NO20120833A1

NO20120833A1 - Paint devices with memory labels and methods for these.

Info

Publication number: NO20120833A1
Application number: NO20120833A
Authority: NO
Inventors: Ian Raw; Donald W Ross; Stephen W Pride; Emmanuel Balster; Svein Kvernstuen; Rune Gimre; Petrus Gerardus Jacobus Butter; Robert Brent Brough
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2010-02-04
Filing date: 2012-07-18
Publication date: 2012-08-24
Also published as: WO2011097063A2; US20110191028A1; WO2011097063A3

Abstract

Et brønnhullsmåleapparat med en eller flere sensorer som er konfigurert for å måle en parameter i en brønn, som har flere minnebrikker for å lagre måledataene fra en eller flere sensorer og en utløsermodul som er konfigurert til å utløse en av minnebrikkene ved en forhåndsbestemt betingelse. En metode for å overvåke en brønn som inkluderer plassering av et måleapparat med en eller flere sensorer og flere minnebrikker inn i en brønn; erverv av måledata for parameteren ved bruk av en eller flere sensorer. Måledataene skrives til en av minnebrikkene. Minnebrikken med måledataene utløses. Dette gjør at minnebrikken med måledataene kan føres oppover i brønnen av en strømning i brønnen, avlesing av måledataene fra minnebrikken med måledataene på et annet sted enn brønnhullsmåleapparatet.A wellbore measuring device with one or more sensors configured to measure a parameter in a well, having multiple memory chips for storing the measurement data from one or more sensors and a trigger module configured to trigger one of the memory chips under a predetermined condition. A method of monitoring a well that includes placing a measuring device with one or more sensors and multiple memory chips into a well; acquisition of measurement data for the parameter using one or more sensors. The measurement data is written to one of the memory chips. The memory chip with the measurement data is triggered. This allows the memory chip with the measurement data to be moved upward in the well by a flow in the well, reading the measurement data from the memory chip with the measurement data at a location other than the well hole measuring apparatus.

Description

MÅLEAPPARATER MED MINNEBRIKKER OG METODER SOM GJELDER DISSE MEASURING APPARATUS WITH MEMORY CHIPS AND METHODS APPLICABLE THEREOF

KRYSSHENVISNING TIL RELATERTE SØKNADER CROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS

[0001] Denne oppfinnelsen krever prioritet over den midlertidige amerikanske søknaden nr. 61/301480, innlevert 4. februar 2010 som er innlemmet her i sin helhet ved henvisning. [0001] This invention claims priority over US Provisional Application No. 61/301480, filed Feb. 4, 2010, which is incorporated herein by reference in its entirety.

OPPFINNELSENS BAKGRUNN BACKGROUND OF THE INVENTION

Oppfinnelsens fagområde The subject area of the invention

[0002] Oppfinnelsen er generelt relatert til målingen av brønnhullsforhold under brønnhullsanvendelser og mer bestemt til bruk av brønnovervåkingssystemer som registrerer brønnhullsdata og kommuniserer disse dataene til brønnsystemets overflate. [0002] The invention is generally related to the measurement of wellbore conditions during wellbore applications and more specifically to the use of well monitoring systems that record wellbore data and communicate this data to the surface of the well system.

Bakgrunn i faget Background in the subject

[0003] I olje- og gassproduksjon er det viktig å overvåke brønnhullsdata som trykk, temperatur, strømning og andre væske- eller reservoaregenskaper. Disse målingene skaffes ved hjelp av en rekke sensorapparater, enten ved bruk av permanente sensorer plassert under komplettering eller ved periodevis bruk av intervensjonsbaserte loggeverktøy. Disse sensorene kan gi nøkkeldata for å muliggjøre utvikling av felt, forvaltning og utvikling av reserver på stedet for å maksimere produksjon og gjenvinning. Utfordringer oppstår der brønner og reservoarer blir vanskelig å nå med permanente kompletteringssensorer på grunn av flere trinn i brønnen. I tillegg vil installerte brønnhullssensorer svikte over tid og intervensjonsbaserte løsninger er svært dyre, spesielt på små plattformer eller i undersjøiske brønner. [0003] In oil and gas production, it is important to monitor wellbore data such as pressure, temperature, flow and other fluid or reservoir properties. These measurements are obtained using a number of sensor devices, either by using permanent sensors placed during completion or by periodic use of intervention-based logging tools. These sensors can provide key data to enable field development, management and development of on-site reserves to maximize production and recovery. Challenges arise where wells and reservoirs become difficult to reach with permanent completion sensors due to several steps in the well. In addition, installed wellbore sensors will fail over time and intervention-based solutions are very expensive, especially on small platforms or in subsea wells.

[0004] I de fleste tilfellene installeres ikke permanente brønnhullsmåleverktøy og -sensorer som en del av kompletteringen av flere årsaker som f.eks. kostnader, geometrisk kompatibilitet, pålitelighet og brønnhullstemperatur for å nevne noen få. Juridiske krav (tilsynsorgan) eller reservoarkrav kan imidlertid muligens gjøre det nødvendig med data fra brønnen på visse trinn i operasjonen. Disse dataene kan skaffes ved hjelp av minnemålere eller loggeverktøy sammen med diverse sensorer som er konfigurert til å rapportere brønnytelse. Når sensorer ikke er installert permanent under kompletteringen, kan f.eks. data som er påkrevet for å imøtekomme slike juridiske krav eller krav fra et tilsynsorgan, skaffes ved bruk av minnemålere med ståltrå som er plassert i brønnen i en periode og for deretter å bli hentet opp slik at dataene kan lastes ned. Enda en annen løsning er å bruke ettermonteringsteknologi til å plassere sensorer på en ståltrå, kabel og/eller spolet rørledning inne i [0004] In most cases, permanent wellbore measurement tools and sensors are not installed as part of the completion for several reasons such as cost, geometric compatibility, reliability and wellbore temperature to name a few. However, legal requirements (supervisory body) or reservoir requirements may possibly make data from the well necessary at certain stages of the operation. This data can be obtained using memory meters or logging tools along with various sensors configured to report well performance. When sensors are not installed permanently during completion, e.g. data that is required to meet such legal requirements or requirements from a regulatory body is obtained using wire gauges that are placed in the well for a period of time and then retrieved so that the data can be downloaded. Yet another solution is to use retrofit technology to place sensors on a steel wire, cable and/or coiled conduit inside the

brønnen. the well.

[0005] Mange av disse teknologiene har sikkerhetsrisikoer med tanke på intervensjon i en brønn, de er dyre og har begrenset datakompabilitet. Etterhvert som eksisterende oljebrønner enten begynner å gå tom eller produsere for mye vann er det nødvendig å stenge av eksisterende produksjonssoner og bore et sekundært hull i den samme brønnen. Dette sekundære hullet som bores inn i en ny olje- eller gasslomme, kalles et lateralt eller multilateralt hull og gjennomføres ved boring gjennom rørledning og komplettering. Boring gjennom rørledning og komplettering bruker den eksisterende foringen i den øverste delen av brønnen og de øvre kompletteringsseksjonene og gir ytterligere dreneringspunkt(er) fra den samme brønnen, noe som reduserer operatørens kapital- og operasjonskostnader merkbart. [0005] Many of these technologies have safety risks in terms of intervention in a well, they are expensive and have limited data compatibility. As existing oil wells either begin to run out or produce too much water, it is necessary to shut down existing production zones and drill a secondary hole in the same well. This secondary hole that is drilled into a new oil or gas pocket is called a lateral or multilateral hole and is carried out by drilling through pipeline and completion. Drilling through pipeline and completion uses the existing casing in the upper part of the well and the upper completion sections and provides additional drainage point(s) from the same well, significantly reducing the operator's capital and operating costs.

[0006] I tilfeller med lateral eller multilateral brønnkonstruksjon kan det være en vanskelig oppgave å skaffe målinger ved hjelp av intervensjonbaserte loggeverktøy fra en ny, lateral seksjon i en eksisterende brønn. Verktøyene kan ha vanskeligheter med å komme inn i den nye, laterale seksjonen for å skaffe reservoar- og/eller produksjonsmålinger. I tillegg er det ikke mulig å trekke en konvensjonell, permanent sensor fordi den eksisterende kompletteringen ikke er fjernet og derfor begrenses størrelsen på hva som kan trekkes i hullet. I noen tilfeller kan en ny komplettering med en mye mindre diameter trekkes gjennom den eksisterende øvre kompletteringen. Denne nye kompletteringen kan imidlertid ikke knyttes eller koblet til infrastrukturen på overflaten. [0006] In cases of lateral or multilateral well construction, it can be a difficult task to obtain measurements using intervention-based logging tools from a new, lateral section in an existing well. The tools may have difficulty entering the new lateral section to obtain reservoir and/or production measurements. In addition, it is not possible to draw a conventional, permanent sensor because the existing completion has not been removed and therefore the size of what can be drawn in the hole is limited. In some cases, a new completion with a much smaller diameter can be pulled through the existing upper completion. However, this new addition cannot be linked or connected to the infrastructure on the surface.

[0007] Derfor er det fortsatt behov for systemer og metoder som kan brukes til å overvåke og måle forholdene i et brønnhull, spesielt i nyutviklede brønner som laterale og multilaterale hull. [0007] Therefore, there is still a need for systems and methods that can be used to monitor and measure the conditions in a wellbore, especially in newly developed wells such as lateral and multilateral holes.

SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

[0008] Et aspekt av oppfinnelsen er relatert til brønnhullsmåleapparater. Et brønnhullsmåleapparat i henhold til én utforming av oppfinnelsen, har én eller flere sensorer konfigurert for å måle en parameter i en brønn, flere minnebrikker for å lagre måledata fra én eller flere sensorer der minnebrikkene er konfigurert til å føres oppover i brønnhullet av en væske og en utløsermodul som er konfigurert til å utløse en av minnebrikkene ved en forhåndsbestemt betingelse. [0008] One aspect of the invention relates to wellbore measuring devices. A wellbore measuring device according to one embodiment of the invention has one or more sensors configured to measure a parameter in a well, several memory chips for storing measurement data from one or more sensors where the memory chips are configured to be carried upwards in the wellbore by a liquid and a trigger module configured to trigger one of the memory chips upon a predetermined condition.

[0009] En annen aspekt av oppfinnelsen er relatert til metoder for overvåking en brønn- eller væskeparameter i et brønnhull. En metode i henhold til en utforming av oppfinnelsen, inkluderer plassering av et måleapparat i brønnen med én eller flere sensorer og flere minnebrikker der plasseringen skjer ved å la brønnhullsmåleapparatet føres av en væske inn i borehullet for å skaffe måledata av parameteren ved bruk av én eller flere sensorer som skriver måledataene til en av minnebrikkene, minnebrikken med datamålingene utløses og beveges deretter oppover i borehullet av en væske og avlesing av måledataen skjer på et annet sted enn der brønnhullsmåleapparatet er plassert. [0009] Another aspect of the invention relates to methods for monitoring a well or fluid parameter in a wellbore. A method according to a design of the invention includes the placement of a measuring device in the well with one or more sensors and several memory chips where the placement takes place by allowing the wellbore measuring device to be guided by a liquid into the borehole to obtain measurement data of the parameter using one or several sensors that write the measurement data to one of the memory chips, the memory chip with the data measurements is triggered and then moved upwards in the borehole by a liquid and the reading of the measurement data takes place in a different place than where the wellbore measuring device is placed.

[0010] Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil være opplagt fra den etterfølgende beskrivelsen og vedlagte krav. [0010] Other aspects and advantages of the invention will be obvious from the following description and attached claims.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0011] Visse utforminger av redegjørelsen blir heretter beskrevet med henvisning til de vedlagte tegningene der henvisningstall indikerer tilsvarende elementer. Det skal imidlertid forstås at de vedlagte tegningene bare illustrerer de forskjellige utformingene som beskrives her og er ikke ment å begrense omfanget av de forskjellige teknologier som beskrives i dette dokumentet. Tegningene er som følger: [0011] Certain designs of the explanation are hereinafter described with reference to the attached drawings where reference numbers indicate corresponding elements. However, it should be understood that the attached drawings only illustrate the various designs described herein and are not intended to limit the scope of the various technologies described in this document. The drawings are as follows:

[0012] Fig. 1 viser en skjematisk oversikt av et brønnovervåkingssystem fra en tidligere teknikk og som har en sensor i brønnhullet. [0012] Fig. 1 shows a schematic overview of a well monitoring system from a prior art and which has a sensor in the well hole.

[0013] Fig. 2 viser en skjematisk oversikt av et måleapparat i henhold til én utforming av [0013] Fig. 2 shows a schematic overview of a measuring device according to one design of

oppfinnelsen. the invention.

[0014] Fig. 3 viser en skjematisk oversikt av et måleapparat som er tilkoblet i en kompletteringsnippel [0014] Fig. 3 shows a schematic overview of a measuring device which is connected in a completion nipple

eller annen profil i henhold til én utforming av oppfinnelsen. or other profile according to one design of the invention.

[0015] Fig. 4 viser en skjematisk oversikt av flere måleapparater som er plassert i et brønnhull i henhold til én utforming av oppfinnelsen. [0015] Fig. 4 shows a schematic overview of several measuring devices which are placed in a well hole according to one design of the invention.

[0016] Fig. 5 viser en skjematisk oversikt over et selvdrevet måleapparat i henhold til én utforming av oppfinnelsen. [0016] Fig. 5 shows a schematic overview of a self-powered measuring device according to one design of the invention.

[0017] Fig. 6 viser et flytdiagram som illustrerer en metode for å overvåke og samle brønnparametere ved å bruke et brønnhullsmåleapparat i henhold til én utforming av oppfinnelsen. [0017] Fig. 6 shows a flow diagram illustrating a method for monitoring and collecting well parameters using a wellbore measuring apparatus according to one embodiment of the invention.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0018] Utformingen av oppfinnelsen er relatert til metoder og systemer for å måle brønnforhold eller parametere ved bruk av sensorapparater som er plassert på overflaten. Metoder og systemer i oppfinnelsen er spesielt anvendbare når laterale eller multilaterale hull utvikles for å nå nye produksjonssoner. I slike laterale eller multilaterale hull installeres ofte ikke permanente sensorer på grunn av tekniske vanskeligheter. Ved bruk av utforminger av oppfinnelsen kan brønnforhold og parametere overvåkes uten permanent installerte sensorer. [0018] The design of the invention is related to methods and systems for measuring well conditions or parameters using sensor devices that are placed on the surface. Methods and systems of the invention are particularly applicable when lateral or multilateral holes are developed to reach new production zones. In such lateral or multilateral holes, permanent sensors are often not installed due to technical difficulties. By using designs of the invention, well conditions and parameters can be monitored without permanently installed sensors.

[0019] I følgende beskrivelse fremsettes en rekke detaljer for å gi en forståelse av noen illustrative utforminger av den aktuelle redegjøringen. Personer med ferdigheter i faget vil imidlertid forstå at de forskjellige utformingene av den aktuelle redegjøringen kan brukes uten disse detaljene og at det er mulig med en rekke varianter eller endringer av utformingene som [0019] In the following description, a number of details are presented to provide an understanding of some illustrative designs of the relevant explanation. However, those skilled in the art will appreciate that the various embodiments of the present disclosure may be used without these details and that a number of variations or modifications of the embodiments are possible which

beskrives, uten å avvike fra oppfinnelsens omfang. is described, without deviating from the scope of the invention.

[0020] I spesifikasjonen og vedlagte krav brukes begrepet minnebrikke for å indikere en elektronisk brikke med minne for datalagring. En hvilken som helst minnebrikke som er egnet til å lagre informasjon, kan brukes med utforminger av oppfinnelsen som f.eks. RFID-merker. En minnebrikke kan i tillegg ha en antenneledning og en strømforsyningskrets slik at minnebrikken kan drives via induktiv kobling. En minnebrikke kan også ha en sensor for mottak av overførte signaler, en prosessor for prosessering av mottatte signaler og en modulasjonskrets for å legge utgående signaler på strømforsyningskretsen. En lese-/skriveenhet kan benyttes for å kommunisere med minnebrikken. Lese-/skriveenheten kan ha en signalgenerator, en antennespole og en strømforsyningskrets for å forsyne minnebrikken med strøm via induktiv kobling. Lese-/skriveenheten kan i tillegg ha en lysemitter for å avgi av et lys som fører inngående signaler til minnebrikken og en demodulasjonskrets for å hente utgående signaler fra den induktive koblingen. Begrepet «sensor» er brukt for å indikere et hvilket som helst apparat for å måle forskjellige egenskaper i brønnen som trykk, væskestrømningshastigheter, temperaturer, vibrasjon, sammensetning, væskestrømningsregime og væskestans. [0020] In the specification and attached claims, the term memory chip is used to indicate an electronic chip with memory for data storage. Any memory chip suitable for storing information can be used with embodiments of the invention such as RFID tags. A memory chip can also have an antenna cable and a power supply circuit so that the memory chip can be powered via inductive coupling. A memory chip can also have a sensor for receiving transmitted signals, a processor for processing received signals and a modulation circuit for adding output signals to the power supply circuit. A read/write device can be used to communicate with the memory chip. The read/write unit may have a signal generator, an antenna coil and a power supply circuit to supply the memory chip with power via inductive coupling. The read/write unit may additionally have a light emitter to emit a light that carries input signals to the memory chip and a demodulation circuit to retrieve output signals from the inductive coupling. The term "sensor" is used to indicate any device for measuring various properties in the well such as pressure, fluid flow rates, temperatures, vibration, composition, fluid flow regime and fluid stoppage.

[0021] Fig. 1 viser et eksempel på en sensor som er installert i et borehull som er redegjort i den amerikanske patenten nr. 7 140 434, utstedt til Chouzenoux et al. Som vist i fig. 1 er en sensor installert i en underjordisk brønn som inneholder et produksjonsrør 38. Sensoren omfatter et sensorhus 11 som kan installeres i et hull i foringen 18 slik at det strekker seg mellom innsiden og utsiden av foringen 18, sensorelementer plassert inne i huset som kan føle egenskaper i en underjordisk formasjon 10 som omgir brønnen og kommunikasjonselementer 66 som er plassert inne i huset som kan kommunisere informasjon mellom sensorenheter og en kommunikasjonsenhet 68 i brønnen der sensorhuset 11 også har en del som kan forsegles til foringen eller røret for å forhindre væskekommunikasjon mellom innsiden og utsiden av foringen 18 gjennom hullet når sensorhuset er installert i foringen. Sensorene kan ha trykk-, temperatur-, resistivitets-, konduktivitets-, stress-, belastnings-, pH- og kjemiske sammensetningssensorer. [0021] Fig. 1 shows an example of a sensor installed in a borehole disclosed in US Patent No. 7,140,434, issued to Chouzenoux et al. As shown in fig. 1 is a sensor installed in an underground well containing a production pipe 38. The sensor comprises a sensor housing 11 that can be installed in a hole in the casing 18 so that it extends between the inside and the outside of the casing 18, sensor elements located inside the housing that can sense features in an underground formation 10 that surrounds the well and communication elements 66 that are located inside the housing that can communicate information between sensor units and a communication unit 68 in the well where the sensor housing 11 also has a part that can be sealed to the casing or pipe to prevent fluid communication between the inside and the outside of the liner 18 through the hole when the sensor housing is installed in the liner. The sensors can have pressure, temperature, resistivity, conductivity, stress, strain, pH and chemical composition sensors.

[0022] For å skaffe brønnhullsdata som trykk, temperatur, strømning og andre væske- og reservoarforhold er det vanlig å bruke en permanent eller ubevegelig komplettering av plasserte sensorer eller intervensjonsbasert loggeverktøy. Noe måleverktøy kan installeres permanent i brønnen for langsiktig overvåking, mens annet trekkes inn i brønnen i løpet av en intervensjon for å skaffe midlertidige målinger. [0022] To obtain wellbore data such as pressure, temperature, flow and other fluid and reservoir conditions, it is common to use a permanent or immobile complement of placed sensors or intervention-based logging tools. Some measuring tools can be permanently installed in the well for long-term monitoring, while others are pulled into the well during an intervention to obtain temporary measurements.

[0023] Som nevnt ovenfor, når nye laterale hull utvikles, er det upraktisk å plassere permanente sensorer i de nye hullene og intervensjonstilnærmingen er kostbar. Utforminger av oppfinnelsen gir flere beleilige tilnærmelser for å overvåke og måle brønnforhold, spesielt i brønner (f.eks., nye laterale eller multilaterale hull) der plassering av permanente sensorer med kompletteringsrørledning er upraktisk. [0023] As mentioned above, when new lateral holes are developed, it is impractical to place permanent sensors in the new holes and the interventional approach is expensive. Embodiments of the invention provide several convenient approaches for monitoring and measuring well conditions, particularly in wells (eg, new lateral or multilateral holes) where placement of permanent sensors with completion piping is impractical.

[0024] Noen utforminger av oppfinnelsen er relatert til plassbare måleapparater som kan sendes inn i brønnhull fra overflaten for å overvåke eller måle brønnhullsforhold eller væske-/reservoaregenskaper. Disse måleapparatene registrerer deretter slike målinger på minnebrikker (som f.eks. RFID-merker) og sender merkene opp fra brønnhullet. En måleenhet kan i henhold til oppfinnelsens utforminger, ha et kammer som huser minnebrikker (f.eks. RFID-merker) og en utløsermekanisme (som kan være en elektrisk, hydraulisk eller mekanisk utløsermekanisme) som utstøter eller utløser minnebrikker med data inn i væskestrømmen. Disse apparatene kan ha sensorer (f.eks., trykk- og/eller temperatursensorer) eller en annen føleenhet for å måle forhold i brønnhullet. [0024] Some embodiments of the invention relate to placeable measuring devices that can be sent into wellbore from the surface to monitor or measure wellbore conditions or fluid/reservoir properties. These measuring devices then record such measurements on memory chips (such as RFID tags) and send the tags up from the wellbore. A measuring unit can, according to the designs of the invention, have a chamber that houses memory chips (e.g. RFID tags) and a trigger mechanism (which can be an electrical, hydraulic or mechanical trigger mechanism) that ejects or triggers memory chips with data into the liquid stream. These devices may have sensors (eg, pressure and/or temperature sensors) or another sensing device to measure conditions in the wellbore.

[0025] Etter at sensoren gjennomfører målinger, kan apparatet skrive (registrere) de målte dataene på én eller flere minnebrikker. Slike målinger og registreringer kan f.eks. skje på et forutbestemt tidspunkt eller ved et forhåndsbestemt forhold. Når denne operasjonen er gjennomført, kan apparatet utstøte eller utløse minnebrikken (f.eks. et RFID-merke) f.eks. fra en utløserbærer hvorpå brikken føres mot overflaten med olje- og eller gasstrømmen. Minnebrikkene kan passere en leser plassert enten på overflaten eller langs strømningsbanen. Leseren kan laste opp den mottatte informasjonen automatisk og sende dataene til overflaten. Denne prosessen kan foregå kontinuerlig helt til minnebrikkene eller batteriene er brukt opp, hvorpå et annet apparat kan sendes ned i brønnhullet for å fortsette prosessen. [0025] After the sensor carries out measurements, the device can write (register) the measured data on one or more memory chips. Such measurements and registrations can e.g. happen at a predetermined time or in a predetermined condition. When this operation is completed, the device can eject or trigger the memory chip (e.g. an RFID tag) e.g. from a trigger carrier on which the chip is carried towards the surface with the oil and or gas flow. The memory chips can pass a reader placed either on the surface or along the flow path. The reader can upload the received information automatically and send the data to the surface. This process can take place continuously until the memory chips or batteries are used up, after which another device can be sent down the wellbore to continue the process.

[0026] Hendelseslogikk kan også bygges inn i apparatene. Hendelseslogikken kan f.eks. programmeres til å skaffe høyfrekvensdata når en produksjonsendring skjer, automatisk utstøte minnebrikken (f.eks. RFID-merket) når hendelsen stabiliseres og så gå tilbake til den opprinnelige logikken. Denne prosessen kan kalles deltahendelsesforvaltning. [0026] Event logic can also be built into the devices. The event logic can e.g. programmed to acquire high-frequency data when a production change occurs, automatically eject the memory chip (eg the RFID tag) when the event stabilizes and then return to the original logic. This process can be called delta event management.

[0027] Sensorene og/eller hendelseslogikkkomponentene kan være MEMS- (mikroelektromekaniske systemer) eller SOI-enheter (silikon-på-isolator). Antallet hendelser som logges, er i all vesentlighet uendelige. Noen utforminger av apparatet kan være selvprogrammerende eller være i stand til å lære. [0027] The sensors and/or event logic components may be MEMS (microelectromechanical systems) or SOI (silicon-on-insulator) devices. The number of events that are logged is essentially infinite. Some designs of the device may be self-programming or capable of learning.

[0028] Noen utforminger av oppfinnelsen illustreres i fig. 2 t.o.m. fig. 5. Illustrasjonene er ment å vise hvordan et brønnmålingsapparat kan utformes, hvordan de ulike komponentene kan passe inne i enheten eller hvordan apparatet/apparatene kan plasseres inne i en brønn eller et lateralt hull. En person med ferdigheter i faget vil forstå at disse kun er ment som illustrasjoner og ikke er ment å begrense oppfinnelsens omfang. [0028] Some designs of the invention are illustrated in fig. 2 up to and including fig. 5. The illustrations are intended to show how a well measuring device can be designed, how the various components can fit inside the device or how the device(s) can be placed inside a well or a lateral hole. A person skilled in the art will understand that these are intended as illustrations only and are not intended to limit the scope of the invention.

[0029] Med henvisning til fig. 2 vises et typisk måleapparat i henhold til én utforming av oppfinnelsen. Et slikt apparat kan benyttes som et gjenbrukbart ettermontert måleapparat som er plassert inne i en rørledning eller en foringen. Som vist, kan måleapparatet 200 være en gjennomstrømningsplugg 202 med en hul kanal som væsker kan strømme igjennom. I henhold til oppfinnelsens utforminger kan en slik gjennomstrømningsplugg 202 plasseres for å holdes fast på en rørledning eller foring 203 ved hjelp av låsehylser eller -klammer 201. Måleapparatet 200 kan ha utløserkapsler 204 som inneholder RFID-merker eller minnebrikker, et batteri med lang levetid 205, brønnhullsreferanseklokke eller -teller 206 som har tidsstempelegenskaper, og én eller flere trykk-, temperatur- eller andre sensorer eller en kombinasjon av sensorer 207. [0029] With reference to fig. 2 shows a typical measuring device according to one design of the invention. Such a device can be used as a reusable, retrofitted measuring device that is placed inside a pipeline or a liner. As shown, the measuring device 200 can be a flow-through plug 202 with a hollow channel through which liquids can flow. According to the designs of the invention, such a flow-through plug 202 can be positioned to be held firmly on a pipeline or liner 203 by means of locking sleeves or clamps 201. The measuring device 200 can have trigger capsules 204 containing RFID tags or memory chips, a long-life battery 205 , wellbore reference clock or counter 206 having timestamp capabilities, and one or more pressure, temperature, or other sensors or a combination of sensors 207 .

[0030] Gjennomstrømningspluggen 202 kan slippes ned i eller settes inn i brønnen fra overflaten (f.eks. ved hjelp av et ventiltre) og få lov til å falle ned på bunnen av brønnen eller festes eller kobles med omkringliggende rørledning eller foring 203 via låsehylser eller -klammer 201. Måleapparatet kan festes i en nippelprofil eller på et uavhengig anker på et forhåndsbestemt sted eller plasseres på en passende dybde og holdt på plass med en låsehylse eller -klamme 201 frem til gjenhenting er nødvendig. Apparatet kan ha innebygget intelligens til dybdegjenkjenning eller for å finne eller for å styre inn i et multilateral hull. Måleapparatet kan drives med batteri eller strømgenerering i brønnhullet. [0030] The flow-through plug 202 can be dropped into or inserted into the well from the surface (e.g. by means of a valve tree) and allowed to fall to the bottom of the well or attached or connected with surrounding pipeline or casing 203 via locking sleeves or clip 201. The gauge can be fixed in a nipple profile or on an independent anchor at a predetermined location or placed at a suitable depth and held in place with a locking sleeve or clip 201 until retrieval is required. The device may have built-in intelligence for depth recognition or to find or to steer into a multilateral hole. The measuring device can be operated with a battery or power generation in the wellbore.

[0031] Apparatet kan omfatte en utløserkapsel 204 som konfigureres til å utstøte eller utløse minnebrikker (f.eks. RFID-merker). Utløserkapselen 204 kan opereres ved hjelp av en hydraulisk, mekanisk eller elektrisk mekanisme. I henhold til noen utforminger av oppfinnelsen kan RFID-merkene eller minnebrikkene muligens lagre en viss mengde data før utløsning, f.eks. inntil én uke med 24 timer data med ett sekunds intervaller. Skriveren kan være utformet slik at den fungerer nede i brønnhullet, og leseren kan være utformet slik at den fungerer nede i brønnhullet eller i strømningsbanen på overflaten. En brønnhullsklokke/-teller 205 kan brukes til å korrigere eller avhjelpe effekten av tidsforskjellen mellom datainnsamling og -avlesing. [0031] The apparatus may include a release capsule 204 that is configured to eject or release memory chips (eg, RFID tags). The trigger capsule 204 can be operated by means of a hydraulic, mechanical or electrical mechanism. According to some embodiments of the invention, the RFID tags or memory chips may possibly store a certain amount of data before triggering, e.g. up to one week with 24 hours of data at one second intervals. The printer can be designed so that it works down the wellbore, and the reader can be designed so that it works down the wellbore or in the flow path on the surface. A downhole clock/counter 205 can be used to correct or remedy the effect of the time difference between data collection and reading.

[0032] Flere apparater kan brukes samtidig i brønner / laterale hull. Apparatet kan brukes der permanente målere har sviktet eller i et lateral eller flere laterale hull samtidig. Fordi størrelser og strukturer på brønner og laterale hull er forskjellige, kan behovet for brønnovervåking være ulik for hver enkelt struktur. Konstruksjonen av et brønnmålingsapparat kan endres for ulike situasjoner. [0032] Several devices can be used simultaneously in wells / lateral holes. The device can be used where permanent gauges have failed or in a lateral or several lateral holes at the same time. Because the sizes and structures of wells and lateral holes are different, the need for well monitoring may be different for each individual structure. The construction of a well measuring device can be changed for different situations.

[0033] Fig. 3 viser enda et måleapparat som kan ettermonteres ved overvåking av brønnhullsproduksjonen. Som vist i fig. 3 kan måleapparat 300 ha nipler eller klinke 301 for kobling til foring eller rørledning 303. Dette måleapparatet er en variant av apparatet som vises i fig. 2. Måleapparat 300 inneholder én eller flere komponenter 303 som er valgt fra trykk- og/eller temperatursensorer, batteri, klokke, RFID-mottaker/-sender, etc. Måleapparatet 300 kan være selvdrevet og/eller programmert til å synke ned til en bestemt dybde eller et bestemt sted. Måleapparatet 300 kan ha flere utløsbare RFID-merker eller minnebrikker som er konfigurert til å lagre informasjon fra sensorene. RFID-merkene eller minnebrikkene kan utløses eller utstøtes inn i flytstrømmen for å bevege seg opp mot brønnsystemets overflate. [0033] Fig. 3 shows yet another measuring device that can be retrofitted for monitoring the wellbore production. As shown in fig. 3, measuring device 300 can have nipples or latches 301 for connection to liner or pipeline 303. This measuring device is a variant of the device shown in fig. 2. Measuring device 300 contains one or more components 303 selected from pressure and/or temperature sensors, battery, clock, RFID receiver/transmitter, etc. Measuring device 300 can be self-powered and/or programmed to sink to a specific depth or a specific location. The measuring device 300 may have several releasable RFID tags or memory chips that are configured to store information from the sensors. The RFID tags or memory chips can be triggered or ejected into the flow stream to move up towards the surface of the well system.

[0034] I fig. 4 vises en illustrerende utforming der flere brønnhullsmåleapparater som beskrives i fig. 3, brukes samtidig. Som vist i fig.4 kan flere brønnhullsmåleapparater 409 plasseres gjennom et eksisterende øvre kompletteringsrør 401. Den eksisterende øvre kompletteringen er plassert i en foring 403. Kompletteringen kan ha en overflatekontrollert sikkerhetsventil (SCSSV) 402 og én eller flere permanent installerte sensorenheter 404 som kan inneholde minnebrikker som kan registrere målinger og som kan utløses i henhold til instruksjon via signaler som sendes fra overflaten. [0034] In fig. 4 shows an illustrative design where several wellbore measuring devices described in fig. 3, are used at the same time. As shown in Fig.4, several downhole measuring devices 409 can be placed through an existing upper completion pipe 401. The existing upper completion is placed in a casing 403. The completion can have a surface controlled safety valve (SCSSV) 402 and one or more permanently installed sensor units 404 which can contain memory chips that can record measurements and that can be triggered according to instructions via signals sent from the surface.

[0035] En produksjonsavleder 406 brukes til å bore et lateralt hull fra hovedbrønnen. Den laterale kompletteringen kan være forankret til den øvre kompletteringen ved bruk av en pakning 405 med port. I noen utforminger kan andre brønnkonstruksjonsmetoder brukes i den lavere kompletteringen som f.eks. en bunnforing med spor eller en sementert og perforert bunnforing. Den lavere kompletteringen kan inneholde svellepakninger 408 og kontrollstasjoner med skjermer for inngående strømning (ICD) 407. Ett eller flere måleapparater 409 (som beskrevet i fig. 2 eller fig. 3) vises plassert i hele den laterale kompletteringen. Som vist er det mulig at måleapparatene 409 vil kunne registrere bidraget fra hver av produksjonssonene, indikere individuelle produksjonsmengden, identifisere hvor vann bryter igjennom, etc. [0035] A production diverter 406 is used to drill a lateral hole from the main well. The lateral completion may be anchored to the upper completion using a ported gasket 405. In some designs, other well construction methods can be used in the lower completion such as e.g. a grooved bottom liner or a cemented and perforated bottom liner. The lower complement may contain swell packs 408 and control stations with inflow monitors (ICD) 407. One or more measuring devices 409 (as described in Fig. 2 or Fig. 3) are shown located throughout the lateral complement. As shown, it is possible that the measuring devices 409 will be able to register the contribution from each of the production zones, indicate individual production quantities, identify where water breaks through, etc.

[0036] Måleapparatene i henhold til utforminger av oppfinnelsen, kan sendes inn i en brønn og føres til ønskede steder (dybder) av den nedadgående væskestrømmen eller gravitasjon. Som et alternativt kan slike måleapparater drive seg selv til ønskede plasseringer. I tillegg kan noen av disse apparatene styre, slik at de kan styres til å gå inn i utvalgte laterale hull. [0036] The measuring devices according to designs of the invention can be sent into a well and taken to desired locations (depths) by the downward fluid flow or gravity. As an alternative, such measuring devices can drive themselves to desired locations. In addition, some of these devices are steerable, so that they can be directed to enter selected lateral holes.

[0037] Fig. 5 viser et eksempel på et måleapparat 500 som kan drive og/eller styre seg selv i henhold til én utforming av oppfinnelsen. I dette bestemte eksempelet har måleapparatet 500 en kjegleform som er betydelig avskåret (eller pilformet). En person med ferdighter i faget vil imidlertid forstå at apparatet i henhold til utforminger av oppfinnelsen, også kan ha andre utforminger. Diagram (A) viser en avbildning sett fra siden og diagram (B) viser en avbildning sett fra toppen av måleapparatet 500. Måleapparatet 500 kan ha en selvdreven mekanisme 502 og en styremekanisme 505 slik at apparatet kan drive og styre seg selv til den ønskede plasseringen. Måleapparatet har også en utløsermodul/-bærer 501 for å føre og utløse flere RFID-merker eller minnebrikker. I tillegg kan måleapparatet 500 ha flere sensorer 506 som kan være SOI- eller MEMS-sensorer. Måleapparatet kan også valgfritt ha en oppblåsbar eller [0037] Fig. 5 shows an example of a measuring device 500 which can drive and/or control itself according to one design of the invention. In this particular example, the measuring device 500 has a cone shape that is significantly truncated (or arrow-shaped). A person skilled in the art will, however, understand that the apparatus according to designs of the invention can also have other designs. Diagram (A) shows a view from the side and diagram (B) shows a view from the top of the measuring device 500. The measuring device 500 can have a self-driven mechanism 502 and a control mechanism 505 so that the device can drive and control itself to the desired location . The measuring device also has a trigger module/carrier 501 to carry and trigger multiple RFID tags or memory chips. In addition, the measuring device 500 can have several sensors 506 which can be SOI or MEMS sensors. The measuring device can also optionally have an inflatable or

forankringsenhet 504 for å feste seg selv i brønnen. anchoring unit 504 to attach itself to the well.

[0038] I tillegg kan måleapparatet også ha et minne 507 for lagring av programvare som kontrollerer sensormålingene og/eller utløsermodulen. I henhold til utforminger av oppfinnelsen kan minnet 507 være reprogrammerbart slik at hendelseslogikken kan endres når dette er nødvendig. Enhver metode som er kjent innen faget, kan brukes til å endre programmet i minnet, f.eks. gjennom å sende et signal fra overflaten ned i brønnen eller gjennom å flyte RFID-merke med apparatet. [0038] In addition, the measuring device can also have a memory 507 for storing software that controls the sensor measurements and/or the trigger module. According to designs of the invention, the memory 507 can be reprogrammable so that the event logic can be changed when this is necessary. Any method known in the art can be used to modify the program in memory, e.g. by sending a signal from the surface down into the well or by floating the RFID tag with the device.

[0039] Apparatet kan være batteridrevet slik at det kan nå en forhåndsbestemt dybde, og apparatet kan være konstruert og programmert til selv å navigere for å gå inn brønnen (f.eks. et lateralt hull) for å nå hvor som helst i brønnen eller for å feste seg til bunnen av brønnen. Avansert intelligens kan bygges inn i apparatet for å utvide intelligensen slik at det kan ha dybdegjenkjenning, finne og styre sin vei inn i multilaterale hull eller kontinuerlig sveipe over produksjonsformasjonen for å logge innstrømningsområdene. Etter å ha nådd den ønskede dybden kan apparatet feste eller låse seg selv på et sted, f.eks. gjennom å strekke ut eller blåse opp en forankringsenhet 504 (se fig. 5(C)). I henhold til noen utforminger av oppfinnelsen kan apparatet programmeres med forhåndsbestemt logikk som gjør det mulig for apparatet å utføre selvjustering og dybdekorrelasjon. [0039] The apparatus may be battery powered so that it can reach a predetermined depth, and the apparatus may be designed and programmed to self-navigate to enter the well (eg, a lateral hole) to reach anywhere in the well or to attach to the bottom of the well. Advanced intelligence can be built into the device to extend the intelligence so that it can have depth sensing, find and steer its way into multilateral holes or continuously sweep over the production formation to log the inflow areas. After reaching the desired depth, the device can attach or lock itself in a place, e.g. through extending or inflating an anchor unit 504 (see Fig. 5(C)). According to some embodiments of the invention, the apparatus may be programmed with predetermined logic that enables the apparatus to perform self-adjustment and depth correlation.

[0040] Når det ønskede stedet er nådd, kan apparatet automatisk begynne prosessen med å logge og lagre data. Diverse brønnforhold, formasjonsegenskaper eller væskeegenskaper kan måles. I tillegg kan væskehastighet og -strømning måles, f.eks. ved bruk av riller på apparatets overflate. Apparatet kan sende RFID-merker eller minnebrikker som inneholder data fra utløsermodulenAbæreren 501, inn i væskestrømmen for å sende minnebrikkene opp av brønnen. [0040] When the desired location is reached, the device can automatically begin the process of logging and storing data. Various well conditions, formation properties or fluid properties can be measured. In addition, fluid velocity and flow can be measured, e.g. by using grooves on the surface of the appliance. The apparatus can send RFID tags or memory chips containing data from the trigger module A carrier 501 into the fluid stream to send the memory chips up the well.

[0041] I henhold til utforminger av oppfinnelsen er minnebrikkene konfigurert eller valgt slik at de kan flyte i væskene som forventes i brønnen. Om det forventes lave strømningshastigheter, kan RFID-merker eller minnebrikker med oppdrift brukes for å forsikre at de føres dit leseren er plassert eller til overflaten. I tillegg kan minnebrikkene ha en dregg eller lignende enhet slik at de passerer leseren med en kjent orientering. RFID-merke- eller minnebrikkeleseren kan fange brønn- eller væskedata i brønnen eller på overflaten som brikken flyter forbi. Som et alternativt kan brikken fanges av en filterenhet i strømningsbanen og avleses senere. [0041] According to designs of the invention, the memory chips are configured or selected so that they can float in the liquids expected in the well. If low flow rates are expected, RFID tags or memory chips with buoyancy can be used to ensure they are carried to where the reader is located or to the surface. In addition, the memory chips may have a dredge or similar device so that they pass the reader with a known orientation. The RFID tag or memory chip reader can capture well or fluid data in the well or on the surface that the chip floats past. Alternatively, the chip can be captured by a filter unit in the flow path and read later.

[0042] For å henlede oppmerksomheten til fig. 6, dette er et flytdiagram som illustrerer metoden for å overvåke og samle brønnparametere gjennom å bruke et brønnhullsmåleapparat i henhold til utforminger av oppfinnelsen. I henhold til denne metoden kan et måleapparat i henhold til oppfinnelsen, plasseres nede i brønnen (trinn 61). Måleapparatet har én eller flere sensorer for å skaffe brønn- eller væskeparameterdata (trinn 62). Etter å ha skaffet disse brønn- eller væskeparameterdataene kan måleapparatet skrive de målte dataene på én eller flere RFID-merker eller minnebrikker (trinn 63). Minnebrikkene bæres i en utløsermodul. Målinger og registrering kan skje på et forhåndsbestemt tidspunkt og ved en forhåndbestemt hastighet eller når visse hendelser inntrer som beskrevet ovenfor. Utløsermodulen kan konfigureres til å utstøte eller utløse den nevnte minnebrikken med påskrevne data inn i væskestrømmen i henhold til en forhåndsbestemt hastighet eller basert på et annet kriterium når operasjonen er fullført eller en gitt mengde data er skrevet på RFID-merker eller minnebrikker (trinn 64). De utløste merkene kan føres opp til overflaten sammen med væskestrømmen. Minnebrikkene kan passere en leser som er plassert hvor som helst langs langs strømningsbanen eller på overflaten. Leseren kan deretter samle inn data eller automatisk laste opp de innsamlede dataene til et prosesserings- eller behandlingssystem (trinn 65). [0042] To draw attention to FIG. 6, this is a flow diagram illustrating the method of monitoring and collecting well parameters by using a downhole measuring apparatus according to embodiments of the invention. According to this method, a measuring device according to the invention can be placed down in the well (step 61). The meter has one or more sensors to obtain well or fluid parameter data (step 62). After obtaining this well or fluid parameter data, the meter can write the measured data onto one or more RFID tags or memory chips (step 63). The memory chips are carried in a trigger module. Measurements and recording can take place at a predetermined time and at a predetermined speed or when certain events occur as described above. The trigger module can be configured to eject or trigger said memory chip with written data into the fluid flow according to a predetermined rate or based on another criterion when the operation is completed or a given amount of data is written on RFID tags or memory chips (step 64) . The triggered marks can be carried up to the surface together with the liquid flow. The memory chips can pass a reader placed anywhere along the flow path or on the surface. The reader may then collect data or automatically upload the collected data to a processing or processing system (step 65).

[0043] Denne prosessen kan utføres på kontinuerlig basis frem til RFID-merket eller minnebrikken eller batteriet er brukt opp. Når tilgangen på lagrede RFID-merket eller minnebrikken er tømt, kan apparatet hentes ut eller bli liggende i brønnen og et annet apparat kan sendes ned i brønnhullet for å fortsette måleprosessen. En leser i strømningsbanen ved brønnhodet eller langs en produksjonsledning kan innhente (lese) dataene når RFID-merket eller minnemerket passerer forbi eller etter minnebrikken er fanget i en filterenhet. Leseren kan sende data til et innhentings- eller prosesseringssystem for videre analyse og prosessering. [0043] This process can be carried out on a continuous basis until the RFID tag or the memory chip or the battery is used up. When access to the stored RFID tag or memory chip is exhausted, the device can be retrieved or left in the well and another device can be sent down the well to continue the measurement process. A reader in the flow path at the wellhead or along a production line can acquire (read) the data when the RFID tag or memory tag passes by or after the memory chip is trapped in a filter unit. The reader can send data to an acquisition or processing system for further analysis and processing.

[0044] Selv om oppfinnelsen beskrives med hensyn til et begrenset antall utforminger, vil personer med ferdigheter i faget og som har fordelene av denne redegjøringen, forstå at andre utforminger kan konstrueres som ikke avviker fra omfanget av oppfinnelsen slik den redegjøres i dette dokumentet. Derfor skal oppfinnelsens omfang kun begrenses av de vedlagte kravene. [0044] Although the invention is described with regard to a limited number of designs, persons skilled in the art and who have the benefits of this explanation will understand that other designs can be constructed that do not deviate from the scope of the invention as it is explained in this document. Therefore, the scope of the invention shall only be limited by the appended claims.

Claims

What is required in this statement is: 1. A wellbore measurement apparatus comprising: one or more sensors configured to measure a parameter in a well,

several memory chips to store the measurement data from one or more sensors where the memory chips are configured to be carried upwards in the wellbore by a fluid

and a trigger module configured to trigger one of the memory chips upon a predetermined condition.

2. The borehole measuring device in claim 1 where the memory chips are of the radio frequency identification (RFID) type.

3. The borehole measuring device in claim 1 which additionally comprises a self-powered mechanism.

4. The borehole measuring device in claim 3 which additionally comprises a control mechanism.

5. The borehole measuring device in claim 1 where one or more of the sensors comprise one or more pressure sensors, temperature sensors, vibration sensors, flow sensors, chemical measuring units or a combination of these.

6. The wellbore measuring device in claim 1 which additionally comprises an anchoring mechanism so that the unit can anchor itself in the well.

7. The borehole measuring device in claim 1, wherein the borehole measuring device has an arrow or plug shape.

8. The wellbore measuring apparatus in claim 7, wherein the wellbore measuring apparatus comprises a channel to enable liquid flow through the wellbore measuring apparatus.

9. The borehole measuring device in claim 1 which additionally includes memory storage of software for checking data measurements and/or ejecting the memory chips.

10. The borehole measuring device in claim 9, wherein the borehole measuring device is reprogrammable.

11. A method for monitoring a well or fluid parameter in a wellbore comprising: placing a measuring device in the well which has one or more sensors and several memory chips there

the placement takes place by allowing the wellbore measuring device to be guided by a liquid into the borehole,

obtain measurement data of the parameter using one or more sensors,

write the measurement data to one of the memory chips,

trigger the memory chip with the data measurements,

let the memory chip with the data measurements be carried upwards in the borehole by a liquid,

read the measurement data from the memory chip with the data measurements in a place other than where the wellbore measuring device is placed.

12. The method in claim 11 where the location is into a lateral hole in the wellbore.

13. The method of claim 12 wherein the location uses a self-propelled mechanism in the wellbore measuring apparatus to enter the lateral hole.

14. The method in claim 11 where the acquisition of the measurement data is controlled by a program which is stored in a memory in the wellbore measurement apparatus.

15. The method in claim 11 where the placement results in the wellbore measuring device being fixed at a predetermined depth in the wellbore.