EA009357B1 - Скважинный беспроводной датчик для передачи данных через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в реальном времени - Google Patents
Скважинный беспроводной датчик для передачи данных через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в реальном времени Download PDFInfo
- Publication number
- EA009357B1 EA009357B1 EA200601122A EA200601122A EA009357B1 EA 009357 B1 EA009357 B1 EA 009357B1 EA 200601122 A EA200601122 A EA 200601122A EA 200601122 A EA200601122 A EA 200601122A EA 009357 B1 EA009357 B1 EA 009357B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- wedge
- sub
- pipe
- acoustic
- wave generator
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 44
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 15
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 5
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B47/16—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 drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/52—Structural details
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Предлагается телеметрическая система, имеющая трубу; блок диспетчерского управления и сбора данных, акустически соединенный с трубой; и датчик, введенный в трубу, при этом датчик содержит генератор акустических волн; устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, при этом устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и рассоединения с трубой, при этом устройство сопряжения задает акустический путь передачи между генератором акустических волн и трубой при сопряжении с трубой; и контроллер сигналов, связанный с генератором акустических волн. Предлагается также способ передачи информации в скважине из места внизу скважины на поверхность, при этом способ имеет следующие стадии: введения скважинного датчика в трубу внутри скважины, при этом скважинный датчик содержит генератор акустических волн; установки скважинного датчика в трубе и передачи акустического сигнала между скважинным датчиком и трубой.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к системам связи и телеметрии нефтяных месторождений. В частности, изобретение относится к акустической беспроводной системе связи через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну.
Уровень техники
При разработке новых способов бурения, комплектации, добычи, улучшения состава углеводородов и управления месторождением необходимы улучшения технологии относительно мониторинга температуры, давления и потока, а также управления скважинными устройствами. Системы разработки месторождения необходимо непрерывно контролировать для обеспечения максимальной добычи. Например, при использовании систем добычи с гравийным фильтром со временем забивается перфорация, так что не поддерживаются оптимальные скорости потока. Поэтому для возобновления добычи скважины обычно вытягивали всю длину эксплуатационной колонны из обсадной трубы для очистки засоренной перфорации колонны или замены перфорированной секции колонны, с последующей установкой эксплуатационной колонны внутрь обсадной трубы. Эта операция является трудоемкой, требующей много времени, и дорогой. Таким образом, для обеспечения более эффективной добычи и предотвращения засорения или блокирования были разработаны скважинные системы мониторинга и управления. Аналогичные проблемы возникают при оптимизации механизированной добычи, мониторинге давления пласта и т. д.
В некоторых системах поверхностные контроллеры соединены проводами со скважинными датчиками, которые передают информацию на поверхность. Например, для обеспечения данных о давлении, температуре, потоке, гамма-лучах и импульсах нейтронов используют проводные производственные каротажные инструменты с использованием проводного поверхностного блока. Данные обрабатываются с помощью оборудования компьютера на поверхности, а затем сигналы управления передаются обратно по тому же проводу или по альтернативному проводу для управления рабочей конфигурацией скважинной системы.
В других скважинных системах управления используют дистанционную компьютерную систему управления, содержащую микропроцессорные контроллеры, электромеханические управляющие устройства и датчики. Микропроцессорные контроллеры передают сигналы управления лишь после включения за счет приема сигнала включения из наружного источника, такого как передатчик на поверхности.
Скважинные управляющие системы сопрягаются с поверхностными управляющими системами с помощью как беспроводных, так и проводных средств передачи. Беспроводные акустические сигналы передаются вниз по колонне насосно-компрессорных труб, таких как добывающая труба или гибкие НКТ. Акустическая передача осуществляется также через обсадную колонну, электрическую линию, трос для работы в скважине и подземную почву вокруг скважины, флюид в колонне и в заколонном пространстве. Акустические передатчики и приемники хорошо известны.
Акустические скважинные системы управления требуют прочного механического соединения между преобразователем и средой передачи. Таким образом, акустические скважинные системы управления устанавливаются надолго в скважинное устройство для обеспечения хорошей связи между акустическим передатчиком и акустической передающей средой.
Известная из уровня техники система для мониторинга пласта, окружающего ствол эксплуатационной скважины, включает датчик оценки пласта, постоянно расположенный в стволе добывающей скважины, имеющей по меньшей мере два ствола скважины, при этом по меньшей мере один из стволов является стволом ответвления, при этом датчик измеряет параметр пласта, который обычно не присутствует в скважине. Автоматическое управление инициируется в скважине без первоначального сигнала управления с поверхности или из любого другого внешнего источника. Система имеет скважинные датчики, скважинные электромеханические устройства и скважинные компьютерные управляющие электронные устройства, при этом управляющие электронные устройства автоматически управляют электромеханическими устройствами на основе входного сигнала от скважинных датчиков.
Система имеет датчики, которые осуществляют мониторинг различных параметров действительного состояния в скважине, таких как давление, температура, поток, приток газа и т. д. Система также предварительно программируется для определения, находятся ли параметры действительного состояния внутри допустимого или оптимального диапазона. Когда текущие параметры состояния выходят за допустимый или оптимальный диапазон, то система в соответствии с программой приводит в действие выдвижную гильзу, запирающее устройство, клапан, переменный фонтанный штуцер, пенетратор, клапан перфорации или газлифтовый инструмент. Система имеет дистанционный источник электропитания и работает независимо от управления с поверхности. Таким образом, единственным путем изменения рабочих параметров системы является вытягивание всего эксплуатационного устройства, завершающей системы или бурильного устройства с включенной системой управления из скважины, изменение конфигурации управляющей системы с последующим введением всего устройства обратно в скважину.
Постоянные скважинные системы можно подвергать модификации, изменению конфигурации или техническому обслуживанию посредством вытягивания всего скважинного устройства из скважины. Как указывалось выше, вытягивание всей длины эксплуатационной колонны из обсадной трубы для технического обслуживания и повторная установка скважинной управляющей системы требует затрат труда,
- 1 009357 времени и средств. Кроме того, после установки постоянной скважинной управляющей системы в скважину, управляющая система является фиксированной и работает лишь из одного местоположения в течение всего времени нахождения эксплуатационной системы в скважине.
В некоторых применениях желательно, чтобы управляющая система работала в различных местах и в течение более коротких периодов времени по сравнению со сроком службы всей эксплуатационной системы.
Сущность изобретения
Согласно первому аспекту данного изобретения предлагается работающая через насоснокомпрессорную колонну система, в которой используются электронные устройства, датчики и акустические генераторы для получения данных о добыче и пласте для передачи через колонну на поверхность.
Согласно другому аспекту изобретения предлагается контрольно-измерительное устройство (датчик) для передачи акустических сигналов через трубу к приемнику, при этом контрольно-измерительное устройство (датчик) имеет генератор акустических волн; устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, при этом устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и рассоединения с трубой, при этом устройство сопряжения задает акустический путь передачи между генератором акустических волн и трубой при сопряжении с трубой; и контроллер сигналов, связанный с генератором акустических волн, при этом датчик выполнен с возможностью введения во внутренний диаметр трубы.
Согласно другому аспекту изобретения предлагается поверхностная система, имеющая трубу; блок диспетчерского управления и сбора данных, акустически соединенный с трубой; и датчик, введенный в трубу, при этом датчик имеет генератор акустических волн; устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, при этом устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и рассоединения с трубой, при этом устройство сопряжения задает акустический путь передачи между генератором акустических волн и трубой при сопряжении с трубой; и контроллер сигналов, связанный с генератором акустических волн.
Согласно другому аспекту изобретения предлагается способ передачи информации в скважине из местоположения внизу скважины на поверхность, при этом способ включает этапы введения скважинного датчика в трубу внутри скважины, при этом скважинный датчик содержит генератор акустических волн; установки скважинного датчика в трубе и передачи акустического сигнала между скважинным датчиком и трубой.
Цели, признаки и преимущества данного изобретения следуют для специалистов в данной области техники из приведенного ниже описания предпочтительных вариантов выполнения.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания данного изобретения ниже приводится описание не имеющих ограничительного характера вариантов выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых подобные части обозначены одинаковыми позициями и на которых изображено фиг. 1 - разрез скважины с установленной в ней беспроводной элементарной системой;
фиг. 2 - вид в перспективе с пространственным разделением деталей скважинного датчика, в котором гильза отсоединена от основного корпуса;
фиг. 3 - продольный разрез скважинного датчика с установленной на основном корпусе гильзой, причем обозначены три секции: верхняя секция, средняя секция и нижняя секция;
фиг. 4 - продольный разрез верхней секции скважинного датчика, показанного на фиг. 3, в увеличенном масштабе;
фиг. 5 - продольный разрез средней секции скважинного датчика, показанного на фиг. 3, в увеличенном масштабе;
фиг. 6 - продольный разрез нижней секции скважинного датчика, показанного на фиг. 3, в увеличенном масштабе.
Следует отметить, что прилагаемые чертежи лишь иллюстрируют типичные варианты выполнения данного изобретения и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку изобретение допускает другие одинаково эффективные варианты выполнения.
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 показан продольный разрез скважины для добычи минерального топлива. Беспроводная скважинная система измерения и передачи цифровых данных (беспроводная телеметрическая система 10) согласно данному изобретению передает данные по эксплуатационной трубе 6 с использованием волн напряжения сжатия для передачи цифровых данных из скважины 1 на поверхность 9. Система состоит из беспроводной передающей аппаратуры, включающей акустический генератор, микропроцессорную систему для получения и обработки данных, а также управления электропитанием, датчики давления и температуры, блок батарей и поверхностный блок 7 приемника/передатчика для получения и обработки данных на поверхности. Описание базовой системы, поверхностного модуля и осуществления связи раскрыто в патентной заявке 10/381 766, полное содержание которой включается в данное описание. Поверхностный блок 7 приемника/передатчика может работать с использованием программного обеспечения диспетчерского управления и сбора данных (8САЭА). Акустические волны проходят по
- 2 009357 эксплуатационной трубе 6 к поверхности 9 в режиме сжатия с минимизацией потерь, связанных с гидромуфтами и трубной резьбой. Данные обнаруживают на поверхности 9 с использованием акселерометров или гидрофонов. Данные обрабатывают с использованием поверхностного блока обработки данных. Затем информацию отображают и хранят в персональном компьютере 8, сопряженном с поверхностной системой.
В частности, скважина 1 проходит ниже земной поверхности 9. В скважине 1 установлена обсадная труба 2, проходящая от поверхности 9 вниз в скважину 1. К обсадной трубе 1 над поверхностью 9 прикреплено устье 3 скважины. Устье 3 скважины оборудовано обычным образом противовыбросовым устройством 4. Выкидная линия 5 проходит от устья 3 скважины для отвода добываемых флюидов от скважины. Эксплуатационная труба 6 проходит от устья 3 скважины вниз через обсадную трубу 2 в самую нижнюю часть скважины 1.
Беспроводная телеметрическая система 10 согласно данному изобретению показана установленной в скважине 1. В частности, блок 7 приемника/передатчика прикреплен к устью 3 скважины для приема акустических сигналов через устье скважины. Блок 7 приемника/передатчика соединен с компьютером 8 через любые средства передачи. Например, эти устройства могут быть соединены с помощью кабелей, проводов, инфракрасной, светодиодной, микроволновой, акустической или любой другой среды передачи.
Беспроводная телеметрическая система 10 содержит также скважинный датчик 20, который установлен во внутреннем диаметре эксплуатационной трубы 6. Связь между скважинным датчиком 20 и блоком 7 приемника/передатчика может осуществляться с помощью любого беспроводного способа передачи, включая акустические волны, акустические волны напряжения, оптическую, электрооптическую, электрическую, электромеханическую силу, электромагнитную силу (ЕМБ), их любые комбинации или любую другую среду передачи. Беспроводная передача данных может быть односторонней или двунаправленной.
Когда для передачи сигналов связи используются акустические телеметрические устройства, то используются частоты вибраций, на которые не оказывают влияния шум насосов или другой шум в системе. В одном варианте выполнения изобретения используются пьезопластины для генерирования акустического сигнала. Блок 7 приемника/передатчика может содержать также приемопередатчик, который принимает акустические сигналы, передаваемые из скважинного датчика 20 наверх через эксплуатационную трубу 6. Приемопередатчик может включать как приемник данных, так и передатчик данных, которые могут быть любого типа, известного для специалистов в области передачи данных.
В зависимости от глубины скважины 1 между скважинным датчиком 20 и блоком 7 приемника/передатчика может быть расположен один или несколько ретрансляторов (не изображены) с различными интервалами. В одном варианте выполнения изобретения акустический скважинный датчик 20 имеет дальность передачи 8500 футов (2600 м) без ретранслятора при скорости передачи 7 бит в секунду.
Беспроводную телеметрическую систему 10 можно использовать для мониторинга давлений и температур в добывающей скважине с использованием беспроводной связи. Система может также обеспечивать надежную передачу цифровых данных из скважины на поверхность с использованием эксплуатационной трубы 6 в качестве среды передачи данных. Кроме того, систему можно устанавливать с относительно низкими затратами, поскольку исключается необходимость вытягивания колонны из скважины, например инструмент можно опускать в скважину внутри трубы. Система обеспечивает также связь в реальном времени, что позволяет оператору сохранять полный контроль добычи углеводородов с помощью мониторинга данных внутри скважины. В зависимости от варианта выполнения изобретения инструмент можно извлекать из скважины с использованием троса, каната или гибкой трубы. В системе, согласно изобретению, не требуются кабели, зажимы, проходные соединения и пенетраторы устья скважины.
На фиг. 2 показан в изометрической проекции скважинный датчик 20 с гильзой 21, снятой с основного корпуса 22. Основной корпус 22 содержит чувствительные элементы, электронное оборудование и генераторы акустических сигналов. Он содержит также различные компоненты для установки скважинного датчика 20 в эксплуатационной трубе б, так что акустический сигнал может передаваться из скважинного датчика 20 в эксплуатационную трубу 6. Гильза 21 установлена с возможностью скольжения снаружи основного корпуса 22 и соединена с помощью срезных штифтов 38, 39, 58, 59. Срезные штифты 58 входят в прорези 25, срезные штифты 59 входят в прорези 26, срезные штифты 38 входят в прорези 27, а срезные штифты 39 входят в прорези 28, как будет более подробно описано ниже. Основной корпус 22 имеет два комплекта клиновых плашек, а именно верхние клиновые плашки 36 и нижние клиновые плашки 56. Когда гильза 21 установлена на основной корпус 22, то верхние и нижние клиновые плашки 36 и 56 открыты через верхнее и нижнее окна 23 и 24, соответственно.
На фиг. 3 показан продольный разрез скважинного датчика 20 с установленной на основной корпус 22 гильзой 21. Описание скважинного датчика 20 приводится ниже применительно к трем секциям, включая верхнюю секцию 30, среднюю секцию 40 и нижнюю секцию 50.
На фиг. 4 показан в увеличенном масштабе продольный разрез верхней секции 30 скважинного датчика 20. Верхняя секция 30 имеет верхний переводник 31, к которому крепятся многие компоненты. К
- 3 009357 верхнему концу верхнего переводника 31 прикреплена ловильная шейка 32. Ниже ловильной шейки 32 к верхнему переводнику 31 прикреплен верхний конус 35. Блокирующая конус гайка 34 навинчена на верхний переводник 31 непосредственно под верхним конусом 35. Верхняя концевая крышка 33 прикреплена с возможностью скольжения к верхнему переводнику 31 между блокирующей конус гайкой 34 и ловильной шейкой 32. Верхний переводник 31 является достаточно длинным для обеспечения скольжения верхней концевой крышки 33 в осевом направлении между ловильной шейкой 32 и блокирующей конус гайкой 34. Гильза 21 прикреплена к верхней концевой крышке 33. Верхние клиновые плашки 36 установлены в верхнем соединительном кольце 37, при этом верхнее соединительное кольцо 37 установлено с возможностью скольжения на верхнем переводнике 31. Как показано на фиг. 2, срезные штифты 38 входят в прорези 27 для соединения верхнего соединительного кольца 37 с гильзой 21. Как показано на фиг. 4, когда гильза 21 соединена с основным корпусом 22, верхние клиновые плашки 36 открыты через верхние окна 23 в гильзе 21.
На фиг. 5 показан в увеличенном масштабе продольный разрез средней секции 40 скважинного датчика 20. Нижняя часть верхнего переводника 31 проходит в верхнюю часть средней секции 40, а верхняя часть нижнего переводника 51 проходит в нижнюю часть средней секции 40. Верхний переводник 31 и нижний переводник 51 структурно соединены друг с другом с помощью распорной трубы 41. Распорная труба 41 сопряжена как с верхним переводником 31, так и нижним переводником 51 для передач сил сжатия между переводниками. В частности, концы распорной трубы 41 имеют коническую форму, так что распорная труба 41 длиннее на внутреннем диаметре, чем на наружном диаметре. Конические концы распорной трубы 41 сопрягаются с выступами 45 и 46 в верхнем переводнике 31 и нижнем переводнике
51, соответственно. Выступы 45 и 46 наклонены в направлении распорной трубы 41, так что когда распорная труба 41 сжимается между верхним переводником 31 и нижним переводником 51, то концы распорной трубы 41 удерживаются выступами 45 и 46. Гильза 21 показана установленной концентрично вокруг наружной стороны других компонентов.
Пьезоэлектрический кристалл 42 расположен внутри распорной трубы 41 в прямом контакте с нижней поверхностью верхнего переводника 31. Запорная втулка 43 упирается в нижний конец пьезоэлектрического кристалла 42 и фиксируется или ввинчивается в распорную трубу 41. Таким образом, пьезоэлектрический кристалл 42 надежно сжимается между верхним переводником 31 и запорной втулкой 43. Поскольку пьезоэлектрический кристалл 42 сжат между верхним переводником 31 и запорной втулкой 43, то акустические сигналы из пьезоэлектрического кристалла 42 эффективно передаются в верхний переводник 31 и распорную трубу 41. Уплотнения 44 расположены между верхним переводником 31 и распорной трубой 41. Аналогичным образом, уплотнения 44 расположены между нижним переводником 51 и распорной трубой 41, так что внутреннее пространство распорной трубы 41 изолировано от флюидов пласта.
Нижнее соединительное кольцо 57 расположено концентрично вокруг нижнего переводника 51. Нижний переводник 51 имеет два выступа для вхождения в зацепление с нижним соединительным кольцом 57. Нижнее соединительное кольцо 57 имеет фланец, который проходит радиально внутрь для вхождения в зацепление с выступом нижнего переводника 51, так что верхний конец нижнего соединительного кольца 57 входит в зацепление с одним из выступов на нижнем переводнике 51, а фланец входит в зацепление с другим выступом нижнего переводника 51. Выступы на нижнем переводнике 51 ограничивают перемещение нижнего соединительного кольца 57 в осевом направлении вверх.
На фиг. 6 показан в увеличенном масштабе продольный разрез нижней секции 50 скважинного датчика 20. Нижние клиновые плашки 56 удерживаются в нижнем соединительном кольце 57 на противоположных сторонах нижнего переводника 51. Нижний конус 55 расположен концентрично вокруг нижнего переводника 51 под нижним соединительным кольцом 57 и нижними клиновыми плашками 56. Как показано на фиг. 2, нижние клиновые плашки 56 открыты гильзой 21 через нижние окна 24. Кроме того, срезные штифты проходят от нижнего конуса 55 через прорези 25 для соединения нижнего конуса 55 с гильзой 21. Срезные штифты 59 проходят из нижнего соединительного кольца 57 через прорези 26 для соединения нижнего соединительного кольца 57 с гильзой 21.
Как показано на фиг. 6, нижняя секция 50 включает также пружинную обойму 52, которая расположена под нижним конусом 55. Храповое кольцо 53 расположено концентрично в наружном углублении пружинной обоймы 52. Храповая пружина 53 напряжена для прохождения радиально наружу от пружинной обоймы 52. Кроме того, храповая пружина 53 имеет зубцы на своей наружной поверхности для вхождения в зацепление с зубцами на внутренней поверхности гильзы 21. Когда гильза 21 перемещается в радиальном направлении вверх относительно пружинной обоймы 52, храповая пружина 53 перепрыгивает зубцы на гильзе 21. Однако храповая пружина 53 входит в зацепление с зубцами для предотвращения перемещения гильзы 21 в радиальном направлении вниз относительно пружинной обоймы
52.
Нижняя секция 50 имеет также электронный модуль 54, который расположен под пружинной обоймой 52. Переходной инструмент 60 прикреплен к дну электронного модуля 54. Нижний переводник 51 имеет полое отверстие 61, которое проходит вдоль всей продольной оси. Полое отверстие 61 обеспечивает прохождение электрических проводников через нижний переводник 51 от электронного модуля 54 и
- 4 009357 переходного инструмента 60 вверх к пьезоэлектрическому кристаллу 42. Таким образом, управляющие сигналы из электронного модуля 54 передаются к пьезоэлектрическому кристаллу 42 через нижний переводник 51. Переходной инструмент 60 также содержит батареи, преобразователь и модуль сбора данных. В альтернативных вариантах выполнения электронный модуль 54 может быть расположен в отдельном от клиновой части корпусе. Электронный модуль 54 состоит из микропроцессорной схемы, аналого-цифрового преобразователя и возбудителя акустического генератора.
Скважинный датчик 20 опускается в эксплуатационную трубу 6 на установочном инструменте (не изображен), таком как установочный инструмент Е4 или гидравлический установочный инструмент. В положении опускания верхний переводник 31 проходит от верхней концевой крышки 33, и верхние клиновые плашки 36 и нижние клиновые плашки 56 удерживаются внутри окон 23 и 24 гильзы 21. Когда скважинный датчик 20 достигает желаемого положения внутри эксплуатационной трубы 6, то оператор устанавливает скважинный датчик 20 посредством манипулирования установочным инструментом (не изображен). Установочный инструмент толкает вниз ловильную шейку 32 и вытягивает вверх верхнюю концевую крышку 33, так что нижний переводник 31, распорная труба 41, нижний переводник 51 перемещаются вниз относительно гильзы 21. Это относительное перемещение вызывает перемещение верхних клиновых плашек 36 вверх по верхнему конусу 35, а нижних клиновых плашек 56 - по нижнему конусу 55. За счет этого клиновые плашки 36 и 56 толкаются радиально наружу конусами 35 и 55 для введения в соприкосновение клиновых плашек 36 и 56 с внутренним диаметром эксплуатационной трубы 6. Длина прорезей 25, 26, 27 и 28 точно задана для обеспечения вхождения в соприкосновение верхних и нижних клиновых плашек 36 и 56 с эксплуатационной трубой 6 при сжатии верхнего и нижнего переводников 31 и 51.
В частности, прорези 28 и 26 имеют достаточную длину для обеспечения свободного перемещения гильзы 21 в продольном направлении для установки клиновых плашек. Таким образом, срезные штифты 39 и 59 выступают в прорези 28 и 26 для ограничения поворотного движения гильзы 21, но не ограничивают осевого перемещения. Прорези 27 короче прорезей 25, так что верхние клиновые плашки 36 устанавливаются перед нижними клиновыми плашками 56. В частности, при перемещении гильзы 21 вверх относительно основного корпуса 22 срезные штифты 38 входят первыми в зацепление с прорезями 27 для подъема верхнего соединительного кольца 37. После того, как верхние клиновые плашки начнут радиально расширяться поверх верхнего конуса 35, срезные штифты 58 входят в прорези 25 для подъема нижнего конуса 55 и установки нижних клиновых плашек 56. Кроме того, когда нижний конус 55 скользит вверх относительно нижнего соединительного кольца 57 и нижних клиновых плашек 56, то нижний конус 55 прикладывает направленную вверх силу к нижнему переводнику 31 через нижнее соединительное кольцо 57. Как указывалось выше, нижнее соединительное кольцо 57 входит в зацепление с выступами на нижнем переводнике 51. Эта направленная вверх сила дополнительно сжимает распорную трубу 41 между верхним и нижним переводниками 31 и 51 для обеспечения эффективного прохождения акустических волн, генерированных пьезоэлектрическим кристаллом 42, через переводники 31 и 51 к клиновым плашкам 36 и 56 и в эксплуатационную трубу 6.
Скважинный датчик 20 заблокирован в установочной конфигурации с помощью храповой пружины 53. При перемещении гильзы 21 вверх относительно пружинной обоймы 52 храповая пружина 53 перескакивает через зубцы на внутренней стороне гильзы 21. Таким образом, когда скважинный датчик 20 полностью установлен в эксплуатационной трубе 6, то храповая пружина 53 входит в зацепление с зубцами на внутренней стороне гильзы 21 для удерживания скважинного датчика 20 в установочной конфигурации.
В скважинном датчике 20 можно также использовать два комплекта клиновых плашек для нескольких функций. Они используются для удерживания инструмента на месте посредством крепления инструмента в эксплуатационной трубе 6. Верхние клиновые плашки 36 предотвращают перемещение датчика вниз, в то время как нижние клиновые плашки предотвращают перемещение датчика вверх. Второй функцией клиновых плашек является ввод акустических сигналов из инструмента в эксплуатационную трубу 6. Клиновые плашки прикладывают значительную силу к датчику для удерживания датчика на месте. В одном варианте выполнения изобретения сила создается с помощью пружин, расположенных внутри датчика, которые сжимаются, когда установочный инструмент вытягивает верхнюю концевую крышку 33 из датчика при одновременном толкании ловильной шейки 32. Установочные винты, расположенные в гильзе, сдвигаются установочными силами, обеспечивая освобождение клиновых плашек из инструмента. В альтернативном варианте выполнения изобретения используется единственный комплект верхних клиновых плашек без нижних клиновых плашек или единственный комплект нижних клиновых плашек без верхних клиновых плашек.
В некоторых вариантах выполнения изобретения наружный диаметр скважинного датчика 20 значительно меньше внутреннего диаметра эксплуатационной трубы 6 для обеспечения прохождения добываемых флюидов через эксплуатационную трубу 6 даже при установленном скважинном датчике 20. При размере эксплуатационной трубы между 2 и 7/8 дюйма и 3 и 1/2 дюйма наружный диаметр скважинного датчика 20 может быть около 2,08 дюйма. В одном варианте выполнения датчик имеет длину около 12 футов (3,66 м).
- 5 009357
Скважинный датчик 20 может содержать также чувствительные элементы 29. Как показано на фиг. 5, чувствительные элементы 29 могут быть расположены в нижнем соединительном кольце 57. В качестве альтернативного решения, чувствительные элементы 29 могут быть расположены в заданных местах в скважине 1. Например, чувствительные элементы 29 могут быть встроены в эксплуатационную трубу 6 или могут быть соединены со скважинным датчиком 20 тросами. Кроме того, несколько беспроводных инструментов, чувствительных элементов и датчиков могут быть расположены в эксплуатационной трубе 6, управление которыми может осуществлять скважинный датчик 20. Скважинный датчик 20 может осуществлять связь с этими устройствами с помощью различных известных технологий передачи данных. В частности, каждый инструмент, чувствительный элемент и датчик могут иметь уникальный адрес для связи через единственный канал или с помощью широкополосной передачи. Кроме того, можно использовать передачу данных типа «ведущий-подчиненный» для связи с отдельными адресуемыми инструментами, чувствительными элементами и датчиками. В качестве альтернативного решения, можно использовать различные частоты передачи данных для связи с отдельными инструментами, чувствительными элементами и датчиками по схеме циркулярной передачи.
Инструменты, чувствительные элементы и датчики можно использовать для мониторинга физических характеристик скважины 1, окружающего пласта и флюидов, проходящих через эксплуатационную трубу 6. Физические характеристики включают температуру, давление и скорости потока. Чувствительные элементы могут содержать волоконно-оптические чувствительные элементы, которые осуществляют мониторинг нефти, воды или газа. Можно использовать также альтернативные чувствительные элементы для мониторинга химической, механической, электрической или тепловой энергии. Кроме того, чувствительные элементы могут также осуществлять мониторинг давления, температуры, потока флюидов, типа флюидов, удельного сопротивления, межскважинных акустических данных, межскважинных сейсмических данных, глубины перфорации, характеристик флюидов, каротажных данных и вибрации. Сами чувствительные элементы могут быть магниторезистивными чувствительными элементами, пьезоэлектрическими чувствительными элементами, кварцевыми чувствительными элементами, волоконнооптическими чувствительными элементами, чувствительными элементами, изготовленными из кремния на сапфире, или любыми другими известными чувствительными элементами. Можно использовать сапфировый датчик давления. Можно использовать датчики давления, способные осуществлять мониторинг давления между 0 и 15000 фунт-сила/квадратный дюйм с разрешением датчика давления 1,2 фунтсила/квадратный дюйм для датчика для давления 5000 фунт-сила/квадратный дюйм (в качестве альтернативного решения, с разрешением 0,3 фунт-сила/квадратный дюйм). Для датчиков температуры в инструмент может быть встроена компенсация температуры.
Электронный модуль 54 может содержать инструмент регистрации данных, который получает данные из чувствительных элементов и датчиков. Он может содержать также энергозависимую или энергонезависимую память, в которой хранятся данные, собираемые из чувствительных элементов или датчиков, или же обработанные данные, подлежащие передаче. Память можно использовать также в качестве буфера для данных протоколов передачи. В одном варианте выполнения изобретения предусмотрена оперативная память емкостью 500 килобайт.
Один вариант выполнения изобретения обеспечивает возможности установки и извлечения через трубу с уменьшением стоимости монтажа с использованием скважинного датчика для механической связи с эксплуатационной трубой. В одном варианте выполнения изобретения используется технология широкополосной передачи, которая не чувствительна к акустическому полному сопротивлению колонны, т.е. система работает правильно в большинстве условий в скважине без необходимости настройки передающей системы. Передающая система не чувствительна к шуму насосов.
В одном варианте выполнения скважинного датчика согласно изобретению используются экстремально маломощные электронные устройства, потребляющие электрический ток менее 100 мкА в период ждущего режима. Это увеличивает срок службы батарей до 3 лет при емкости блока батарей 30 Ач. Можно использовать высокоэффективную технику генерирования акустической энергии, которая увеличивает срок службы блока батарей до 3 лет при передаче каждые 2 мин. В частности, можно использовать высокоэффективное кодирование связи для уменьшения количества бит, передаваемых на поверхность из скважины, с целью минимизации расхода энергии батарей. Можно использовать также высокую скорость передачи данных для обеспечения обновления данных каждые 4 с. В блоке батарей можно использовать твердотельную литиевую технологию, которая является безопасной в обращении. Описание блока батарей раскрыто в патентной заявке 10/381 766, полное содержание которой включается в данное описание в качестве ссылки.
В некоторых вариантах выполнения изобретения все компоненты, включая электрические компоненты, способны работать при температурах между - 20 и 125°С. Эти варианты выполнения изобретения способны также выдерживать внешние давления 10000 фунт-сила/квадратный дюйм. Скважинный датчик может работать в скважине, передавая данные в течение 3 лет, с единственным блоком батарей.
Скважинный датчик можно извлекать из скважины посредством отпускания клиновых плашек от трубы. Ловильную шейку, расположенную наверху скважинного датчика, можно защелкивать на извлекающем инструменте на тросе, канате или электрическом кабеле, что позволяет поверхностному блоку
- 6 009357 вытягивать инструмент. Клиновые плашки освобождаются, когда разрушаются срезные винты, расположенные на нижней секции инструмента.
Скважинный датчик, согласно изобретению, был установлен в трубе диаметром 2 и 7/8 дюйма в положении 500 футов ниже поверхности. После установки скважинного датчика в насосно-компрессорной колонне скважинный датчик осуществлял мониторинг температуры и давления и акустически передавал результаты на поверхность через насосно-компрессорную колонну. Датчик обновлял данные температуры и давления каждые 30 с в течение около 48 мин. В системе использовалась программа для персонального компьютера ΧΡ-ΙΟ (версия 85556ТА250) в пакете с ΧΡ-ΙΟ (версия 75099ТН100). Использовалась поверхностная система и персональный компьютер для получения и обработки данных, принимаемых из скважинного инструмента. Во время всего испытания скважинный датчик передавал температуру 86,6°Б. В течение первых 14 мин и последних 28 мин скважинный датчик передавал давление 124,55 фунтсила/квадратный дюйм. Между четырнадцатой и двадцать восьмой минутами скважинный датчик передавал давление 123,45 фунт-сила/квадратный дюйм.
Хотя изобретение было показано и подробно описано на чертежах и в предшествующем описании, это необходимо рассматривать в качестве иллюстрации, не имеющей ограничительного характера, при этом следует понимать, что показан и описан лишь предпочтительный вариант выполнения изобретения, и что в объем защиты входят все изменения и модификации, соответствующие концепции изобретения.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Контрольно-измерительное устройство для передачи акустических сигналов через трубу к приемнику, при этом контрольно-измерительное устройство содержит генератор акустических волн;устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, причем устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и расцепления с трубой, так что задает акустический путь передачи между генератором акустических волн и трубой при вхождении в зацепление с трубой; и контроллер сигналов, связанный с генератором акустических волн, при этом контрольноизмерительное устройство выполнено с возможностью введения во внутренний диаметр трубы посредством клиновых плашек для контактирования с внутренним диаметром эксплутационной трубы.
- 2. Устройство по п.1, в котором генератор акустических волн содержит пьезоэлектрический кристалл.
- 3. Устройство по п.1, в котором генератор акустических волн содержит пьезопластину.
- 4. Устройство по п.1, в котором генератор акустических волн содержит магниторезистивный материал.
- 5. Устройство по любому из пп.1-4, в котором устройство сопряжения содержит клиновую плашку, содержащую поверхность для контактирования с эксплуатационной трубой и клин, содержащий коническую поверхность, находящуюся в контакте с возможностью скольжения с клиновой плашкой, за счет чего клин принудительно приводит клиновую плашку в соприкосновение с эксплуатационной трубой при скольжении клина относительно клиновой плашки.
- 6. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит переводник, проходящий вдоль продольной центральной оси контрольно-измерительного устройства;конус, прикрепленный концентрично к переводнику;соединительное кольцо, установленное с возможностью скольжения на переводнике; и по меньшей мере одну клиновую плашку, установленную в прорези соединительного кольца, при этом относительное перемещение конуса и соединительного кольца вызывает толкание конусом по меньшей мере одной клиновой плашки в радиальном направлении наружу.
- 7. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит первый комплект клиновых плашек, расположенных на одном конце генератора акустических волн; второй комплект клиновых плашек, расположенных на противоположном конце генератора акустических волн; и установочный механизм, механически соединенный с первым и вторым комплектами клиновых плашек, при этом установочный механизм акустически сопрягает генератор акустических волн с первым и вторым комплектами клиновых плашек, когда установочный механизм устанавливает клиновые плашки.
- 8. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит верхний переводник, проходящий вдоль продольной центральной оси контрольно-измерительного устройства;верхний конус, прикрепленный концентрично к верхнему переводнику;верхнее соединительное кольцо, установленное с возможностью скольжения на верхнем переводнике;- 7 009357 по меньшей мере одну верхнюю клиновую плашку, установленную в прорези верхнего соединительного кольца;нижний переводник, проходящий вдоль продольной центральной оси контрольно-измерительного устройства;нижний конус, прикрепленный концентрично к нижнему переводнику;нижнее соединительное кольцо, установленное с возможностью скольжения на нижнем переводнике;по меньшей мере одну нижнюю клиновую плашку, установленную в прорези нижнего соединительного кольца;наружную гильзу с механическим соединением с нижним конусом, при этом относительное перемещение верхнего переводника и наружной гильзы вызывает перемещение по меньшей мере одной нижней клиновой плашки в радиальном направлении наружу и вызывает толкание верхнего переводника и нижнего переводника в направлении друг друга.
- 9. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит первый комплект клиновых плашек, механически соединенных с генератором акустических волн; второй комплект клиновых плашек, механически соединенных с генератором акустических волн; установочный механизм, механически соединенный с первым и вторым комплектами клиновых плашек, при этом установочный механизм устанавливает первый комплект клиновых плашек перед установкой второго комплекта клиновых плашек.
- 10. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит верхний переводник;удерживающее устройство, соединенное с верхним переводником, которое удерживает генератор акустических волн в контакте с верхним переводником;нижний переводник в контакте с удерживающим устройством; и наружную гильзу, механически соединенную с нижним переводником, при этом верхний переводник, удерживающее устройство и нижний переводник расположены внутри наружной гильзы, при этом относительное перемещение наружной гильзы и верхнего переводника приводит к сжиманию генератора акустических волн между верхним и нижним переводниками.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/730,441 US7257050B2 (en) | 2003-12-08 | 2003-12-08 | Through tubing real time downhole wireless gauge |
| PCT/US2004/040538 WO2005057240A1 (en) | 2003-12-08 | 2004-12-06 | Through tubing real time downhole wireless gauge |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200601122A1 EA200601122A1 (ru) | 2006-10-27 |
| EA009357B1 true EA009357B1 (ru) | 2007-12-28 |
Family
ID=34634162
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200601122A EA009357B1 (ru) | 2003-12-08 | 2004-12-06 | Скважинный беспроводной датчик для передачи данных через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в реальном времени |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7257050B2 (ru) |
| EP (1) | EP1697766B1 (ru) |
| CN (1) | CN100401098C (ru) |
| AU (1) | AU2004297987B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0417396A (ru) |
| CA (1) | CA2547710C (ru) |
| EA (1) | EA009357B1 (ru) |
| NO (1) | NO20063162L (ru) |
| WO (1) | WO2005057240A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485311C2 (ru) * | 2008-11-22 | 2013-06-20 | Карамай Дриллинг Текнолоджи Рисёрч Институт, Вестерн Дриллинг Инджиниринг Корпорейшн Оф Цнпц | Способ и система для передачи данных о стволе скважины |
| RU2607669C2 (ru) * | 2011-12-29 | 2017-01-10 | Веллтек А/С | Способ визуализации скважины |
| RU2648770C2 (ru) * | 2013-07-11 | 2018-03-28 | Халлибертон Мэньюфэкчуринг Энд Сервисез Лимитед | Скважинное устройство, система и способ |
| RU2658393C2 (ru) * | 2010-05-31 | 2018-06-21 | Веллтек А/С | Система контроля скважины |
Families Citing this family (59)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7301724B2 (en) * | 2004-09-08 | 2007-11-27 | Hewlett-Packard Development Company, L.P. | Transducing head |
| US20070030167A1 (en) * | 2005-08-04 | 2007-02-08 | Qiming Li | Surface communication apparatus and method for use with drill string telemetry |
| US7595737B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shear coupled acoustic telemetry system |
| US20080030365A1 (en) * | 2006-07-24 | 2008-02-07 | Fripp Michael L | Multi-sensor wireless telemetry system |
| US7557492B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermal expansion matching for acoustic telemetry system |
| US20090033516A1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented wellbore tools and methods |
| EP2157278A1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-02-24 | Schlumberger Holdings Limited | Wireless telemetry systems for downhole tools |
| US20120312102A1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-13 | The University Of Texas System | Force sensing device and methods for preparing and uses thereof |
| DE102011081868A1 (de) * | 2011-08-31 | 2013-02-28 | Siemens Aktiengesellschaft | Akustisches System und Verfahren zur Signalübertragung in Bohrlöchern |
| RU2480583C1 (ru) * | 2011-09-09 | 2013-04-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нпа Вира Реалтайм" | Телеметрическая система контроля параметров забоя |
| EP2573316A1 (en) * | 2011-09-26 | 2013-03-27 | Sercel | Method and Device for Well Communication |
| US10100635B2 (en) | 2012-12-19 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
| WO2014100276A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
| WO2014100274A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
| US10480308B2 (en) | 2012-12-19 | 2019-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals |
| US9816373B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for relieving annular pressure in a wellbore using a wireless sensor network |
| US20150292319A1 (en) | 2012-12-19 | 2015-10-15 | Exxon-Mobil Upstream Research Company | Telemetry for Wireless Electro-Acoustical Transmission of Data Along a Wellbore |
| WO2015080754A1 (en) | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
| WO2016028318A1 (en) | 2014-08-22 | 2016-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flexible smart release tool |
| EP3191683A1 (en) | 2014-09-12 | 2017-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
| US9863222B2 (en) | 2015-01-19 | 2018-01-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry |
| US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
| US9719766B2 (en) | 2015-02-18 | 2017-08-01 | General Electric Company | Method and system for measurement using a telescopic gauge |
| GB2553226B (en) * | 2015-04-30 | 2021-03-31 | Halliburton Energy Services Inc | Remotely-powered casing-based intelligent completion assembly |
| MX2017012425A (es) | 2015-04-30 | 2018-01-26 | Halliburton Energy Services Inc | Ensamblaje de terminacion inteligente a base de tuberia de revestimiento. |
| CA3004260C (en) | 2015-12-16 | 2020-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral well sensing system |
| NO342779B1 (en) * | 2016-02-03 | 2018-08-06 | Ind Controls As | Apparatus and method for transferring information acoustically |
| NO342104B1 (en) * | 2016-02-03 | 2018-03-26 | Ind Controls As | Apparatus and method for monitoring conditions in a defined volume in a borehole |
| US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
| US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
| US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
| US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
| US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
| US11828172B2 (en) | 2016-08-30 | 2023-11-28 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes |
| US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
| US10487622B2 (en) * | 2017-04-27 | 2019-11-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Lock ring hold open device for frac sleeve |
| CA3078824C (en) | 2017-10-13 | 2022-08-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks |
| US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
| WO2019074658A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS WITH COMMUNICATIONS |
| US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
| AU2018347465B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
| CA3078686C (en) | 2017-10-13 | 2022-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications |
| CA3081792C (en) | 2017-11-17 | 2022-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
| US12000273B2 (en) | 2017-11-17 | 2024-06-04 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions |
| US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
| US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
| CA3086529C (en) | 2017-12-29 | 2022-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
| US11156081B2 (en) * | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
| AU2019217444C1 (en) | 2018-02-08 | 2022-01-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
| US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
| CN108798611B (zh) * | 2018-07-16 | 2023-10-31 | 物华能源科技有限公司 | 精准全方位控制无线级联通讯枪头测控装置 |
| US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
| US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
| CN110086138B (zh) * | 2019-04-24 | 2024-03-26 | 中国水利水电科学研究院 | 高水头平板闸门振动监测系统、线缆保护装置及布置方法 |
| RU2730105C1 (ru) * | 2019-11-01 | 2020-08-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Способ вертикального сейсмического профилирования |
| CN111322033A (zh) * | 2020-04-08 | 2020-06-23 | 黄淮学院 | 一种基于声音识别的井下阀门控制系统和方法 |
| CN113250681B (zh) * | 2021-04-30 | 2023-04-18 | 河南理工大学 | 一种基于光纤光栅传感器的煤层瓦斯压力检测装置及其使用方法 |
| CN114704250A (zh) * | 2022-03-28 | 2022-07-05 | 杭州丰禾石油科技有限公司 | 一种声波无线传输方法、装置、电子设备及存储介质 |
| CN115166819A (zh) * | 2022-07-26 | 2022-10-11 | 贵州大学 | 一种易回收的检波器安装结构及监测方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0773345A1 (en) * | 1995-11-07 | 1997-05-14 | Schlumberger Technology B.V. | A method of recovering data acquired and stored down a well, by an acoustic path, and apparatus for implementing the method |
| EP1193368A2 (en) * | 2000-10-02 | 2002-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Resonant acoustic transmitter apparatus and method for signal transmission |
| GB2374931A (en) * | 2001-04-24 | 2002-10-30 | Fmc Technologies | System for remote acoustic monitoring of condition of subsea wellhead tools and downhole equipment |
| US20030072218A1 (en) * | 1990-09-29 | 2003-04-17 | David B. Smith | Transmission of data in boreholes |
| US20040246141A1 (en) * | 2003-06-03 | 2004-12-09 | Tubel Paulo S. | Methods and apparatus for through tubing deployment, monitoring and operation of wireless systems |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3790930A (en) * | 1971-02-08 | 1974-02-05 | American Petroscience Corp | Telemetering system for oil wells |
| US4992997A (en) * | 1988-04-29 | 1991-02-12 | Atlantic Richfield Company | Stress wave telemetry system for drillstems and tubing strings |
| US5666658A (en) * | 1991-03-07 | 1997-09-09 | Recoton Corporation | Wireless signal transmission system, method and apparatus |
| US6614360B1 (en) * | 1995-01-12 | 2003-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers |
| US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
| US6070662A (en) * | 1998-08-18 | 2000-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes |
| US6108268A (en) * | 1998-01-12 | 2000-08-22 | The Regents Of The University Of California | Impedance matched joined drill pipe for improved acoustic transmission |
| US6679332B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
| US6715550B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
| US6321838B1 (en) * | 2000-05-17 | 2001-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for acoustic signaling in subterranean wells |
| US6697298B1 (en) * | 2000-10-02 | 2004-02-24 | Baker Hughes Incorporated | High efficiency acoustic transmitting system and method |
| US6896056B2 (en) * | 2001-06-01 | 2005-05-24 | Baker Hughes Incorporated | System and methods for detecting casing collars |
-
2003
- 2003-12-08 US US10/730,441 patent/US7257050B2/en active Active
-
2004
- 2004-12-06 CN CNB2004800364888A patent/CN100401098C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-06 BR BRPI0417396-1A patent/BRPI0417396A/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-12-06 AU AU2004297987A patent/AU2004297987B2/en not_active Ceased
- 2004-12-06 CA CA2547710A patent/CA2547710C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-06 WO PCT/US2004/040538 patent/WO2005057240A1/en active Application Filing
- 2004-12-06 EA EA200601122A patent/EA009357B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-12-06 EP EP04812955.5A patent/EP1697766B1/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-07-07 NO NO20063162A patent/NO20063162L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030072218A1 (en) * | 1990-09-29 | 2003-04-17 | David B. Smith | Transmission of data in boreholes |
| EP0773345A1 (en) * | 1995-11-07 | 1997-05-14 | Schlumberger Technology B.V. | A method of recovering data acquired and stored down a well, by an acoustic path, and apparatus for implementing the method |
| EP1193368A2 (en) * | 2000-10-02 | 2002-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Resonant acoustic transmitter apparatus and method for signal transmission |
| GB2374931A (en) * | 2001-04-24 | 2002-10-30 | Fmc Technologies | System for remote acoustic monitoring of condition of subsea wellhead tools and downhole equipment |
| US20040246141A1 (en) * | 2003-06-03 | 2004-12-09 | Tubel Paulo S. | Methods and apparatus for through tubing deployment, monitoring and operation of wireless systems |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485311C2 (ru) * | 2008-11-22 | 2013-06-20 | Карамай Дриллинг Текнолоджи Рисёрч Институт, Вестерн Дриллинг Инджиниринг Корпорейшн Оф Цнпц | Способ и система для передачи данных о стволе скважины |
| RU2658393C2 (ru) * | 2010-05-31 | 2018-06-21 | Веллтек А/С | Система контроля скважины |
| US10030500B2 (en) | 2010-05-31 | 2018-07-24 | Welltec A/S | Wellbore surveillance system |
| RU2607669C2 (ru) * | 2011-12-29 | 2017-01-10 | Веллтек А/С | Способ визуализации скважины |
| US10174603B2 (en) | 2011-12-29 | 2019-01-08 | Welltec A/S | Downhole visualisation method |
| RU2648770C2 (ru) * | 2013-07-11 | 2018-03-28 | Халлибертон Мэньюфэкчуринг Энд Сервисез Лимитед | Скважинное устройство, система и способ |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20050121253A1 (en) | 2005-06-09 |
| NO20063162L (no) | 2006-07-07 |
| AU2004297987B2 (en) | 2008-04-17 |
| EA200601122A1 (ru) | 2006-10-27 |
| CA2547710A1 (en) | 2005-06-23 |
| CN100401098C (zh) | 2008-07-09 |
| AU2004297987A1 (en) | 2005-06-23 |
| EP1697766B1 (en) | 2018-03-14 |
| WO2005057240A1 (en) | 2005-06-23 |
| US7257050B2 (en) | 2007-08-14 |
| CN1890582A (zh) | 2007-01-03 |
| BRPI0417396A (pt) | 2007-04-17 |
| CA2547710C (en) | 2014-05-20 |
| EP1697766A1 (en) | 2006-09-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009357B1 (ru) | Скважинный беспроводной датчик для передачи данных через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в реальном времени | |
| US11092000B2 (en) | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules comprising a crystal oscillator | |
| US6442105B1 (en) | Acoustic transmission system | |
| US6899178B2 (en) | Method and system for wireless communications for downhole applications | |
| US7990282B2 (en) | Borehole telemetry system | |
| CA2093899C (en) | Shut-in tools | |
| EP2003287A2 (en) | Casing data relay | |
| WO2015117060A1 (en) | Lower completion communication system integrity check | |
| US20120061095A1 (en) | Apparatus and Method For Remote Actuation of A Downhole Assembly | |
| WO1996024751A1 (en) | An acoustic transmisson system | |
| NO325157B1 (no) | Anordning for nedihulls styring av bronnverktoy i en produksjonsbronn | |
| US11236607B2 (en) | Real time downhole pressure and temperature sensor for retrofitting into producing wells | |
| US12098633B2 (en) | Method and system for automated multi-zone downhole closed loop reservoir testing | |
| US10801320B2 (en) | Methods and systems for downhole inductive coupling | |
| US20120112924A1 (en) | Systems and Methods for Providing a Wireless Power Provision and/or an Actuation of a Downhole Component | |
| RU2569390C1 (ru) | Скважинная установка с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений | |
| Kyle et al. | Acoustic telemetry for oilfield operations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |