates claim 1 , ozone claim 1 , chlorine dioxide claim 1 , and combinations thereof.6. The process of wherein the friction reducer is an anionic ...

Подробнее
15-08-2013 дата публикации

ACTUATION SYSTEM AND METHOD FOR A DOWNHOLE TOOL

Номер: US20130206401A1
Принадлежит: Smith International, Inc.

An actuation system and method for a downhole tool. The downhole tool includes a body having an axial bore extending at least partially therethrough and a chamber disposed radially-outward from the bore. A valve is disposed within the bore and adapted to move between a first position which prevents fluid flow from the bore to the chamber through a port and a second position which permits the fluid flow from the bore to the chamber through the port. A motor, disposed within the bore, is adapted to move the valve between the first and second positions. An actuatable component of the downhole tool, e.g., a cutter block of an underreamer downhole tool, is movably coupled to the body and adapted to move from a non-actuated state to an actuated state in response to fluid flow through the port into the chamber. 1. A downhole tool having an actuation system , comprising:a body having a bore axially extending at least partially therethrough, a chamber disposed radially-outward from the bore and being in fluid communication with the bore through a port;a valve disposed within the bore and adapted to move between a first position in which the valve prevents fluid flow from the bore to the chamber through the port and a second position in which the valve permits the fluid to flow from the bore to the chamber through the port;a motor disposed within the bore and adapted to move the valve between the first position and the second position; andan actuatable component movably coupled to the body, the actuatable component adapted to move from a non-actuated state to an actuated state in response to fluid flow into the chamber through the port.2. The downhole tool of claim 1 , wherein the valve is arranged and designed to move axially within the bore between the first position and the second position.3. The downhole tool of claim 1 , further comprising a conversion assembly coupled between the motor and the valve that converts rotary motion of the motor into axial motion of the valve ...

Подробнее
15-08-2013 дата публикации

BLOWOUT PREVENTER AND LAUNCHER SYTEM

Номер: US20130206419A1
Принадлежит: WELLTEC A/S

The present invention relates to a blowout preventer for being mounted on a well head, comprising a plurality of valves arranged in fluid communication with each other, connected and forming a tubular pipe. Furthermore, the invention relates to a launcher system, a well intervention module, a well intervention system and a well system. 2. A blowout preventer according to claim 1 , wherein the housing is made of a material thermally and/or pressuringly isolating the display from an outside temperature and/or pressure so that the temperature and/or pressure in the space is maintained within a predetermined range.323. A blowout preventer according to claim 1 , wherein the display is connected with a processing unit () for displaying information on the display.46. A blowout preventer according to claim 1 , further comprising a storing device () for storing measurements and received or transmitted signals or recorded data.5. A blowout preventer according to claim 1 , wherein the display is a flat display panel claim 1 , a light-emitting diode display claim 1 , a vacuum fluorescent display claim 1 , a liquid crystal display claim 1 , an electroluminescent display claim 1 , a thin-film transistor display claim 1 , a surface-conduction electron-emitter display claim 1 , or a nanocrystal display.689. A blowout preventer according to claim 1 , further comprising a control unit () comprising the storage device claim 1 , and a communication unit () for communicating with and transmitting and/or receiving data to and/or from the display or monitor.7. A blowout preventer according to claim 1 , wherein the control unit comprises a receiving and/or transmitting unit enabling the control unit to transmit data to and from a remote operating centre.810. A blowout preventer according to claim 1 , further comprising a sensor () for sensing the temperature and/or well fluid pressure inside the well.91112. A blowout preventer according to claim 1 , further comprising a docking station () ...

Подробнее
15-08-2013 дата публикации

PARAMETER SENSING AND MONITORING

Номер: US20130208259A1
Принадлежит: Wellstream International Limited

Apparatus and method for monitoring at least one parameter associated with an elongate structure are disclosed. The apparatus may include at least one elongate support body element arranged along a longitudinal structure axis associated with an elongate target structure; and at least one optic fibre element arranged substantially helically along a longitudinal body element axis associated with the at least one support body element. A method of manufacturing flexible pipe body is also disclosed. 1. Apparatus for monitoring at least one parameter associated with an elongate structure , comprising:at least one elongate support body element arranged along a longitudinal structure axis associated with an elongate target structure; andat least one optic fibre element arranged substantially helically along a longitudinal body element axis associated with the at least one support body element.2. The apparatus as claimed in wherein the support body element is arranged substantially straight along said a longitudinal structure axis.3. The apparatus as claimed in wherein the support body element is arranged substantially helically along said longitudinal structure axis.4. The apparatus as claimed in claim 1 , further comprising:each optic fibre element is repeatedly or continuously bonded to said at least one body element.5. The apparatus as claimed in claim 1 , further comprising:each optic fibre element is arranged about an external surface of the at least one body element.6. The apparatus as claimed in claim 1 , further comprising:each optic fibre element is arranged in a grooved region extending substantially helically about an external surface of the at least one body element.7. The apparatus as claimed in claim 1 , further comprising:the at least one body element and the at least one fibre element are arranged to allow the target structure to be subjected to a strain around a Radius R said a strain exceeding a normal breaking strain associated with the fibre element.8. ...

Подробнее
22-08-2013 дата публикации

MULTIPLE DISTRIBUTED FORCE MEASUREMENTS

Номер: US20130213128A1
Автор: GLEITMAN Daniel D.
Принадлежит:

Methods, computer programs, and systems for detecting at least one downhole condition are disclosed. Forces are measured at a plurality of locations along the drillstring. The drillstring includes a drillpipe. At least one of the forces is measured along the drillpipe. At least one downhole condition is detected based, at least in part, on at least one measured force. 135-. (canceled)3656-. (canceled)57. A method of analyzing one or more downhole properties , comprising:receiving a plurality of measurements selected from the group consisting of force measurements, pressure measurements, acceleration measurements, and temperature measurements, wherein each of the measurements corresponds to a location along a drillstring, the drillstring comprising a drillpipe, and where at least one measurement corresponds to a location along the drillpipe;determining whether an influx has occurred, based, at least in part, on the plurality of measurements.58. The method of claim 57 , further comprising:determining the location of the influx.59. The method of claim 58 , further comprising:providing a graphical indication to an operator of the location of the influx.60. The method of claim 57 , further comprising:characterizing the influx.61. The method of claim 57 , further comprising:prompting an operator to take an action based on the influx.62. The method of claim 57 , further comprising:taking an action in response to the influx, including shutting in a borehole.63. The method of claim 57 , further comprising:taking an action in response to the influx, including adjusting a mud property.64. The method of claim 57 , further comprising:taking an action in response to the influx, including adjusting a mud flow rate.65. A measurement-while-drilling system claim 57 , comprising:a plurality of sensors to measure a plurality of measurements selected from the group consisting of forces, pressures, accelerations, and temperatures, wherein the sensors are along a drillstring, wherein at ...

Подробнее
22-08-2013 дата публикации

Downhole Formation Testing and Sampling Apparatus Having a Deployment Packer

Номер: US20130213645A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

A downhole formation testing and sampling apparatus. The apparatus includes an expandable packer having a radially contracted running configuration and a radially expanded deployed configuration. At least one elongated sealing pad is operably associated with the expandable packer such that operating the expandable packer from the running configuration to the deployed configuration establishes a hydraulic connection between the at least one elongated sealing pad and the formation. The at least one elongated sealing pad has at least one opening establishing fluid communication between the formation and the interior of the apparatus. In addition, the at least one elongated sealing pad has an outer surface operable to seal a region along a surface of the formation to establish the hydraulic connection therewith. The at least one elongated sealing pad further has at least one recess operable to establish fluid flow from the formation to the at least one opening. 1. A downhole formation testing and sampling apparatus comprising:an expandable packer having a radially contracted running configuration and a radially expanded deployed configuration; andat least one elongated sealing pad operably associated with the expandable packer, the at least one elongated sealing pad having an outer surface operable to seal a region along a surface of the formation to establish a hydraulic connection therewith when the expandable packer is operated from the running configuration to the deployed configuration,wherein, the at least one elongated sealing pad has at least one opening establishing fluid communication between the formation and the interior of the apparatus; andwherein, the at least one elongated sealing pad has at least one recess operable to establish fluid flow from the formation to the at least one opening.2. The apparatus as recited in further comprising a fluid collection chamber for storing samples of retrieved fluids.3. The apparatus as recited in wherein the at least ...

Подробнее
22-08-2013 дата публикации

Surface Wellbore Operating Equipment Utilizing MEMS Sensors

Номер: US20130213647A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services Inc

A method comprising mixing a wellbore servicing composition comprising Micro-Electro-Mechanical System (MEMS) sensors in surface wellbore operating equipment at the surface of a wellsite. An interrogator retrieves data regarding a parameter sensed by the MEMS sensor.

Подробнее
29-08-2013 дата публикации

WELL DRILLING SYSTEMS AND METHODS WITH PUMP DRAWING FLUID FROM ANNULUS

Номер: US20130220600A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

A well pressure control method can include regulating pressure in a wellbore by operating a suction pump which draws fluid from an annulus formed between a drill string and the wellbore, the fluid entering the suction pump proximate the earth's surface. Another well pressure control method can include regulating pressure in a wellbore by operating a suction pump which applies suction pressure to an annulus formed between a drill string and the wellbore. A well drilling system can include a suction pump positioned proximate the earth's surface. The suction pump can receive fluid which exits an annulus formed between a drill string and a wellbore. 1. A well pressure control method , comprising:regulating pressure in a wellbore by operating a suction pump which receives fluid that exits an annulus formed between a drill string and the wellbore, the fluid entering the suction pump proximate the earth's surface.2. The method of claim 1 , wherein operating the suction pump comprises increasing a rate of the fluid drawn from the annulus by the suction pump claim 1 , thereby reducing the wellbore pressure.3. The method of claim 1 , wherein operating the suction pump comprises decreasing a rate of the fluid drawn from the annulus by the suction pump claim 1 , thereby increasing the wellbore pressure.4. The method of claim 1 , wherein regulating pressure further comprises maintaining an annulus pressure set point.5. The method of claim 1 , wherein regulating pressure further comprises maintaining a wellbore pressure set point.6. The method of claim 1 , wherein regulating pressure further comprises maintaining a standpipe pressure set point.7. The method of claim 1 , wherein operating the suction pump comprises varying a flow rate of the suction pump relative to a flow rate of a rig pump which injects the fluid into the drill string.8. The method of claim 1 , further comprising detecting an event based on sensing at least one suction pump parameter.9. The method of claim 8 , ...

Подробнее
29-08-2013 дата публикации

Torque Control Device For A Downhole Drilling Assembly

Номер: US20130220701A1
Принадлежит: SMART STABILIZER SYSTEMS LIMITED

This invention relates to a torque control device for a downhole drilling assembly. The torque control device is adapted for connection to a drill bit, and has an outer sleeve and an inner shaft, the outer sleeve being movable longitudinally relative to the inner shaft. The torque control device also has a cylinder, a piston located within the cylinder, and a controller to control the volume of the cylinder. Changing the volume of the cylinder causes relative longitudinal movement between the outer sleeve and the inner shaft. The controller can receive inputs from a torque sensor and/or an accelerometer in order to determine if a threshold torque has been exceeded. Alternatively the controller can comprise a rotary valve which automatically responds to torque in the assembly. 1. A torque control device for a downhole drilling assembly , the torque control device being adapted for connection to a drill bit , the torque control device including an outer sleeve and an inner shaft , the outer sleeve being movable longitudinally relative to the inner shaft , the torque control device having a cylinder , a piston located within the cylinder , and a controller to control the volume of the cylinder.2. A torque control device according to in which the piston is connected to the inner shaft and the cylinder is provided in the outer sleeve.3. A torque control device according to in which changes in the volume of the cylinder cause the outer sleeve to move longitudinally relative to the inner shaft.4. A torque control device according to in which the controller has a memory in which is stored a threshold value claim 1 , the controller causing the volume of the cylinder to increase when the threshold value is exceeded.5. A torque control device according to in which the threshold value can be adjusted during use.6. A torque control device according to in which the controller is connected to a sensor adapted to determine the torque in a part of the downhole drilling assembly.7. A ...

Подробнее
29-08-2013 дата публикации

METHOD FOR REAL-TIME DOWNHOLE PROCESSING AND DETECTION OF BED BOUNDARY FOR GEOSTEERING APPLICATION

Номер: US20130226461A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

In some embodiments, an apparatus and a system, as well as a method and an article, may operate to acquire input data to determine properties of a formation, using a combination of down hole transmitters and receivers, to select a portion of the input data using a formation model chosen from a plurality of down hole tool response models in a formation model database, based on a valid sensitive range for the bed boundary distance and a greatest signal-to-noise ratio (SNR), and to solve for at least resistivity formation parameters in the properties using the chosen formation model and the selected portion of the input data. The database may be updated with boundary distance and the resistivity formation parameters. Additional apparatus, systems, and methods are disclosed. 1. A computer-implemented method , comprising:acquiring input data to determine properties of a formation, using a combination of down hole transmitters and receivers;selecting a portion of the input data using a formation model chosen from a plurality of down hole tool response models in a formation model database, based on a valid sensitive range for the bed boundary distance and a greatest signal-to-noise ratio (SNR);solving for at least resistivity formation parameters in the properties using the chosen formation model and the selected portion of the input data; andupdating the chosen formation model with the resistivity formation parameters.2. The method of claim 1 , wherein the bed boundary distance and resistivity formation parameters comprise at least one distance between a reference point on a down hole tool attached to the combination and a boundary of the formation claim 1 , and at least one resistivity combination comprising resistivity values on either side of the boundary.3. The method of claim 1 , wherein the solving comprises:accessing values in the formation model database, configured to be referenced as a look-up table.4. The method of claim 1 , further comprising:creating the ...

Подробнее
05-09-2013 дата публикации

NAVIGATION SYSTEM

Номер: US20130228375A1
Автор: Hallundbaek Jørgen
Принадлежит: WELLTEC A/S

The present invention relates to a navigation system for navigating a drill head out of or in collision with a casing in a first borehole. The system comprises a drill head drilling a second borehole; a drill string made of several tubulars mounted into one tubular string by means of a connection means, the drill head being mounted onto one end of the drill string; and a plurality of logging units arranged with one logging unit in or in relation to each connection means. Each logging unit comprises a data transmitter and a data receiver for sending and receiving data between the logging units; and a detector, at least one logging unit comprising an emitter. Furthermore, the invention relates to a navigation method using the navigation system. 11234. A navigation system () for navigating a drill head () out of or into collision with a casing () in a first borehole () , comprising:{'b': '5', 'a drill head drilling a second borehole (),'}{'b': 6', '7', '8, 'a drill string () made of several tubulars () mounted into one tubular string by means of a connection means (), the drill head being mounted onto one end of the drill string,'}{'b': '9', 'a plurality of logging units () arranged with one logging unit in each connection means,'} [{'b': 10', '11, 'a data transmitter () and a data receiver () for sending and receiving data between the logging units, and'}, {'b': '13', 'a detector (),'}], 'each logging unit comprising{'b': '12', 'at least one logging unit comprising an emitter (),'}wherein the emitter of one logging unit emits a signal which is reflected by the casing and detected by the detector of at least two logging units so that a position and/or an extension direction of the casing can be found by means of trigonometry.2141516. A navigation system according to claim 1 , further comprising a communication pack () arranged in one of the connection means claim 1 , dividing the drill string into a top part () and a bottom part () claim 1 , the drill head being ...

Подробнее
12-09-2013 дата публикации

Methods and Systems for Evaluating a Boundary Between a Consolidating Spacer Fluid and a Cement Composition

Номер: US20130233538A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

Disclosed are spacer fluids and methods of use in subterranean formations. Embodiments may include use of consolidating spacer fluids in displacement of drilling fluids from a well bore annulus. Embodiments may include determining the boundary between a cement composition and a consolidating spacer fluid based on presence of tagging material in the well bore. 1. A method of evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition comprising:introducing a consolidating spacer fluid into a well bore to displace at least a portion of a drilling fluid from the well bore;introducing a cement composition into the well bore behind the consolidating spacer fluid;allowing at least a portion of the consolidating spacer fluid to consolidate in the well bore; anddetermining the boundary between the cement composition and the consolidating spacer fluid based on presence of a tagging material in the well bore.2. The method of claim 1 , wherein the determining the boundary comprises running a neutron log in the well bore.3. The method of claim 1 , wherein the tagging material is present in a first portion of the cement composition that is introduced into the well bore.4. The method of claim 3 , wherein the tagging material is present in an amount in a range of from about 0.1% to about 5% by weight of the first portion.5. The method of claim 1 , wherein the tagging material is present in a trailing portion of the consolidating spacer fluid.6. The method of claim 5 , wherein the tagging material is present in an amount in a range of from about 0.1% to about 5% by weight of the trailing portion.7. The method of claim 1 , wherein the tagging material comprises a thermal neutron absorbing material.8. The method of claim 1 , wherein the tagging material comprises at least one tagging material selected from the group consisting of boron carbide claim 1 , cadmium hydroxide claim 1 , and any combination thereof.9. The method of claim 1 , further comprising ...

Подробнее
26-09-2013 дата публикации

APPARATUS AND METHOD OF LANDING A WELL IN A TARGET ZONE

Номер: US20130248250A1
Принадлежит: HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC

Various embodiments include apparatus and methods to land a well in a target zone with minimal or no overshoot of target zone. The well may be directed to a target in the target zone based on the separation distance between a transmitter sensor () and a receiver sensor () being sufficiently large to detect a boundary of the target zone from a distance from the boundary of the target zone such that collected received signals from activating the transmitter sensor () can be processed in a time that provides minimal or no overshoot of a target zone. Additional apparatus, systems, and methods are disclosed. 1. A method comprising:controlling activation of a transmitter sensor on a tool structure arranged relative to a drill bit in a well;acquiring a signal in a receiver sensor of the tool structure in response to activation of the transmitter sensor, the receiver sensor set apart from the transmitter sensor by a separation distance sufficiently large to provide real time processing of the signal before reaching a boundary of a target zone;processing the signal including generating data corresponding to formation properties ahead of the drill bit and monitoring the generated data; andgeosteering the well based on monitoring the generated data such that the well approaches a target in the target zone with minimal or no overshoot of the target zone.2. The method of claim 1 , wherein monitoring the generated data includes comparing the generated data with previously generated data.3. The method of claim 2 , wherein geosteering the well includes geosteering the well based on comparing the generated data with the previously generated data.4. The method of claim 1 , wherein the processing is conducted in real time during a drilling operation.5. The method of claim 1 , wherein generating data corresponding to formation properties includes conducting an inversion operation with respect to the acquired signal.6. The method of claim 5 , wherein the method includes verifying ...

Подробнее
03-10-2013 дата публикации

Oil pumping system using a switched reluctance motor to drive a screw pump

Номер: US20130255933A1
Автор: Kuei-Hsien Shen
Принадлежит: Kuei-Hsien Shen

An oil-pumping system includes a pumping-well unit, a controller composed of a main control circuit, a power converter, a current sensor and a position sensor, a switched reluctance motor mounted at the pumping-well unit and electrically coupled to the controller, a casing connected to the pumping-well unit, an oil suction pipe mounted in the casing, a pumping rod disposed in the oil suction pipe and connected to the switched reluctance motor, and a screw pump connected to the pumping rod in the oil suction pipe.

Подробнее
03-10-2013 дата публикации

HIGH SPEED CEMENT BOND LOGGING AND INTERACTIVE TARGETED INTERVENTION

Номер: US20130255937A1
Принадлежит:

A method for cement bond logging and targeted intervention, including lowering a cylindrical n×m array of ultrasound (US) transducers into a well, firing the US transducers to transmit US signals into a well casing, converting reflected US signals received by the transducers into electronic form and transmit the converted signals to a control unit, analyzing the converted signals to detect holidays, if a holiday is detected, determining a position and angle of the holiday with respect to the transducers, and applying a high intensity focused ultrasound (HIFU) signal to the well casing to fill the holiday. 1. A method for cement bond logging and targeted intervention , comprising the steps of:lowering a cylindrical n×m array of ultrasound (US) transducers into a well;firing the US transducers to transmit US signals into a well casing;converting reflected US signals received by the transducers into electronic form and transmit the converted signals to a control unit;analyzing the converted signals to detect holidays;if a holiday is detected, determining a position and angle of the holiday with respect to the transducers; andapplying a high intensity focused ultrasound (HIFU) signal to the well casing to fill the holiday.2. The method of claim 1 , wherein multiple simultaneous US signals are transmitted into the well casing.3. The method of claim 2 , wherein the US transducers are fired according to a schedule that minimizes interference among the transducers.4. The method of claim 1 , wherein the HIFU signal is focused upon a point in an annulus formed between a borehole of the well and the well casing.5. The method of claim 1 , wherein the converted signals are analyzed by classifiers trained to detect holidays.6. The method of claim 1 , wherein the HIFU signal is applied manually.7. The method of claim 1 , wherein the HIFU signal is automatically applied by a control program.8. A non-transitory program storage device readable by a computer claim 1 , tangibly ...

Подробнее
03-10-2013 дата публикации

MANIPULATION OF MULTI-COMPONENT GEOPHONE DATA TO IDENTIFY DOWNHOLE CONDITIONS

Номер: US20130255940A1
Принадлежит: WEATHERFORD/LAMB, INC.

Methods and apparatus for using multi-component geophones and/or multi-component geophone arrays to measure flow-induced acoustic energy produced in wellbores are provided. With the use of the multi-component geophones, the measured acoustic energy may be resolved into its directional components. The computed directional energy components may be mathematically compared to numerically highlight ambient flow conditions (e.g., leaks in casing or other conduit, points of fluid entry/exit/restrictions between the casing and the formation). The use of an array of multi-component geophones allows for the use of geophone move-out curves to further identify acoustic energy source locations. 1. A method for determining a presence of fluid flowing in an annulus between a lateral surface of a wellbore and a conduit disposed in the wellbore , comprising:measuring directional noise components at a plurality of locations in the wellbore using one or more multi-component geophones; anddetermining the presence of the fluid in the annulus based on the measured directional noise components.2. The method of claim 1 , wherein determining the presence of the fluid comprises detecting a higher directional noise component measured at one of the locations compared to corresponding directional noise components measured at other locations in the plurality of locations.3. The method of claim 1 , further comprising determining a source of the fluid entering the annulus based on the measured directional noise components.4. The method of claim 3 , wherein the measuring comprises measuring a vertical noise component and at least one horizontal noise component at each of the locations and wherein determining the source comprises determining a direction to the source at each of the locations based on a comparison of the vertical and horizontal noise components.5. The method of claim 4 , wherein one of the locations associated with a maximum horizontal noise component is determined to be opposite to ...

Подробнее
03-10-2013 дата публикации

Apparatus and method for obtaining information from drilled holes for mining

Номер: US20130261873A1

Apparatus and method for obtaining information from drilled holes for mining A mobile vehicle ( 11 ) is operated autonomously to approach a hole ( 13 a ) from which information is to be obtained. An onboard perception system ( 17 ) detects the exact location of the hole and an onboard sensor ( 26 ) is deployed from the vehicle into the hole. Perception system ( 17 ) comprises a number of scanners ( 23 ) carried by a mounting ( 24 ) fitted to the rear of the vehicle. A downhole sensor unit ( 18 ) movable along a swinging arm ( 19 ) carries downhole sensors selectively lowerable into the hole by operation of cable reels within the unit ( 18 ).

Подробнее
17-10-2013 дата публикации

WIRELESS COMMUNICATION SYSTEM FOR MONITORING OF SUBSEA WELL CASING ANNULI

Номер: US20130269945A1
Принадлежит: FMC Technologies, Inc.

A non-invasive wireless communication system for monitoring parameters existing within the casing annuli of a subsea hydrocarbon production system. The subsea hydrocarbon production system includes a wellhead housing mounted at the upper end of a well bore and a number of concentric well casings extending from the wellhead housing through the well bore, and the casing annuli are formed between successive ones of the wellhead housing and the well casings The monitoring system comprises an interrogation package which is adapted to wirelessly transmit and receive NFM and/or inductive signals and at least one sensing package which is located in one of the casing annuli and is adapted to wirelessly receive the signals from and transmit response signals to the interrogation package. 1. In combination with a subsea hydrocarbon production system which comprises a wellhead housing mounted at the upper end of a well bore , a number of concentric well casings extending from the wellhead housing through the well bore , including an innermost casing through which a hydrocarbon fluid is produced , and a plurality of casing annuli formed between successive ones of the wellhead housing and the well casings , the improvement comprising a monitoring system for monitoring a parameter existing in at least one of the casing annuli which comprises:an interrogation package which is operable to wirelessly transmit an interrogation signal; andat least one sensing package which is located in a corresponding casing annulus and which includes at least one sensor for sensing the parameter, the sensing package being operable to wirelessly receive the interrogation signal and in response thereto wirelessly transmit a response signal to the interrogation package which is indicative of the parameter sensed by the sensor.2. The improvement of claim 1 , wherein the interrogation package communicates with the at least one sensing package using near-field magnetic induction (NFM) signals.3. The ...

Подробнее
17-10-2013 дата публикации

Apparatus and Method to Remotely Control Fluid Flow in Tubular Strings and Wellbore Annulus

Номер: US20130269951A1
Принадлежит: MIT Innovation Sdn Bhd

A method and apparatus is disclosed for remotely and selectively controlling fluid flow through tubular string disposed within a wellbore and further control fluid flow between the tubular string inner flow passage and the annular flow passage. The present invention further discloses a method of selectively and remotely receiving and interpreting a form of command or information at a desired apparatus within the wellbore caused by the operator on earth surface.

Подробнее
17-10-2013 дата публикации

APPARATUSES AND METHODS FOR AT-BIT RESISTIVITY MEASUREMENTS FOR AN EARTH-BORING DRILLING TOOL

Номер: US20130270008A1
Принадлежит:

A cutting element for an earth-boring drilling tool comprises a cutting body having a cutting surface thereon, and a sensor coupled with the cutting surface, the sensor configured to determine resistivity of a contacting formation. An earth-boring drilling tool comprises a bit body and an instrumented cutting element coupled with the bit body. The cutting element includes a cutting body having a cutting surface thereon, and at least one sensor located proximate the cutting surface. The at least one sensor is oriented and configured to determine resistivity of a contacting formation. A method of determining resistivity of a subterranean formation during a drilling operation comprises energizing a sensor of an instrumented cutting element of a drill bit, sensing a return signal flowing on or through the subterranean formation through the instrumented cutting element, and determining a resistivity of the subterranean formation based, at least in part, on the return signal. 1. A cutting element for an earth-boring drilling tool , the cutting element comprising:a cutting element body having a cutting surface thereon; andat least one sensor located proximate the cutting surface, the at least one sensor oriented and configured to determine resistivity of one of a contacting formation and the cutting element.2. The cutting element of claim 1 , wherein the at least one sensor includes a plurality of electrodes coupled with a control circuit.3. The cutting element of claim 2 , wherein the plurality of electrodes includes two terminals configured as voltage electrodes claim 2 , and two terminals configured as current electrodes.4. The cutting element of claim 2 , wherein the plurality of electrodes includes an outer electrode extending around an inner electrode.5. The cutting element of claim 4 , wherein the outer electrode has a ring shape.6. The cutting element of claim 5 , wherein the sensor and at least a portion of the cutting surface are not coplanar.7. The cutting ...

Подробнее
24-10-2013 дата публикации

Methods and systems of estimating formation parameters

Номер: US20130277115A1
Автор: Martin D. Paulk
Принадлежит: Landmark Graphics Corp

Estimating formation parameters. At least some of the illustrative embodiments are methods including: combining a first plurality of actual logs from a first plurality of actual boreholes, at least one actual log associated with each actual borehole, and thereby creating a first equivalent log along a first equivalent path; combining a second plurality of actual logs from a second plurality of actual boreholes, at least one actual log of the second plurality of actual logs associated with each actual borehole of the second plurality of actual boreholes, and thereby creating a second equivalent log along a second equivalent path; and estimating a plurality of values of a parameter of one or more formations along a proposed borehole path, each value associated with a distinct depth along the proposed borehole path, the estimating using the equivalent logs.

Подробнее
24-10-2013 дата публикации

REAL-TIME DEFINITIVE SURVEY WHILE DRILLING

Номер: US20130282290A1
Принадлежит: GYRODATA, INCORPORATED

A computer-based method of generating a survey of a wellbore section is provided. The method includes analyzing a plurality of surveys of the wellbore section to identify survey measurements that do not comprise gross errors, generating an initial weighted average survey, and calculating an initial set of measurement differences between the identified survey measurements and the initial weighted average survey. The method further includes calculating a plurality of error term estimates for the plurality of surveys and using the plurality of error term estimates to correct the identified survey measurements. The method further includes generating an updated weighted average survey and calculating an updated set of measurement differences between the identified survey measurements and the updated weighted average survey. 1. A computer-based method of generating a survey of a wellbore section , the method comprising:analyzing a first survey of the wellbore section to identify survey measurements of the first survey that do not comprise gross errors, and analyzing a second survey of the wellbore section to identify survey measurements of the second survey that do not comprise gross errors;generating an initial weighted average survey by combining the identified survey measurements of the first survey multiplied by a first initial weighting function and the identified survey measurements of the second survey multiplied by a second initial weighting function;calculating an initial first set of measurement differences between the identified survey measurements of the first survey and the initial weighted average survey, and calculating an initial second set of measurement differences between the identified survey measurements of the second survey and the initial weighted average survey;(a) calculating a first estimate of error terms for the first survey using the first set of measurement differences, and calculating a second estimate of error terms for the second survey ...

Подробнее
31-10-2013 дата публикации

Flow Sensing Apparatus and Methods For Use In Oil and Gas Wells

Номер: US20130284431A1
Принадлежит: Chevron U.S.A. INC.

The present invention is directed to methods for assessing flow-induced electrostatic energy in an oil and/or gas well wherein electric current or electrostatic potential or both are measured to produce data correlating to at least one flow characteristic of a tubular segment in the well. In some embodiments, electric current and electrostatic potential are produced separately for a plurality of segments, and measured. The system further may adjust at least one flow characteristic of a segment of the well to increase hydrocarbon production from the well. 1. A method of determining flow characteristics in at least one segment of a hydrocarbon-producing , the method comprising the steps of: i) an electrically-grounded outer upstream membrane electrode;', 'ii) an inner downstream membrane electrode; and', 'iii) a dielectric filter membrane, comprising flow channels, disposed between the inner and outer membrane electrodes;, 'a) providing at least one tubular segment electrically connected to a device, the tubular segment comprisingb) flowing a substantially non-conductive hydrocarbon-based fluid as a stream through the dielectric filter membrane in at least one segment of the well;c) generating an electric current and electrostatic potential between the stream and the dielectric filter membrane; andd) measuring the electric current or electrostatic potential to produce data correlating to at least one flow characteristic of the segment of the well.2. The method of claim 1 , wherein the flow characteristic of the segment of the well comprises the flow rate.3. The method of claim 1 , wherein the flow characteristic of the segment of the well comprises the ratio of water produced to the volume of total liquids produced.4. The method of claim 1 , comprising the additional step of:e) adjusting the device to alter a flow characteristic of the segment of the well to increase hydrocarbon production from the well.5. The method of claim 1 , wherein a plurality of segments are ...

Подробнее
07-11-2013 дата публикации

Methods Of Using Enhanced Wellbore Electrical Cables

Номер: US20130292126A1
Принадлежит:

An embodiment of a method of deploying a cable into a wellbore penetrating a subterranean formation comprises providing a cable, wherein the cable comprises at least one insulated conductor, at least one armor wire layer surrounding the insulated conductor, a polymeric material disposed in interstitial spaces formed between armor wires forming the at least one armor wire layer, and interstitial spaces formed between the at least one armor wire layer and insulated conductor, the polymeric material forming a continuously bonded layer which separates and encapsulates the armor wires forming the at least one armor wire layer, and whereby the polymeric material is extended to form a smooth polymeric jacket around the at least one armor wire layer, introducing the cable into a wellbore and performing at least one operation in the wellbore utilizing the cable. 1. A method of deploying a cable into a wellbore penetrating a subterranean formation , the method comprising: (i) at least one insulated conductor;', '(ii) at least one armor wire layer surrounding the insulated conductor;', '(iii) a polymeric material disposed in interstitial spaces formed between armor wires forming the at least one armor wire layer, and interstitial spaces formed between the at least one armor wire layer and insulated conductor, the polymeric material forming a continuously bonded layer which separates and encapsulates the armor wires forming the at least one armor wire layer, and whereby the polymeric material is extended to form a smooth polymeric jacket around the at least one armor wire layer; and,, 'a. providing a cable, wherein the cable comprisesb. introducing the cable into a wellbore;c. performing at least one operation in the wellbore utilizing the cable.2. The method of wherein the cable comprises an inner armor wire layer and an outer armor wire layer.3. The method of wherein the armor wires forming the at least one armor wire layer are at least one of one bimetallic armor wires claim ...

Подробнее
07-11-2013 дата публикации

Systems and Methods Of Detecting an Intersection Between A Wellbore and A Subterranean Structure That Includes A Marker Material

Номер: US20130292177A1
Принадлежит:

Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material. The systems and methods include drilling the wellbore and determining that the wellbore has intersected a portion of the subterranean structure that includes the marker material by detecting the marker material. The systems and methods also may include distributing the marker material within the subterranean structure, aligning the marker material within the subterranean structure, determining one or more characteristics of the marker material, ceasing the drilling, repeating the method, and/or producing a hydrocarbon from the subterranean structure. The systems and methods further may include forming an electrical connection between an electric current source and a granular resistive heater that forms a portion of the subterranean structure, forming the granular resistive heater, and/or forming the subterranean structure. 1. A method of detecting an intersection of a well that includes a wellbore with a subterranean structure , wherein the subterranean structure includes a marker material distributed therein , the method comprising:drilling the wellbore; anddetermining that the wellbore has intersected a portion of the subterranean structure that includes the marker material, wherein the determining includes detecting the marker material.2. The method of claim 1 , wherein the method further includes ceasing the drilling the wellbore claim 1 , wherein the ceasing is responsive claim 1 , at least in part claim 1 , to the detecting.3. The method of claim 2 , wherein the wellbore includes a terminal depth claim 2 , and further wherein the ceasing includes ceasing the drilling such that the terminal depth of the wellbore is within 25 mm of a target portion of the subterranean structure.4. The method of claim 1 , wherein the method further includes distributing the marker material within the subterranean structure claim 1 , wherein the ...

Подробнее
14-11-2013 дата публикации

Pipe with vibrational analytics

Номер: US20130298664A1
Принадлежит: Logimesh IP LLC

A system is disclosed that includes a pipe and a device for measuring and storing vibration data related to the use of the pipe and its remaining lifespan. The data can be collected wirelessly using a radio frequency device.

Подробнее
14-11-2013 дата публикации

Systems and Methods For Advanced Well Access to Subterranean Formations

Номер: US20130299164A1
Принадлежит: Exxon Mobile Upstream Research Company

Systems and methods for improving functional access to subterranean formations that include a well, which includes a casing string having at least one casing conduit that extends and provides a hydraulic connection between a surface region and the subterranean formation. Performing a plurality of downhole operations utilizing a casing string that constitutes a plurality of hydraulic pathways between the surface region and the subterranean formation. In some embodiments, the plurality of downhole operations may be simultaneous operations and/or may be associated with at least one of a plurality of operational states including a drilling state, completing state, stimulating state, producing state, abandoning state, and/or killing state. In some embodiments, systems and methods may include a plurality of production control assemblies to control and/or monitor the downhole operations. 1. A method of operating a well configured to provide a hydraulic connection between a surface region and a subterranean formation that includes a reservoir containing a reservoir fluid , the well including a casing string contained within a wellbore that extends between the surface region and the subterranean formation , wherein the casing string constitutes a plurality of hydraulic pathways between the surface region and the subterranean formation , the method comprising:establishing a first fluid communication between the surface region and a first portion of the subterranean formation using a first hydraulic pathway of the casing string;performing a first downhole operation in the first portion of the subterranean formation;establishing a second fluid communication between the surface region and a second portion of the subterranean formation using a second hydraulic pathway of the casing string, wherein the second hydraulic pathway is different from the first hydraulic pathway; andperforming a second downhole operation in the second portion of the subterranean formation.2. The method ...

Подробнее
14-11-2013 дата публикации

Remote monitoring unit with various sensors

Номер: US20130300574A1
Принадлежит: Logimesh IP LLC

A sensor device can comprise at least one sensor operatively coupled to a controller, wherein the controller is configured to receive a measured input from the at least one sensor; and a wireless communication device coupled to the controller. Further, the wireless communication device can be configured to communicate with a coordinator. In various embodiments, the at least one sensor can include a volume sensor, a flow meter sensor, a total dissolved solids sensor, an infrared thermal monitor, an air quality sensor, or any combination thereof.

Подробнее
21-11-2013 дата публикации

Equipment and Methods for Determining Waiting-on-Cement Time in a Subterranean Well

Номер: US20130306308A1
Принадлежит:

Improved equipment and methods for determining the waiting-on-cement time after a cementing operation involve an optic-fiber coil that immersed in the cement slurry downhole. The intensity of a reflected light signal from the coil is monitored versus time. Attenuation of the reflected-light intensity corresponds to the development of gel strength, allowing operators to unambiguously determine when well-bore operations may recommence after a cement job. The optic-fibre coil is wound around a spool such that there is at least one coil crossing on the spool. 1. A method for determining the set time of a cement slurry in a subterranean wellbore , comprising:(i) selecting a continuous fiber-optic line having a first end and a second end;(ii) securing the first end to a fixed position;(iii) securing the second end to a spool, and winding the rest of the line around the spool such that there is sufficient line to form at least one coil crossing when the set time is determined;(iv) immersing the spool in the cement slurry;(v) generating a light signal from the fixed position and transmitting the signal along the fiber-optic line; and(vi) measuring changes in the reflected-signal intensity, thereby informing on the state of the cement slurry in which the spool is immersed.2. The method of claim 1 , further comprising:(i) placing the spool in an apparatus for dispensing line;(ii) attaching the apparatus to a device that travels through a tubular body in the wellbore, and inserting both inside the tubular body;(iii) pumping cement slurry into the tubular body, releasing the device, allowing the device to travel through the tubular body, away from the fixed position, thereby allowing the line to unwind from the apparatus;(iv) pumping a volume of cement slurry behind the device such that the apparatus and the spool are immersed in the cement slurry; and(v) pumping process fluid behind the cement slurry, and allowing the device to rest at a desired location inside the tubular ...

Подробнее
21-11-2013 дата публикации

ELECTRONICALLY ACTIVATED UNDERREAMER AND CALLIPER TOOL

Номер: US20130306373A1
Автор: Rasheed Wajid
Принадлежит:

An electronically activated tool () comprising a tool body, cutter blocks and sensors with means for attachment to a drilling support and rotation so as to permit the simultaneous underreaming and measurement of the diameter of a wellbore (especially in oil and gas drilling) characterized by a means of activation using an electronic signal sent by mud-pulse, fibre-optics, wireless transmission or other means which may also communicate commands and receive data from the underreamer during drilling, at least one radially extendable cutter block () incorporating positional sensors adapted to measure the relative position of the cutter block to the tool, at least one calliper means () to measure wellbore diameter, all of which are inter-linked by a means of communication using receivers, sensors and microprocessors and a system that optimizes underreaming or expansion () by simultaneously comparing and correlating wellbore diameter data () and underreaming parameters in real-time or in memory. 120-. (canceled)21. A method of closed loop reaming to provide a borehole of a predetermined dimension , comprising a rig in contact with a reamer , a processor linked to a calliper measuring borehole dimension ,sensing a relative position of extendable cutters using a position sensor,providing a user or processor to compare said calliper data to said extendable cutter positional data and said predetermined borehole dimension using said rig to control underreaming and output a borehole dimension.22. The method of wherein the relative position of the cutters is monitored at surface.23. The method of wherein the relative position of the said cutters is detected downhole.24. The method of wherein at least one signal related to said cutter position is recorded by the user or processor.25. The method of using electronic or mechanical signals.26. The method of further comprising sensing a property from one of a group comprising flow claim 21 , rotation claim 21 , weight claim 21 , sound ...

Подробнее
21-11-2013 дата публикации

Method And System For Estimating Rock Properties From Rock Samples Using Digital Rock Physics Imaging

Номер: US20130308831A1
Автор: Derzhi Naum, Dvorkin Jack
Принадлежит: INGRAIN, INC.

A method is provided for efficiently characterizing rock traversed while drilling a borehole for hydrocarbon reservoir development. A rock sample can be obtained having a provenance of collection linked to a specific region of the borehole, which is scanned to obtain a 2D digital image that is segmented to pixels characterized as pore space and as mineral matrix and defining a boundary between them. A transform relationship, for example, a form of the Kozeny-Carman equation adapted for application to a 2D segmented image environment, can be applied to calculate the estimated value for a target rock property, which can be absolute permeability, relative permeability, formation factor, elasticity, bulk modulus, shear modulus, compressional velocity, shear velocity, electrical resistivity, or capillary pressure, and the estimated value is used to characterize the rock at that region of the borehole. This affords an opportunity to quickly and efficiently develop massive data directly characterizing extended regions of rock, whether traversed by the borehole in this or a related well. Computerized systems, computer readable media, and programs for performing the methods are also provided. 1. A method for estimating a target rock property of a rock sample from an application of digital rock physics in 2D , comprising:scanning a rock sample to obtain a 2D digital image of the rock sample;segmenting the digital image to produce a digital 2D segmented image having pixels characterized as pore space and pixels characterized as mineral matrix and defining a boundary at the intersection of pore space and the mineral matrix;{'sub': 1', '1, 'deriving values for rock properties P-Pfrom the segmented image as a function of simple pore space geometry; and'}applying a transform relationship adapted for application to a 2D segmented image environment to calculate an estimated value for the target rock property as a function of simple pore space geometry derived from the 2D segmented ...

Подробнее
21-11-2013 дата публикации

METHODS AND SYSTEMS FOR TESTING THE INTEGRITY OF COMPONENTS OF A HYDROCARBON WELL SYSTEM

Номер: US20130311093A1
Принадлежит: BP CORPORATION NORTH AMERICA INC.

A component of the hydrocarbon well system and a first supply line to the component can be isolated from other components of the hydrocarbon well system. The component and the first supply line can be pressurized to a test pressure with a test fluid. Then, a pressure and a temperature of the test fluid in the component that was pressurized can be measured over a period of time. The pressure and the temperature that were measured can be analyzed and a pressure integrity of the component can be determined based on the analysis. 1. A computer-implemented method for testing components of a hydrocarbon well system , comprising:isolating a component of the hydrocarbon well system and a first supply line to the component from other components of the hydrocarbon well system;pressurizing the component and the first supply line to a test pressure with a test fluid;measuring, over a period of time, a pressure and a temperature of the test fluid in the component that was pressurized;analyzing, by a processor, the pressure and the temperature that were measured; anddetermining a pressure integrity of the component based on the analysis.2. The computer-implemented method of claim 1 , the method further comprising:testing a pressure integrity of the first supply line prior to pressurizing the first supply line.3. The computer-implemented method of claim 1 , wherein the component of the hydrocarbon well system comprises at least one of a well head and a portion of a blowout preventer.4. The computer-implemented method of claim 1 , wherein the first supply line comprises a kill line or a choke line.5. The computer-implemented method of claim 1 , wherein analyzing the pressure and the temperature comprises:determining that the pressure and the temperature has reached a steady state.6. The computer-implementing method of claim 1 , wherein isolating the component and the first supply line comprises:closing one or more valves in the hydrocarbon well system.7. The computer-implementing ...

Подробнее
12-12-2013 дата публикации

System and Method for Measuring Well Flow Rate

Номер: US20130327520A1
Принадлежит: Production Sciences Inc

The present invention discloses an improved system for measurement of the liquid flow rate and totalized liquid production of a producing well. In the method of the present invention, liquid production rate in a pumping well is determined by calculation based upon wellbore geometry and continuously monitoring the depth of the fluid level within the wellbore. It is applicable to any pump lifted well where it is possible to shut the pump off periodically. Accuracy is enhanced with this method by properly accounting for pump leakage and where pump leakage is either known or can be estimated within reasonable limits or where it is measured during the pump shut off cycle.

Подробнее
12-12-2013 дата публикации

FLUID DISTRIBUTION DETERMINATION AND OPTIMIZATION WITH REAL TIME TEMPERATURE MEASUREMENT

Номер: US20130327522A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

Fluid distribution determination and optimization using real time temperature measurements. A method of determining fluid or flow rate distribution along a wellbore includes the steps of: monitoring a temperature distribution along the wellbore in real time; and determining in real time the fluid or flow rate distribution along the wellbore using the temperature distribution. A method of optimizing fluid or flow rate distribution includes the steps of: predicting in real time the fluid or flow rate distribution along the wellbore; comparing the predicted fluid or flow rate distribution to a desired fluid or flow rate distribution; and modifying aspects of a wellbore operation in real time as needed to minimize any deviations between the predicted and desired fluid or flow rate distributions. 17-. (canceled)8. A method of optimizing fluid distribution along a wellbore , the method comprising the steps of:predicting in real time the fluid distribution along the wellbore;comparing the predicted fluid distribution to a desired fluid distribution; andmodifying aspects of a wellbore operation in real time as needed to minimize any deviations between the predicted and desired fluid distributions.9. The method of claim 8 , further comprising the step of monitoring a temperature distribution along the wellbore in real time claim 8 , and wherein the predicting step further comprises predicting the fluid distribution along the wellbore using the temperature distribution.10. The method of claim 8 , further comprising the steps of monitoring a temperature distribution along the wellbore in real time claim 8 , and determining a current fluid distribution along the wellbore using the temperature distribution.11. The method of claim 8 , wherein the predicting step further comprises inputting a real time temperature distribution along the wellbore to a predictive device claim 8 , so that the predictive device predicts the fluid distribution.12. The method of claim 11 , wherein the ...

Подробнее
19-12-2013 дата публикации

Method for Obtaining Diagnostics and Control of the Pumping Process of Rod Pumped Oil and Gas Wells and Devices for the Method Execution

Номер: US20130333880A1
Принадлежит:

Devices and methods for obtaining diagnostics and control of the pumping process of rod pumped oil or gas wells are described. The diagnostics and control are implemented by means of the well simulation unit where surface load values are gathered through utilization of a load cell mounted on the carrier bar and attaching to the top of the polished rod and surface position values are gathered through the use of a position sensor mounted on the polish rod. Subsequently, an animation representing the entire pumping system is displayed instantaneously either on local display or by utilizing a HMI or a portable laptop, computer or other device connected to SCADA system. Changes of well conditions and pumping system conditions are displayed real time utilizing a direct simulation. 15-. (canceled)6. A method for obtaining diagnostics and control f the pumping process of rod pumped oil or gas wells comprising:gathering surface load values for the polished rod;gathering surface position values for the polished rod;using a well simulation unit to plot the surface load values against the position of the polished rod; anddisplaying an animation representing the entire pumping system showing changes in well conditions and pumping system conditions in real time.7. The method of wherein the surface load values are gathered through the use of a load cell mounted on a carrier bar attached to a top of a polished rod.8. The method of wherein the surface position values are gathered through the use of a position sensor mounted to the top surface of the polished rod and an inclinometer mounted on a pumping unit.9. The method of where the gathering is done by one of: wired or wireless transmission.10. The method of wherein the animation representing the entire pumping system is displayed instantaneously on one of a local display; an HMI; a portable laptop; a remote computer; or a device connected to SCADA system.11. The method of further comprising detecting pump-off conditions on a rod ...

Подробнее
19-12-2013 дата публикации

SELECTIVE EXTRACTION OF FLUIDS FROM SUBSURFACE WELLS

Номер: US20130333881A1
Автор: Heller Noah R.
Принадлежит:

A method for reducing the extent of treatment required for groundwater comprises the steps of (A) determining one of groundwater (1) flow, and (2) chemistry within at least one of a plurality of fluid zones within a subsurface well having a primary pump positioned at least partially therein; (B) modifying fluid dynamics within the subsurface well based on at least one of the groundwater flow and chemistry; (C) selectively extracting groundwater from at least one of the plurality of fluid zones with the primary pump; and (D) removing one or more contaminants from the groundwater with a fluid treatment system. Additionally, the step of determining can include the use of miniaturized technologies, such as miniaturized flow profiling technologies, miniaturized water sampling technologies and miniaturized sensors. 1. A method for reducing the extent of treatment required for groundwater , the method comprising the steps of:determining one of groundwater (1) flow, and (2) chemistry within at least one of a plurality of fluid zones within a subsurface well having a primary pump positioned at least partially therein;modifying fluid dynamics within the subsurface well based on at least one of the groundwater flow and chemistry:selectively extracting groundwater from at least one of the plurality of fluid zones with the primary pump; andremoving one or more contaminants from the groundwater with a fluid treatment system.2. The method of wherein the step of determining includes the step of determining one of groundwater (1) flow claim 1 , and (2) chemistry within at least one of the plurality of fluid zones within the subsurface well with miniaturized technologies.3. The method of wherein the step of determining includes inserting the miniaturized technologies into the subsurface well via an access port that bypasses the primary pump.4. The method of wherein the miniaturized technologies include one or more of miniaturized flow profiling technologies claim 2 , miniaturized ...

Подробнее