CN104254988A - 无线通信 - Google Patents

无线通信 Download PDF

Info

Publication number
CN104254988A
CN104254988A CN201380019970.XA CN201380019970A CN104254988A CN 104254988 A CN104254988 A CN 104254988A CN 201380019970 A CN201380019970 A CN 201380019970A CN 104254988 A CN104254988 A CN 104254988A
Authority
CN
China
Prior art keywords
signal
flowline
pressure
flow
control apparatus
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201380019970.XA
Other languages
English (en)
Inventor
巴德·蒂尼恩
哈弗·索特怀特
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Tendeka BV
Original Assignee
Tendeka BV
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Tendeka BV filed Critical Tendeka BV
Publication of CN104254988A publication Critical patent/CN104254988A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B11/00—Transmission systems employing sonic, ultrasonic or infrasonic waves
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B13/00—Transmission systems characterised by the medium used for transmission, not provided for in groups H04B3/00 - H04B11/00
    • H04B13/02—Transmission systems in which the medium consists of the earth or a large mass of water thereon, e.g. earth telegraphy
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Testing And Monitoring For Control Systems (AREA)
  • Flow Control (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

一种用于控制流动管线中的流体内部的基于压力的信号传输的方法，包括：使用流动控制装置通过流动管线内部的流体来传送基于压力的信号，识别与流动管线相关联的状况变化，然后根据所述状况变化来控制流动控制装置。用于在流动管线内部通信的另一种方法或关联方法包括：确定或构成优化的基于压力的信号，以便在远程位置进行检测，然后使用流动控制装置来传送所述优化的信号。

Description

无线通信
技术领域
本发明涉及与流动管线内部的无线通信相关联的方法和设备，尤其涉及与在井筒流动管线内部使用基于压力的信号的无线通信相关联的方法和设备，但是并不仅限于此。
背景技术
石油工业依靠从油井和储层收集数据来优化采收率。此类数据构成了近乎每一个与油田开发和作业相关的决策的基础，这其中包括在哪里定位新井，维护计划以及产能分配/控制。
有鉴于这种数据需要，很多井应用通过永久安装的井下仪器完成，例如压力和温度监视装置。由于井筒环境通常会很恶劣，因此，永久性仪器的寿命有限，并且预计将会发生故障。此类故障会导致能从储层得到的信息有限，其控制可行性也有限。而这将会影响对于储层的理解和建模，并且降低储层采收因数。
此外，已知的装置通常需要从井口沿着生产管的长度方向延伸到井下监视和/或控制系统的电源和通信线路，并且该线路通常用定制夹钳固定在生产管上。将电缆装配到管上是一个非常耗时的活动，并且延长了安装时间。在安装及使用诸如传统的井下压力温度传感器之类的设备的过程中，电缆、夹钳、拼接器、贯穿接头、接头等有可能会暴露到井流体，并且都是自然失效节点。如果发生损害，最糟糕的情况是必须取回整根管以更换受损电缆。如果受损设备可以修理，那么必须执行井服务作业。
作为永久性钻孔完工的一部分，其他钻孔设备也是可安装的，例如多相流动计、测砂器、阀门、节流器、循环设备等，在发生这种情况时，上文描述的类似问题也是适用的。
依照井状况，永久性安装的设备的寿命期望值有可能是从几个月到几年，并且如上所述，如果永久性设备发生故障，那么在大多数情况下，唯一的补救措施是重新完井，这意味着将要替换生产管以及相关联的系统。该作业将会承担很高的风险和成本，并且通常是不合乎需要的。
在本领域中，可取的处理是改装井下监视和/或控制系统，以便在永久性监视系统发生故障或损坏的情况下使用，由此允许恢复/保持来自井的数据流的连续性。除了此类改装解决方案之外，人们还认识到需要具有易于安装、恢复和维护的井下监视和/或控制系统，以便在恶劣的井条件下提供长期监视和/或控制功能。
WO 2006/041308描述的是用于在井中执行井下数据获取和无线数据传输的自主系统，以及能在与碳氢化合物生产相关的井中对井下生产和/或注入区域实施远程无线流动控制的无线井下控制系统。特别地，管流中的限制阀门部件作业可被用于在油井或天然气井中发送无线电报，也就是说，无线信号传输是通过借助流动的流体来传送压力脉冲而被实现的。
诸如上述系统这样的自主井设备有可能会在井中遭遇到一系列变化的参数。此类参数的示例包括压力变化，流体流速变化以及流体成分变化。这些变化的参数可能对设备作业产生不利影响，例如出现必需修改或调整自主井设备才能恰当支持检测/接收所传送的信号的状况。此外，某些井作业可能会导致无法支持信号传输，例如在关井期间等。
发明内容
根据本发明的第一个方面，所提供的是一种用于对流动管线中的流体内部的基于压力的信号传输进行控制的方法，包括：
使用流动控制装置通过流动管线内部的流体来传送基于压力的信号；
识别与流动管线相关联的状况变化；以及
根据所述状况变化来控制流动控制装置。
本发明可以允许根据流动管线内部变化的状况来恰当控制流动控制装置。此类控制可有助于优化控制设备的信号传输和/或运用。在遭遇随时间变化的状况的流动管线中，例如在与从地下储层中开采碳氢化合物相关联的流动管线中，本发明是非常有益的。例如，流动控制装置初始可被配置为执行与调试时的流动管线状况相关的操作，例如优化操作，其中此类状况有可能会随时间改变。举例来说，在持续时间很长的开采碳氢化合物的过程中，储层和井筒压力会自然减小。依照本发明，此类变化可被识别，由此可以相应地控制流量控制装置。这样可以保持优选或优化的操作。
该方法可用于对在流动管线中流动的流体内部进行基于压力的信号传输的控制。在此类布置中，由于流体处于流动之中这一事实，数据传输是能被允许或是得到支持的。正因如此，传输模式未必是以在流体内部产生冲击波为基础的，取而代之的是，它是以修改流动的流体的压力的原理为基础的。
流动管线可以包括井筒，形成井筒的一部分或者位于井筒内部，例如与从地下储层开采碳氢化合物相关的井筒。在此类布置中，该方法可以涉及一种用于对在井筒中的流体内部进行基于压力信号传输控制的方法。该流体可以包括井筒流体。该流体可以包括生产流体，例如碳氢化合物、水等。并且该流体也可以包括注入流体，例如化学处理、压裂液、井漏液、压井液等。此外，该流体还可以包括完井流体。作为示例，传送信号可以提供在井下与表面位置之间的通信，和/或反之亦然。传送信号可以提供在不同的井下位置之间的通信。
基于压力的信号可被构成传送数据，例如与流体、流动管线和/或相邻区域或部件相关联的数据。基于压力的信号可被构成传送与压力、温度、流体成分、流速、流体密度等相关联的数据。此外，基于压力的信号可构成传送从至少一个传感器获取的数据。所述至少一个传感器可位于流动管线内部。所述至少一个传感器可以与流动控制装置相关联，例如构成流动控制装置的一部分。该方法可以包括：获取所要传送的数据，例如借助于一个或多个传感器来获取，以及使用流动控制装置而在流体内部产生代表此类数据的一个或多个信号。接收该信号并实施恰当的信号分析可用于提取所传送的数据。
该方法可以包括定期地通过流体来传送信号。例如，该方法可以包括以指定间隔来执行传输。
控制设备可被配置成通过呈现可变的流动限制而在流体内部施加信号。该方法可以包括：对流动控制装置进行控制，以便改变流动限制而在流体内部产生信号，通常是压力变化。相应地，该信号可以作为流体的流动的函数被产生。流动控制装置可以包括被配置为改变流动路径的调整构件。该调整构件可被配置成通过一个或多个流动端口来修改流动区域。该调整构件可以由驱动装置操作，例如马达、活塞等。流动控制装置可以包括机载电源，例如电池电源、发电机系统等。该流动控制装置可以依照WO2006/041308中公开的设备来提供，在这里所述公开援引加入。
基于压力的信号可以包括通过流动控制装置而在流体内部施加的至少一个压力变化。该压力变化可被定义成是相对于基准流动状况的压力变化。这种基准状况可以包括流体的正常流动状况。压力变化可以在流体内部定义压力脉冲。基于压力的信号可以包括施加至流体中的多个临时分隔开的压力变化。
基于压力的信号可以包括或定义至少一个信号参数。所述至少一个参数可以包括幅度。该幅度可以包括与基准流动状况相关的压力差或压力变化，或是由其定义，作为示例，基准流动状况是未传送信号时的状况。所述至少一个参数可以包括压力变化持续时间。该持续时间可被定义成脉冲宽度。另外，至少一个参数可以包括连续压力变化之间的时间推移。该时间推移可被定义为脉冲间隔。
在信号内部可以依照一个或多个信号参数来嵌入恰当数据。例如，该恰当数据可以与幅度参数、脉冲宽度参数、脉冲间隔参数相关联。在一些实施例中，脉冲间隔参数可以与数据相关联，例如数字化数据格式。在这样的布置中，诸如幅度和脉冲宽度之类的其他参数可被选择，以确保能被接收机检测。
该方法可以包括：识别与流动管线相关联的状况变化，然后控制流动控制装置来修改基于压力的信号。例如，该方法可以包括依照所识别的状况变化来控制流动控制装置，以便优化基于压力的信号。这种优化可以依照创建和/或保持允许接收机恰当检测信号的优化信号来实现。例如，如果无视流动管线内部的状况变化而保持始终如一的信号格式，那么最终有可能导致无法在接收机上检测到信号。信号优化可以通过控制流动控制装置修改信号的一个或多个参数来实现，例如幅度、脉冲宽度、脉冲间隔等。
该方法可以包括：依照状况变化来控制流动控制装置，以便于实施有效的流动控制装置作业，例如有效使用动力。
该方法可包括：识别流动管线内部的状况变化，并且将该状况变化与事件的发生相关联。例如，该方法可包括：识别流动管线关闭事件，也就是流动管线内部的流动显著减少或停止的事件。这种流动管线关闭事件有可能是故意发生的，例如用于允许在流动管线或与流动管线相关联的设备内部或是使用所述设备来执行一个或多个作业。在流动管线与井筒相关联的实施例中，为了促成介入作业、井筒压力壁垒测试、设备的安装、测试和调试，在关闭期间记录与流动管线相关联的数据等，有必要执行关闭。
该方法可包括：识别流率变化，并且将其与流动管线关闭事件相关联。
该方法可以包括：识别压力变化，例如流动管线内部的压力增大，并且将其与流动管线关闭事件相关联。该方法可以包括：识别诸如超出例如某个阈值的压力变化，并且将其与流动管线关闭事件相关联。该阈值可以包括绝对值或与基准状况相对的差别或偏差值。该方法可以包括：识别作为时间的函数的压力变化，并且将其与关闭事件相关联。例如，该方法可以包括：识别特定时段中的压力变化。这种变化可以与压力的变化率相关联。该方法可以包括：识别压力变化的发生，例如在某个阈值的或预定的时段中高于某个阈值。作为示例，该方法可以包括：识别超于某个阈值的持续很久的压力变化。这种布置可以允许对关闭事件以及同样存在压力变化但其时间更短的其他事件进行区分。
该方法可以包括：识别流动开始时间，也就是流动管线内部的流动开始或大幅提升的事件。然后，依照所述事件，可以对流动控制装置进行控制。该方法可以包括：识别流速变化并且将其与流动开始事件相关联。
该方法可以包括：识别压力变化，例如流动管线内部的压力下降，并且将其与流动开始事件相关联。并且该方法可以包括：识别作为时间的函数的压力变化，并且将其与流动开始事件相关联。
该方法可以包括：通过改变所述装置的工作模式来控制所述流动控制装置。
该方法可以包括：响应于所识别的状况变化，控制流动控制装置来停止信号传输。该方法可以包括：在识别出发生了例如低流动或不流动这类致使很难或无法进行传输的状况变化的情况下停止信号传输，例如在流动管线关闭事件期间。相应地，在此类状况期间停止传输可以促成流动控制装置的节能作业。该方法可以包括：响应于所识别的流动管线关闭事件，控制流动控制装置来停止信号传输。
该方法可以包括：响应于所识别的状况，控制流动控制装置来重新启动信号传输。该方法可以包括：在停止传输了一段时间之后重新启动信号传输。例如，该方法可以包括：在识别出再次支持信号传输的状况变化的时候重新启动信号传输。此外，该方法可以包括：响应于所识别的流动启动事件，控制流动控制装置来重新启动信号传输。
该方法可以包括：控制流动控制装置来停止信号传输，以及在停止传输的时段中收集和存储数据。此类数据可以定期收集。此类数据可以与流动管线相关联，例如压力数据、温度数据等。此类数据可以代表关闭事件期间的流动管线数据。该方法可以包括：控制流动控制装置来重新启动信号传输，以及组成一个或多个信号来传送在停止传输的时段中存储的数据的至少一部分。
该方法可以包括：通过修改流动控制装置内部存储的操作参数来控制流动控制装置。例如，流动控制装置可以依照特定的算法或协议工作，其中此类算法或协议是依照所识别的流动管线内部的状况变化而被修改的。所述流动控制装置可以包括参数矩阵，并且该方法可以包括依照所识别的状况变化来修改参数，例如幅度和脉冲持续时间。
该方法可以包括：监视与流动管线相关联的状况，以便为识别状况变化做准备。该监视可以通过使用一个或多个传感器来实现。至少一个传感器可以是专为该监视提供的。至少一个传感器可以是为了收集待传送的数据和监视而被提供的。举例来说，该监视可以是用压力传感器、温度传感器、碳氧比测传感器、振动传感器、漩涡脱落传感器、流速传感器等或是其任何适当的组合实现的。
该方法可以包括持续监视与流动管线相关联的状况。该方法可以包括不连续地监视与流动管线相关联的状况，例如以预期的采样率。
该方法可以包括：识别压力状况变化。
该方法可以包括：识别温度状况变化。
该方法可以包括：识别流速状况变化。
该方法可以包括：识别流体成分状况变化。
该方法可以包括：确定或构成用于在远程位置检测的优化信号，以及使用流动控制装置来传送所述优化信号。该方法可以包括：依照所识别的状况变化来修改该优化信号。
该方法可以包括：依照仿真来构成或确定优化信号，例如与流动管线相关联的软件仿真。
该方法可包括：通过传送一个或多个测试信号来构成或确定优化信号。
该方法可以包括：
传送多个基于压力的测试信号；
在接收机上接收至少一个测试信号；
从接收到的至少一个测试信号中确定或选择优化信号；以及
通过流动管线内部的流体来传送所确定或选择的优化的基于压力的信号。
该方法可以包括：在接收机上接收多个测试信号，以及从接收到的多个测试信号中确定或选择优化信号。
两个或更多测试信号可以是用至少一个不同的信号参数构成的，例如幅度、脉冲宽度、脉冲间隔等。
该方法可以包括：将优化信号的肯定判断从接收机传递到流动控制装置。这可以允许流动控制装置依照所确定的优化信号来传送信号。传递肯定判断可以通过无线信号传输实现，作为示例，该信号可以是基于压力的信号，例如所确定的优化信号。传递肯定判断可以通过在流动管线内部执行或启动可识别的事件来实现，例如关闭事件。
根据本发明的第二个方面，所提供的是一种用于在流动管线内部进行通信的通信设备，包括：
被配置成通过在流动管线内部的流体来传送基于压力的信号的流动控制装置；
用于监视与流动管线相关联的至少一个状况的监视系统；
被配置成依照监视系统识别的状况变化来控制流动控制装置的控制器。
该设备可被配置成执行根据第一方面的方法。与第一个方面相关联的各种特征可适用于第二方面。
该设备可以包括远离流动控制装置的接收机，并且该接收机被配置成检测/接收所传送的信号。
根据本发明的第三方面，所提供的是一种流动管线内部的通信方法，包括：
使用流动控制装置来通过流动管线内部的流体传送基于压力的信号；以及
在识别出流动管线内部的状况变化时，对流动控制装置进行控制。
根据本发明的第四方面，所提供的是一种用于在流动管线内部进行通信的方法，包括：
确定或构成优化的基于压力的信号，以便在远程位置进行检测；以及
使用流动控制装置来传送所述优化信号。
该方法可以包括：根据仿真来构成或确定优化信号，例如与流动管线相关联的软件仿真。
该方法可包括：通过传送一个或多个测试信号来构成或确定优化信号。
该方法可以包括：
传送多个基于压力的测试信号；
在接收机上接收至少一个测试信号；
从接收到的至少一个测试信号中确定或选择优化信号；以及
通过流动管线内部的流体来传送所确定或选择的优化的基于压力的信号。
该方法可以包括：在接收机上接收多个测试信号，以及从接收到的多个测试信号中确定或选择优化信号。
两个或多个测试信号可以是用至少一个不同的信号参数构成的，例如幅度、脉冲宽度、脉冲间隔等。
该方法可以包括：从接收机向流动控制装置传递优化信号的肯定判断。这可以允许流动控制装置依照所确定的优化信号来传送信号。传递肯定判断可以通过无线信号传输来实现，作为示例，该信号可以是基于压力的信号，例如所确定的优化信号。传递肯定判断可以通过在流动管线内部执行或启动可识别的事件来实现，例如关闭事件。
以上定义了各个不同的方面。应该理解的是，一个方面的各种特征是可以单独或以任何适当组合的方式应用于其他任何方面的。
附图说明
现在仅将参考附图来举例描述本发明的这些及其他实施例，其中：
图1是根据本发明的实施例的进行无线信号通信的井筒装置的示意图；
图2是根据本发明的实施例并且同样进行无线信号通信的经过修改的井筒装置的示意图；
图3示出的是用于井筒内部的无线通信的流动控制装置的例示实施例；
图4示出的是例示的被传送和接收的基于压力的信号。
图5示出的是一种用于优化信号传输的方法；
图6是遭遇到关井操作规程的井筒装置的示意图；
图7示出的是关井期间的井的典型的压力逐步增加的曲线；
图8示出的是与一些井筒作业相关联的例示的井筒压力变化趋势；
图9示出的是井筒内部随时间改变的变化的压力状况；以及
图10是根据本发明另一个实施例并且同样进行无线信号通信的经过修改的井筒装置的示意图。
具体实施方式
本发明的方面和实施例涉及是用于在井筒、例如图1所示的井筒101的内部进行无线通信的方法和设备，其中所述井筒便于借助一组射孔102来开采地下储层103中的碳氢化合物，例如石油和/或天然气。在地面的某个地方，井筒101端接于井口104中，该井口104包括恰当的阀门和监视系统，以便依照相关规程和法律法规来控制和操作井。在井口104的下游，被开采的碳氢化合物流经流动管线105到达生产设施，例如分离器和储罐设施(未显示)。
油田或天然气田通常包括众多井，其中大多数/所有的井的产出都会进入同一处理设施。井的压力有可能是不均匀的，例如因为穿透了储层103的不同部分或不同储层单元，因此，在地面需要执行调整来确保每个井的产出都以等同的压力到达开采设施。为了顾及这一点，大多数的流动管线105配备了节流阀107，以便调整压力。更进一步，大多数的流动管线105和/或井口104配备了压力传感器106，以便监视井口压力。
如果能在井筒内部、例如在井下与地面位置之间、提供某种形式的通信，那么将是非常理想的。目前已知的方法是用沿着整个通信路径延伸的专用线路和电缆来提供此类通信。然而，此类有线通信在井筒环境内部有可能发生故障。由此，本领域对无线通信产生了兴趣。
在本实施例中，流动控制装置或系统108位于某个井下位置，其功能是控制井筒内部的流动，例如开采流动，以便通过井流体来应用基于压力的信号112，从而在地面与井下位置间提供无线通信。如以下更详细描述的那样，通过识别与井筒关联的状况变化，以及随后依照该状况变化来控制设备108，本发明的实施例允许对基于压力的信号传输进行控制。
设备108可用于监视和/或控制井。出于井下数据监视目的，设备108使用了一个或多个传感器。出于例证目的，所提供的传感器套件111可以包括用字母“P”定义的压力传感器。作为替换或补充，其他传感器也是可供使用的，例如温度传感器、流速传感器、组成传感器等。控制模块110用于记录和处理传感器套件111获取的数据。设备108包括节流器/流动调节器阀门或组件109，其用于智能地对流动的开采流体施加压力变化112来将记录数据传送到地面。
在地面上，压力信号112被传感器、例如压力传感器106接收，并且将会使用一个分析系统(未显示)来提取井下信息。
图2示出的是一个与图1显示的井筒大致相似的井筒，正因如此，相同的部件共用了相同的附图标记。然而，图2显示的装置的区别在于：与井下设备108配置相似的流动控制装置或系统201处于地面位置(实际替换或修改了图1的节流器107)，并且被用于接收从井下设备108和/或其他远程位置传送的信号112并向其传送压力信号205。
现在参考图3，该图显示的流动控制装置或系统108的一个实施例，其中所述流动控制装置或系统108可用于监视井下状况、例如压力和温度数据，并且可以通过对井101中流动的流体施加压力脉冲来将此类数据以无线方式传送到地面。设备108以与WO2006/041308中的描述相似的方式运作，其公开在这里援引加入。
包含节流器/流动调节器阀门或组件109的设备108包括借助封隔器装置212而被固定于井/开采管的壳体210。封隔器装置212限制了沿着管101的流体流216，由此促使其流经在壳体210的壁部形成的流动端口218并进入与地面流体连通的流动路径214，其中所述流体流既可以是开采流体，也可以是注入流体。在壳体210内部安装了一个调节器组件或元件220，并且驱动装置222通过驱使所述调节器组件或元件220移动来改变经由端口218进入流动路径214的流动区域，从而产生基于压力的无线信号112，然后，所述信号借助流体被传送到地面。
驱动装置222也被安装在壳体内部，该装置包括一个电动机230，所述电动机操作泵232来位移去往/来自活塞室234的流体，以便借助轴238对固定到调节器组件220的驱动活塞236做功。
电池模块240和控制/电子模块242可用于为设备108提供能量并控制设备108的操作。
为了传送一个单个压力脉冲(在本实施例中是负脉冲)，可以使用电动机230来操作泵232，以便将流体泵送到活塞室234，以使驱动活塞236和调整器组件220(借助轴238)移动至图3的右侧。其效果是减小了通过流动端口218的流动区域，由此阻止流动并产生了设备108的下游压降。当在足以允许在地面检测的时段中应用了所需要的压力幅度(压降)之后，电动机230将被倒转，以便从活塞室234中卸载流体。弹簧246将会促使调整器组件220收缩，并且开采将会回归“正常”，即完全开放的位置。
图4是示出了根据本发明的可以通过恰当使用流动控制装置108实现的特征信号传输序列的压力-时间曲线图。有选择地限制流动端口218可以确定一个包含所产生的一组压力波动的信号图案301，或者确定所构成的用于表示待传送的恰当数据的脉冲301a-301e。脉冲301a-301e由相对于基准压力Pwbf的变化提供，所述基准压力是在设备108未对流动施加限制时的井筒内部压力。每个脉冲301a-301e都包括特定信号参数，其包括持续时间或脉冲宽度d以及幅度A。连续脉冲301a-301e之间的时间推移可被定义成脉冲间隔或频率。所述脉冲间隔在嵌入恰当数据的过程中是非常重要的。例如，所选择的脉冲间隔可以代表数字化数据格式。很重要的是，信号图案301在地面是可检测的，并且本发明是通过选择恰当信号参数来实现这一点的，其中所述信号参数包括脉冲宽度d和/或幅度A，以下将会对其进行更详细的描述。
当选择了恰当信号参数时，在地面上会在经过了恰当的时滞303的情况下检测到接收信号图案302。该接收信号将会包括单个脉冲302a-302e，通过恰当处理这些脉冲，可以提取嵌入数据。
如上所述，本发明提供了一种将能在地面或其他任何预定接收点检测的信号。根据本发明的一个实施例，用于幅度和持续时间的正确参数可以借助预先在井内任何装置中进行的软件仿真来得到。
更进一步，设备或系统108(图1)可以用参数矩阵编程以及依照所读取的井下参数变化幅度A及持续时间d，其中所述井下参数由系统传感器读取，作为示例，该传感器可以是压力传感器、流动传感器以及相位组成和/或密度传感器。
图5是示出了根据本发明的实施例来提供优化信号的另一种方法的压力-时间曲线图。该方法包括：发送试验信号310，该信号可以包括多个试验脉冲312、314、316、318，其中每个试验脉冲都包括不同信号参数，尤其是脉冲宽度d和幅度A。虽然所提供的是单个脉冲，但是也可以传送具有一组信号参数的多个脉冲，然后再传送具有一组不同信号参数的多个脉冲，依此类推。更进一步，所示出的每个单独脉冲都可以代表整个测试信号，由此，在图5所示的实施例中呈现了四个测试信号312-381。操作处于例如地面水准之类的目标位置的接收机，可以检测出与被传送的测试信号相对应的接收信号320。依据接收信号320的分析，可以确定优化的幅度A和/或持续时间d。然后，这些信息可借助地面到井下的无线通信或是借助备选的操作而被传递至井下设备108(图1)，作为示例，该替换操作可以是在预定时间量中关井。
此外，本发明允许考虑其他智能处理。例如，由于过度的井节流会在其他方面对开采流动产生非预期干扰，因此通常应该避免过度的井节流。更进一步，随着井老化，压力状况和流体状态可能会因为储层压力下降而改变。通过将智能处理应用于传输系统，本发明的实施例允许优化的信号传输(例如用于得到正确的幅度A和/或脉冲宽度d)。特别地，本发明的实施例允许识别井筒101(图1)内部的状况变化，并对流动控制装置108进行相应控制，以使信号与发生变化的状况相适配。以下将会对此进行更详细的描述。
图6示出的是与图1所示的井相同的井101，其中的一个区别在于图6的井未进行开采。换言之，井101是关井的，并且由此是没有流动。通过关闭阀门，例如关闭井下安全阀401以及一个或多个井口阀402，可以停止开采井101。在发生紧急状况的情况下，这种处理是必需的，然而，出于其他原因的关井也是非常普遍的，例如：
测试——为了获取能被译码的数据，以便产生关于井101和/或储层103的重要信息，执行所谓的压力增大(PBU)测试是很常见的；
维护——井通常是关井的，以便允许实施井内维护或其他维护，例如对开采设施实施维护；
由于引入了过量的非预期流体、例如水，而导致停止开采。
设备或系统108被设计成通过开采流体来传送信号，因此，在井101关井时将无法进行信号传输。如以下的部分更详细描述的那样，本发明的实施例允许识别指示诸如关井之类的特定事件的井内部的变化状况，以便相应地改变设备108的工作方式。对于关井的情景来说，由于流体移动停止会导致无法进行信号传输，因此，在一个实施例中，此类变化意味着停止信号传输活动，以免浪费系统动力。
图7示出的是典型的压力增大(PBU)曲线410，也就是在从开采模式转到关井模式时的井下压力变化趋势。在x轴上使用了时间作为参考，而在y轴上绘制的则是Pwb，即井筒压力的简称。当井流动时，Pwb与Pwbf即流动井筒压力的值相等。在时间t0，井处于关井状态。渐渐地，压力Pwb上升至时间t1处的Pwbsi。在很多情况下，知道Pwbsi的值都是具有很重要的意义。
为了存储以及在后续报告Pwbsi值，井下设备或系统108识别出井已被关井的事实。一种用于实现这个目的的方法是预先或是在关井时从地面传送一个无线消息，以便向一个或多个井下设备告知发生了这种情况。然而，在一些情况中，由于地面没有信号传输系统，或者出于其他原因，这种信号传输是无法进行的。
图8显示的方面与本发明的一个实施例相关联，并且进一步与这样一个方案相关联，其中在识别出井筒发生变化之后，井下设备或系统108被配置成执行自我评估并校正性能。图8示出了井筒内部的典型压力变化。所给出的变化趋势始于该示例的井正处于开采的时段412。与自主井下工具、例如这里描述的设备108的安装相结合，所述井会在系统安装作业中关井。第一个压力增大轮廓414显示的是在短时间关井(与装配和安装井下设备相关)时的典型压力路径。通常，跟随在第一个压力增大轮廓414之后的是短时间的井416的开采处理，用于核实所有井下部件均以令人满意的方式工作。一旦核实，则再次关井，以便拆卸与有线操作相关的干预设备，例如压力控制设备。这个阶段与压力变化趋势418相关联。此后，井被投入正常开采420，该过程可能会持续很久。
在开采了一段时间之后关井，以便执行关井测试。在关井时将会遭遇到压力变化趋势422这样的轮廓。相比于与安装作业414、418相关联的关井时段，该轮廓的持续时间通常相对更长，由此，举例来说，由于在井筒中会遭遇到来自更多远端储层段的压力效应，压力提升将会更高。
本发明依照多个要求来操作或者允许操作井下设备或系统108，包括：
系统不应该耗费能量来尝试在关井期间发送数据；
优选地，系统应该记录典型的关井数据，例如关井时的压力值；
系统应该在再次开始开采时将记录的数据传送至地面；
优选地，系统不应该传送在很短的关井时间、例如在两个第一压力变化趋势414、418描述的时段中记录的关井数据——这些时段可能会短到无法提供有用的关井数据表示。
在本发明的一个实施例中，通过对工具进行编程，可以通过监视相对于时间的压力差来识别真实关井时段422。真实关井时段422是用正在发生的某个压力增量ΔPcar1定义的。由于在其他更小的关井时段414、418中的情况同样如此，且在这些时段中不会有兴趣获取数据，因此，真实关井时段422同样可以用特征时间因数tcar1来定义，也就是说，如果压力增量进一步升至ΔPcar1，并且在比等于tcar1的时间更长的时段中维持该增量，则认定出现了真实关井时段422。一旦认定这一点，则所述工具开始在规则的时间间隔采样压力数据，在一个优选实施例中，如果再次开始开采，那么设备108会在经过了某个稳定时间之后传送最后记录的增大压力。
通常，在再次开始开采之后，所记录并且随后被报告给地面的是典型的压力数据，例如正好处于t＝tbu的压力。一般来说，进入压力增大时段422的时间越长，数据就越具有代表性。因此，设备108将会持续记录关井数据，并且会在再次开始开采之后传送最后记录的代表值。
同样，该设备可被编程，以便识别在关井一段时间之后再次开始进行开采的时间。如图8所示，这可以通过识别压降ΔPcar2来执行，其被保持或超出时段t＝tcar2。
在关井时段422之后，如果开始开采，那么有可能会遇到某种压力干扰。为了避免记录和传送该时段的压力数据(此类数据可能有误且不代表关井时段)，在该过程中可以添加逆时滞。举个例子，对设备108进行编程以传送在识别出开始开采前的最少2个小时记录的最后的数据。
在一个实施例中，设备108能够产生压力变化趋势422的数学表达式，并且可以向地面传送该数学表达式的数字表示。这可以补偿与传送代表相同曲线的大量数据点相关的带宽和能量使用问题。该数学表达式既可以通过传送数学方程式的常数、也就是数据的数值分析来创建，也可以通过将所记录的曲线形式与库中的模板曲线相比较并且传送最佳匹配曲线的特征数以及所需要的绝对值来创建。
图9示出的是与本发明的能够识别并且相应适配井筒内部的状况变化的优点相关的另一个方面。示出了一个典型的压力变化趋势430，其代表的是正在脱离平稳开采的井。平稳率被定义成井提供的流体与开采设施所能接受的流体相等或者更多的时候的开采率。当井在较长的一段时间里耗尽了储层段时，井下压力通常会下降。这种压降可能与流体流速变化相关联，并且关联于流体成分，其原因有可能是因为游离气体被从油中释放，或者是因为蓄水层或注水井开始产水。本发明允许识别出这种变化状况，并且控制设备108来相应地进一步校正其性状。举例来说，如果设备108读出等于或小于Pcar3的井筒压力，那么它可以改变与被传送的压力脉冲信号的脉冲持续时间d及幅度A有关的设置(例如参见图4)，以及与识别压力增大和相关开采开始事件相关的设置。当井筒压力低于Pcar4时，相类似的新的变化有可能会发生。
图10示出的是本发明的另一个实施例。特别地，图10示出的是与图6所示井筒几乎相同的井筒101，正因如此，相同的特征是用相同的附图标记表示的，并且在这里只强调其差别。井下设备108配备了一个或多个附加传感器440。这些传感器可以是用于监视流速、含水率、流体密度及其他相关井下参数的传感器。依照与针对先前附图的论述相同的论证；根据一个或多个传感器440中记录的变化，井下设备108可以改变其工作特性，作为示例，该特性可以是：
无线信号脉冲的幅度及脉冲宽度或持续时间；
信号传输频率；
用于识别关井以及开采开始事件的检测水平；
更多/附加类型的信息传输，例如，含水率信息可以标识何时确认有水存在；
用于设备108的能量生成模块的参数变化。
在本发明的一个或多个实施例中，一个或多个附加传感器440可以实施系统108中的多于一个的任务，例如：
推进器系统，其被用作用于确定关井时间的状态传感器，和/或用于感测流速的流动传感器，和/或能量生成器；
基于振动的系统(涡旋脱落设备或升力翻转设备)，其被用作用于确定关井时间的状态传感器，和/或用于感测流速的流动传感器，和/或能量生成器。
应该理解的是，这里描述的实施例只是例示性的，在不脱离保护范围的情况下，针对这些实施例的各种修改都是可行的。例如，上述方法和设备可以在任何流动管线中使用，而不仅限于供井筒使用。

Claims (55)

1.一种用于控制流动管线中的流体内部的基于压力的信号传输的方法，包括：
使用流动控制装置通过流动管线内部的流体来传送基于压力的信号；
识别与流动管线相关联的状况变化；以及
根据所述状况变化来控制流动控制装置。
2.根据权利要求1的方法，其中流动管线包括井筒，形成井筒的一部分或者位于井筒内部，并且该方法被用于对在井筒中的流体内部的基于压力的信号传输进行控制。
3.根据权利要求1或2的方法，其中基于压力的信号构成传送与以下的至少一个相关联的数据：流体、流动管线，流动控制装置以及相邻的区域或部件。
4.根据权利要求1、2或3的方法，包括：获取待传送的数据，以及使用流动控制装置产生代表这种数据的流体内部的一个或多个信号。
5.根据前述任一项权利要求的方法，其中基于压力的信号包括由流动控制装置在流体内部施加的至少一个压力变化。
6.根据权利要求5的方法，其中基于压力的信号包括或定义至少一个信号参数，该参数包括幅度、脉冲宽度以及脉冲间隔中的至少一个。
7.根据前述任一项权利要求的方法，包括：识别与流动管线相关联的状况变化，然后控制流动控制装置来修改基于压力的信号。
8.根据权利要求7的方法，包括：依照所识别的状况变化来控制流动控制装置，以便优化基于压力的信号。
9.根据权利要求8的方法，其中优化是根据创建和/或保持允许接收机检测信号的优化信号来实现的。
10.根据权利要求8或9的方法，包括：修改信号的一个或多个参数来优化所述信号。
11.根据前述任一项权利要求的方法，包括：识别流动管线内部的状况变化，以及将所述状况变化与事件的发生相关联。
12.根据权利要求11的方法，包括识别流动管线内部的流动显著减少或停止的流动管线关闭事件。
13.根据权利要求12的方法，包括识别流速变化，以及将其与流动管线关闭事件相关联。
14.根据权利要求12或13的方法，包括：识别压力变化，以及将其与流动管线关闭事件相关联。
15.根据权利要求14的方法，包括：识别压力变化超出阈值，以及将其与流动管线关闭事件相关联。
16.根据权利要求14或15的方法，包括：识别作为时间的函数的压力变化，并且将其与关闭事件相关联。
17.根据权利要求16的方法，包括：识别压力变化发生超出阈值预定或阈值的时段。
18.根据前述任一项权利要求的方法，包括：识别流动管线内部开始流动或者流动显著增大的流动开始事件。
19.根据权利要求18的方法，包括：识别流动管线内部的压力变化，以及将其与流动开始事件相关联。
20.根据前述任一项权利要求的方法，包括：通过改变所述设备的操作模式来控制所述流动控制装置。
21.根据前述任一项权利要求的方法，包括：响应于所识别的状况变化，控制流动控制装置来停止信号传输。
22.根据前述任一项权利要求的方法，包括：响应于所识别的流动管线关闭事件来停止信号传输。
23.根据前述任一项权利要求的方法，包括：响应于所识别的状况变化来重新启动信号传输。
24.根据前述任一项权利要求的方法，包括：响应于所识别的流动开始事件，控制流动控制装置来重新启动信号传输。
25.根据前述任一项权利要求的方法，包括：控制流动控制装置来停止信号传输，以及在停止传输期间收集和存储数据。
26.根据权利要求25的方法，包括：控制流动控制装置来重新启动信号传输，以及构成一个或多个信号来传送在停止传输期间存储的数据的至少一部分。
27.根据前述任一项权利要求的方法，包括：通过修改流动控制装置内部存储的操作参数来控制流动控制装置。
28.根据权利要求27的方法，其中流动控制装置是根据特定算法或协议操作的，其中这种算法和协议是依照所识别的流动管线内部的状况变化而被修改的。
29.根据权利要求27或28的方法，其中流动控制装置包括参数矩阵，并且该方法包括：依照所识别的状况变化来修改矩阵内部的参数。
30.根据前述任一项权利要求的方法，包括：监视与流动管线相关联的状况来准备识别状况变化。
31.根据权利要求30的方法，其中监视是使用一个或多个传感器提供的。
32.根据权利要求31的方法，其中至少一个传感器是专为这种监视提供的。
33.根据权利要求31或32的方法，其中至少一个传感器是为收集所要传送的数据以及监视提供的。
34.根据前述任一项权利要求的方法，包括：识别压力状况变化、温度状况变化，流速状况变化以及流体成分状况变化中的至少一个。
35.根据前述任一项权利要求的方法，包括：确定或构成用于在远端位置检测的优化信号，以及使用流动控制装置来传送所述优化的信号。
36.根据权利要求35的方法，包括：根据与流动管线相关联的仿真来构成或确定优化信号。
37.根据权利要求35或36的方法，包括：通过传送一个或多个测试信号来构成或确定优化信号。
38.根据权利要求35、36或37的方法，包括：
传送多个基于压力的测试信号；
在接收机上接收至少一个测试信号；
从所接收的至少一个测试信号中确定或选择优化信号；以及
通过流动管线内部的流体来传送所确定或选择的优化的基于压力的信号。
39.根据权利要求38的方法，包括：在接收机上接收多个测试信号，以及从所接收的多个测试信号中确定或选择优化信号。
40.根据权利要求38或39的方法，其中两个或更多个测试信号是由至少一个不同的信号参数构成的。
41.根据权利要求38、39或40的方法，包括：将优化信号的肯定判断从接收机传递到流动控制装置。
42.根据权利要求41的方法，包括：通过信号的无线传输来传递肯定判断，例如，所述信号是基于压力的信号，例如所确定的优化信号。
43.根据权利要求41或42的方法，包括：通过在流动管线内部执行或启动可识别的事件来传递肯定判断，例如关闭事件。
44.一种用于在流动管线内部通信的通信设备，包括：
被配置成通过在流动管线内部的流体来传送基于压力的信号的流动控制装置；
用于监视与流动管线相关联的至少一个状况的监视系统；
被配置成依照监视系统识别的状况变化来控制流动控制装置的控制器。
45.根据权利要求44的设备，包括：远离流动控制装置设置的接收机，该接收机被配置成检测/接收所传送的信号。
46.一种用于在流动管线内部通信的方法，包括：
使用流动控制装置通过流动管线内部的流体来传送基于压力的信号；以及
在识别出流动管线内部的状况变化时，对流动控制装置进行控制。
47.一种用于在流动管线内部通信的方法，包括：
确定或构成优化的基于压力的信号，以便在远程位置进行检测；以及
使用流动控制装置来传送所述优化的信号。
48.根据权利要求47的方法，包括：依照与流动管线相关联的仿真来构成或确定优化信号。
49.根据权利要求47或48的方法，包括：通过传送一个或多个测试信号来构成或确定优化信号。
50.根据权利要求47、48或49的方法，包括：
传送多个基于压力的测试信号；
在接收机上接收至少一个测试信号；
从所接收的至少一个测试信号中确定或选择优化信号；以及
通过流动管线内部的流体来传送所确定或选择的优化的基于压力的信号。
51.根据权利要求50的方法，包括：在接收机上接收多个测试信号，以及从所接收的多个测试信号中确定或选择优化信号。
52.根据权利要求50或51的方法，其中两个或更多个测试信号可以是用至少一个不同的信号参数构成的。
53.根据权利要求50、51或52的方法，包括：从接收机向流动控制装置传送优化信号的肯定判断。
54.根据权利要求53的方法，包括：通过信号的无线传输来传递肯定判断，例如，该信号是基于压力的信号，例如所确定的优化信号。
55.根据权利要求53或54的方法，包括：通过在流动管线内部执行或启动可识别的事件来传递肯定判断，例如关闭事件。
CN201380019970.XA 2012-02-21 2013-02-20 无线通信 Pending CN104254988A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB1202923.7A GB2499593B8 (en) 2012-02-21 2012-02-21 Wireless communication
GB1202923.7 2012-02-21
PCT/GB2013/050403 WO2013124645A1 (en) 2012-02-21 2013-02-20 Wireless communication

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN104254988A true CN104254988A (zh) 2014-12-31

Family

ID=45939912

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380019970.XA Pending CN104254988A (zh) 2012-02-21 2013-02-20 无线通信

Country Status (8)

Country Link
US (2) US11722228B2 (zh)
EP (1) EP2817901B1 (zh)
CN (1) CN104254988A (zh)
AU (1) AU2013223875B2 (zh)
CA (1) CA2864983A1 (zh)
DK (1) DK2817901T3 (zh)
GB (1) GB2499593B8 (zh)
WO (1) WO2013124645A1 (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110185422A (zh) * 2019-05-23 2019-08-30 中国海洋石油集团有限公司 一种注水井用新型无缆式数据双向传输装置
CN112211603A (zh) * 2019-07-12 2021-01-12 中国石油天然气股份有限公司 分层注水系统及其控制方法
CN113443290A (zh) * 2021-06-23 2021-09-28 成都百斯纳克科技有限公司 一种油气流量调整方法、系统、终端及介质

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102015101328A1 (de) * 2015-01-29 2016-08-04 Airbus Operations Gmbh System und Verfahren zum Reparieren eines aus einem Kunststoff hergestellten Bauteils
GB2544799A (en) * 2015-11-27 2017-05-31 Swellfix Uk Ltd Autonomous control valve for well pressure control
AU2016401674B2 (en) * 2016-04-07 2021-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Operation of electronic inflow control device without electrical connection
CN108397173A (zh) * 2018-02-07 2018-08-14 中国石油天然气股份有限公司 分层注水系统及分层注水方法
CN109723434A (zh) * 2018-12-29 2019-05-07 中国科学院地质与地球物理研究所 钻具压力脉冲恒幅度调节方法及调节系统
WO2020172468A1 (en) 2019-02-21 2020-08-27 Widril As Method and apparatus for wireless communication in wells using fluid flow perturbations
CN110500066B (zh) * 2019-09-19 2020-06-16 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院 一种基于无线控制的井下节流器
CN116752935B (zh) * 2023-08-23 2024-05-14 西安洛科电子科技股份有限公司 一种用于高速脉冲通信的地面控制装置及其调控方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5150333A (en) * 1977-12-05 1992-09-22 Scherbatskoy Serge Alexander Method and apparatus for providing improved pressure pulse characteristics for measuring while drilling
US5586084A (en) * 1994-12-20 1996-12-17 Halliburton Company Mud operated pulser
WO2006041308A2 (en) * 2004-10-12 2006-04-20 Well Technology As System and method for wireless data transmission

Family Cites Families (91)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3065416A (en) * 1960-03-21 1962-11-20 Dresser Ind Well apparatus
US3321965A (en) * 1964-10-08 1967-05-30 Exxon Production Research Co Method for testing wells
US3887010A (en) * 1971-04-05 1975-06-03 Otis Eng Co Well flow control method
US3823773A (en) * 1972-10-30 1974-07-16 Schlumberger Technology Corp Pressure controlled drill stem tester with reversing valve
US3897822A (en) * 1974-03-18 1975-08-05 Hydril Co Well valve apparatus
US4161215A (en) * 1975-09-26 1979-07-17 Continental Oil Company Solenoid operated tubing safety valve
US4405021A (en) * 1980-11-28 1983-09-20 Exploration Logging, Inc. Apparatus for well logging while drilling
US4774694A (en) * 1981-12-15 1988-09-27 Scientific Drilling International Well information telemetry by variation of mud flow rate
US4515225A (en) * 1982-01-29 1985-05-07 Smith International, Inc. Mud energized electrical generating method and means
US4550392A (en) * 1982-03-08 1985-10-29 Exploration Logging, Inc. Apparatus for well logging telemetry
US4630244A (en) * 1984-03-30 1986-12-16 Nl Industries, Inc. Rotary acting shear valve for drilling fluid telemetry systems
US4825421A (en) * 1986-05-19 1989-04-25 Jeter John D Signal pressure pulse generator
US5073877A (en) * 1986-05-19 1991-12-17 Schlumberger Canada Limited Signal pressure pulse generator
DE3715514C1 (zh) * 1987-05-09 1988-09-08 Eastman Christensen Co., Salt Lake City, Utah, Us
US4842074A (en) * 1987-10-15 1989-06-27 Otis Engineering Corporation Gas storage well safety system and method
US5176164A (en) * 1989-12-27 1993-01-05 Otis Engineering Corporation Flow control valve system
US5279363A (en) * 1991-07-15 1994-01-18 Halliburton Company Shut-in tools
US5234057A (en) * 1991-07-15 1993-08-10 Halliburton Company Shut-in tools
US5335730A (en) * 1991-09-03 1994-08-09 Cotham Iii Heman C Method for wellhead control
US5706896A (en) * 1995-02-09 1998-01-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells
US5597042A (en) * 1995-02-09 1997-01-28 Baker Hughes Incorporated Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5732776A (en) * 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
US5831177A (en) * 1995-03-15 1998-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid driven siren flowmeter
US5691712A (en) * 1995-07-25 1997-11-25 Schlumberger Technology Corporation Multiple wellbore tool apparatus including a plurality of microprocessor implemented wellbore tools for operating a corresponding plurality of included wellbore tools and acoustic transducers in response to stimulus signals and acoustic signals
US5823262A (en) * 1996-04-10 1998-10-20 Micro Motion, Inc. Coriolis pump-off controller
US6388577B1 (en) 1997-04-07 2002-05-14 Kenneth J. Carstensen High impact communication and control system
US6923273B2 (en) * 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6237701B1 (en) * 1997-11-17 2001-05-29 Tempress Technologies, Inc. Impulsive suction pulse generator for borehole
US6219301B1 (en) 1997-11-18 2001-04-17 Schlumberger Technology Corporation Pressure pulse generator for measurement-while-drilling systems which produces high signal strength and exhibits high resistance to jamming
US7174975B2 (en) * 1998-07-15 2007-02-13 Baker Hughes Incorporated Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems
US6357525B1 (en) * 1999-04-22 2002-03-19 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for testing a well
US6330913B1 (en) * 1999-04-22 2001-12-18 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for testing a well
US6364015B1 (en) * 1999-08-05 2002-04-02 Phillips Petroleum Company Method of determining fracture closure pressures in hydraulicfracturing of subterranean formations
US6469637B1 (en) * 1999-08-12 2002-10-22 Baker Hughes Incorporated Adjustable shear valve mud pulser and controls therefor
US6604582B2 (en) * 2000-06-05 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Downhole fluid pressure signal generation and transmission
US6714138B1 (en) * 2000-09-29 2004-03-30 Aps Technology, Inc. Method and apparatus for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well
US6920085B2 (en) * 2001-02-14 2005-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Downlink telemetry system
US7417920B2 (en) * 2001-03-13 2008-08-26 Baker Hughes Incorporated Reciprocating pulser for mud pulse telemetry
US6626042B2 (en) * 2001-06-14 2003-09-30 Honeywell International Inc. Communication for water distribution networks
US6705404B2 (en) * 2001-09-10 2004-03-16 Gordon F. Bosley Open well plunger-actuated gas lift valve and method of use
US6909667B2 (en) * 2002-02-13 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Dual channel downhole telemetry
US6845563B2 (en) * 2002-07-30 2005-01-25 Precision Drilling Technology Services Group, Inc. Method and device for the measurement of the drift of a borchole
US7397388B2 (en) * 2003-03-26 2008-07-08 Schlumberger Technology Corporation Borehold telemetry system
US7171309B2 (en) * 2003-10-24 2007-01-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool controller using autocorrelation of command sequences
US7139219B2 (en) * 2004-02-12 2006-11-21 Tempress Technologies, Inc. Hydraulic impulse generator and frequency sweep mechanism for borehole applications
US7040401B1 (en) * 2004-03-31 2006-05-09 Samson Resources Company Automated plunger catcher and releaser and chemical launcher for a well tubing method and apparatus
NO325614B1 (no) * 2004-10-12 2008-06-30 Well Tech As System og fremgangsmåte for trådløs fluidtrykkpulsbasert kommunikasjon i et produserende brønnsystem
US8517113B2 (en) * 2004-12-21 2013-08-27 Schlumberger Technology Corporation Remotely actuating a valve
US7518950B2 (en) * 2005-03-29 2009-04-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downlink communication
US7313052B2 (en) * 2005-04-08 2007-12-25 Baker Hughes Incorporated System and methods of communicating over noisy communication channels
CA2618848C (en) * 2005-08-15 2009-09-01 Welldynamics, Inc. Pulse width modulated downhole flow control
US7478555B2 (en) * 2005-08-25 2009-01-20 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for use in well testing
US8474548B1 (en) * 2005-09-12 2013-07-02 Teledrift Company Measurement while drilling apparatus and method of using the same
US10344590B1 (en) * 2005-09-12 2019-07-09 National Oilwell Dht, Lp Measurement while drilling apparatus and method of using the same
US7735579B2 (en) * 2005-09-12 2010-06-15 Teledrift, Inc. Measurement while drilling apparatus and method of using the same
US8037747B2 (en) * 2006-03-30 2011-10-18 Baker Hughes Incorporated Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties
WO2007143473A1 (en) * 2006-06-01 2007-12-13 Shell Oil Company Terahertz analysis of a fluid from an earth formation using a downhole tool
US7881155B2 (en) * 2006-07-26 2011-02-01 Welltronics Applications LLC Pressure release encoding system for communicating downhole information through a wellbore to a surface location
US8540027B2 (en) * 2006-08-31 2013-09-24 Geodynamics, Inc. Method and apparatus for selective down hole fluid communication
US7706980B2 (en) * 2007-02-01 2010-04-27 Bp Corporation North America Inc. Blowout preventer testing system and method
US8131470B2 (en) * 2007-02-26 2012-03-06 Bp Exploration Operating Company Limited Managing flow testing and the results thereof for hydrocarbon wells
US20080230221A1 (en) * 2007-03-21 2008-09-25 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for monitoring near-wellbore and far-field reservoir properties using formation-embedded pressure sensors
US7870899B2 (en) * 2007-06-18 2011-01-18 Conocophillips Company Method for utilizing pressure variations as an energy source
GB2450681A (en) * 2007-06-26 2009-01-07 Schlumberger Holdings Multi-position electromagnetic actuator with spring return
EP2240668A2 (en) * 2007-09-07 2010-10-20 Allen Young Mud pulse telemetry system
US8898017B2 (en) * 2008-05-05 2014-11-25 Bp Corporation North America Inc. Automated hydrocarbon reservoir pressure estimation
US20100025111A1 (en) * 2008-07-23 2010-02-04 Marvin Gearhart Direct Drive MWD Tool
US20100170673A1 (en) * 2009-01-08 2010-07-08 Baker Hughes Incorporated System and method for downhole blowout prevention
EP2233690A1 (en) * 2009-03-13 2010-09-29 BP Alternative Energy International Limited Fluid injection
FR2944828B1 (fr) 2009-04-23 2012-08-17 Total Sa Procede d'extraction d'hydrocarbures d'un reservoir et une installation d'extraction d'hydrocarbures
US8408330B2 (en) * 2009-04-27 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for canceling noise and/or echoes in borehole communication
US8173955B2 (en) * 2009-04-28 2012-05-08 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus to optically determine velocities of downhole fluids
CA2761935A1 (en) * 2009-05-21 2010-11-25 Bp Corporation North America Inc. Systems and methods for deliquifying a commingled well using natural well pressure
WO2011011005A1 (en) * 2009-07-23 2011-01-27 Halliburton Energy Services, Inc. Generating fluid telemetry
US8757254B2 (en) * 2009-08-18 2014-06-24 Schlumberger Technology Corporation Adjustment of mud circulation when evaluating a formation
US8453760B2 (en) * 2009-08-25 2013-06-04 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for controlling bottomhole temperature in deviated wells
US20110155368A1 (en) * 2009-12-28 2011-06-30 Schlumberger Technology Corporation Radio frequency identification well delivery communication system and method
US10001573B2 (en) * 2010-03-02 2018-06-19 Teledrill, Inc. Borehole flow modulator and inverted seismic source generating system
US8880349B2 (en) * 2010-06-21 2014-11-04 Halliburton Energy Services, Inc. Mud pulse telemetry
US8564179B2 (en) * 2010-08-03 2013-10-22 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for downhole energy conversion
MX2013007732A (es) * 2011-01-04 2014-12-05 Welltronics Applic Llc Metodo para la codificacion de la liberacion de presion para comunicar informacion del fondo del pozo a traves de perforacion hacia una ubicacion en la superficie.
US8973676B2 (en) * 2011-07-28 2015-03-10 Baker Hughes Incorporated Active equivalent circulating density control with real-time data connection
US9133708B2 (en) * 2011-08-31 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Estimation and compensation of pressure and flow induced distortion in mud-pulse telemetry
US9309762B2 (en) * 2011-08-31 2016-04-12 Teledrill, Inc. Controlled full flow pressure pulser for measurement while drilling (MWD) device
US9598920B2 (en) * 2011-09-09 2017-03-21 Baker Hughes Incorporated Drilling apparatus including a fluid bypass device and methods of using same
US9103180B2 (en) * 2011-09-09 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Drilling apparatus including a fluid bypass device and methods of using same
GB2496181B (en) * 2011-11-04 2017-10-04 Wireless Measurement Ltd Well shut in device
CN103946482B (zh) * 2011-11-14 2016-03-23 哈里伯顿能源服务公司 在钻柱内产生数据脉冲的装置和方法
CA2770979A1 (en) * 2012-03-08 2013-09-08 Cathedral Energy Services Ltd. Method for transmission of data from a downhole sensor array
EP2847423A4 (en) * 2012-05-09 2016-03-16 Halliburton Energy Services Inc ENHANCED GEOTHERMAL SYSTEMS AND METHODS
GB2544799A (en) * 2015-11-27 2017-05-31 Swellfix Uk Ltd Autonomous control valve for well pressure control

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5150333A (en) * 1977-12-05 1992-09-22 Scherbatskoy Serge Alexander Method and apparatus for providing improved pressure pulse characteristics for measuring while drilling
US5586084A (en) * 1994-12-20 1996-12-17 Halliburton Company Mud operated pulser
WO2006041308A2 (en) * 2004-10-12 2006-04-20 Well Technology As System and method for wireless data transmission

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110185422A (zh) * 2019-05-23 2019-08-30 中国海洋石油集团有限公司 一种注水井用新型无缆式数据双向传输装置
CN112211603A (zh) * 2019-07-12 2021-01-12 中国石油天然气股份有限公司 分层注水系统及其控制方法
CN113443290A (zh) * 2021-06-23 2021-09-28 成都百斯纳克科技有限公司 一种油气流量调整方法、系统、终端及介质
CN113443290B (zh) * 2021-06-23 2022-08-23 成都百斯纳克科技有限公司 一种油气流量调整方法、系统、终端及介质

Also Published As

Publication number Publication date
US20230336252A1 (en) 2023-10-19
CA2864983A1 (en) 2013-08-29
US11722228B2 (en) 2023-08-08
GB2499593A (en) 2013-08-28
GB2499593B (en) 2018-08-08
EP2817901A1 (en) 2014-12-31
AU2013223875B2 (en) 2017-05-25
GB201202923D0 (en) 2012-04-04
AU2013223875A1 (en) 2014-08-21
GB2499593B8 (en) 2018-08-22
EP2817901B1 (en) 2019-10-23
DK2817901T3 (da) 2020-02-03
WO2013124645A1 (en) 2013-08-29
US20150009039A1 (en) 2015-01-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104254988A (zh) 无线通信
US11319802B2 (en) Downhole operations using remote operated sleeves and apparatus therefor
US8319657B2 (en) System and method for wireless communication in a producing well system
US9863222B2 (en) System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry
CN111527283B (zh) 用于操作和维护井下无线网络的方法和系统
CA2913882C (en) Closed loop deployment of a work string including a composite plug in a wellbore
GB2419923A (en) Plunger lift apparatus with sensor
CN111542679A (zh) 用于监视和优化储层增产操作的方法和系统
US10253612B2 (en) Drilling control system and method
GB2317406A (en) Well control systems employing downhole network
CN113950565A (zh) 用于自动和智能压裂垫的系统和方法
WO2019018292A1 (en) METHODS AND SYSTEMS FOR AUTOMATED LOST COLUMN SUSPENSION AND SUSPENSION
CN111396002B (zh) 无线双工通讯的井下无线流量控制阀工具及其系统
US20200011164A1 (en) Flow monitoring system
US20240018868A1 (en) Method and system for automated multi-zone downhole closed loop reservoir testing
US11474010B2 (en) System and method to determine fatigue life of drilling components
Campbell et al. Optimizing artificial lift operations through the use of wireless conveyed real time bottom hole data
Naldrett et al. Wireless Wellbore-The Way Ahead

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20141231

RJ01 Rejection of invention patent application after publication