NO20150378L - Fremgangsmåter og apparat for aktivering av et nedihulls-verktøy - Google Patents
Fremgangsmåter og apparat for aktivering av et nedihulls-verktøyInfo
- Publication number
- NO20150378L NO20150378L NO20150378A NO20150378A NO20150378L NO 20150378 L NO20150378 L NO 20150378L NO 20150378 A NO20150378 A NO 20150378A NO 20150378 A NO20150378 A NO 20150378A NO 20150378 L NO20150378 L NO 20150378L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- borehole
- tool
- wellbore
- sensor
- actuator
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 title claims abstract description 18
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 abstract description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 23
- 230000015654 memory Effects 0.000 description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 101100328086 Caenorhabditis elegans cla-1 gene Proteins 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000011022 operating instruction Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well
- E21B17/1021—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well with articulated arms or arcuate springs
- E21B17/1028—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well with articulated arms or arcuate springs with arcuate springs only, e.g. baskets with outwardly bowed strips for cementing operations
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B47/13—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 by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- 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
- E21B47/13—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 by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—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 by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/05—Flapper valves
-
- 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)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Percussive Tools And Related Accessories (AREA)
Abstract
Den aktuelle oppfinnelsen vedrører apparater og metoder for fjernaktivering av et brønnhullsverktøy. Ved et aspekt tilveiebringer den aktuelle oppfinnelsen et apparat for aktivering av et brønnhullsverktøy i et borehull, der brønnhullsverktøyet har aktiverte og inaktiverte posisjoner. Apparatet innbefatter en aktuator for bruk av brønnhullsverktøyet mellom den aktiverte og inaktiverte posisjonen; en regulator for aktivering av aktuatoren, og en sensor for påvisning av en tilstand i borehullet, den påviste tilstanden overføres til regulatoren som derved får aktuatoren til å drive brønnhullsverktøyet. I en utførelse blir tilstandene i borehullet generert ved overflaten, noe som senere påvises i borehullet. Disse tilstandene innbefatter endringer i trykk, temperatur, vibrasjon, eller strømningsmengde. I en annen utførelse kan et fiberoptisk signal overføres gjennom borehullet til sensoren. I nok en annen utførelse utløses en radiofrekvenstagg i borehullet for påvisning av sensoren.
Description
BAKGRUNNSOPPLYSNINGER FOR OPPFINNELSEN
Oppfinnelsens bruksområde
[0001]Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt bruk av et brønnhullsverktøy. Spesielt vedrører den aktuelle oppfinnelsen apparater og metoder for fjernaktivering av et brønnhullsverktøy. Mer spesielt vedrører den aktuelle oppfinnelsen relatert til apparater og metoder for aktivering av et brønnhullsverktøy på basis av en overvåket tilstand av borehullet.
Relatert beskrivelse
[0002]Under boringen av olje- og gassbrønner dannes et borehull ved bruk av en borekran som er presset nedover ved en lavere ende av en borestreng. Etter boringen til en forhåndsdefinert dybde fjernes borestrengen og borekrona og borehullet fores med en foringsrørstreng. Et ringformet område dannes således mellom foringsrørstrengen og formasjonen. En sementeringsoperasjon utføres deretter for å fylle det ringformede området med sement. Kombinasjonen av sementen og foringen styrker borehullet og forenkler isolasjonen av bestemte områder av formasjonen bak foringen for produksjonen av hydrokarboner.
[0003]Det er vanlig å bruke mer enn en foringsrørstreng i et borehull. I denne for-bindelsen settes en første foringsrørstreng i borehullet når brønnen er boret til en første angitt dybde. Den første foringsrørstrengen henges fra overflaten og deretter kjøres sement inn i ringrommet bak foringen. Brønnen bores deretter til en andre forhåndsdefinert dybde og en andre foringsrørstreng, eller et forlengingsrør, blir så kjørt ned i brønnen. Dersom det brukes et forlengingsrør settes forlengings-røret til en dybde slik at den øvre delen av forlengingsrøret overlapper den nedre delen av den første foringsrørstrengen. Forlengingsrøret blir deretter festet eller " hengt fra" den eksisterende foringen. En foring henges fra overflaten og er anordnet konsentrisk med den første foringsrørstrengen. Deretter blir foringen eller forlengingsrøret også sementert. Denne prosessen blir vanligvis gjentatt med ytterligere foringer eller forlengingsrør inntil brønnen har nådd den totale dybden. På denne måten blir brønner typisk dannet med to eller flere foringsrørstrenger med en jevnt avtagende diameter.
[0004]I prosessen for å danne et borehull er det noen ganger ønskelig å bruke forskjellige utløsermekanismer. Utløsningsmekanismene blir vanligvis senket eller utløst inne i borehullet for å drive et brønnhullsverktøy. Utløsermekanismen lander vanligvis på en festeplate på brønnhullsverktøyet som derved bevirker at brønn-hullsverktøyet drives på en forhåndsbestemt måte. Eksempler på utløser-mekanismemekanismer innbefatter blant annet kuler, plugger og utløsnings-plugger.
[0005]Utløsermekanismene brukes vanligvis i løpet av sementeringsoperasjoner for en foring eller forlengingsrør. Sementeringsprosessen involverer bruken av av-strykningsplugger og utløsningsplugger for borerør. En avstrykningsplugg for for-lengingsrøret ligger vanligvis på toppen av forlengingsrøret og senkes inn i borehullet med forlengingsrøret ved bunnen av en overhalingsstreng. Avstrykningspluggen for forlengingsrøret definerer vanligvis en avlang elastomerisk kropp som brukes for å skille væsker som er pumpet inn i borehullet. Pluggen har radiale av-strykere for å ta kontakt med strykeren og innsiden av forlengingsrøret idet pluggen beveger seg ned forlengingsrøret. Avstrykningspluggen for forlengings-røret har en sylindrisk indre diameter for å tillate gjennomløp av væsker.
[0006]Generelt sett blir utløsermekanismen utløst fra et sementeringshode-apparat ved toppen av borehullet. Sementeringshodet innbefatter vanligvis et apparat for utløsningspluggen som det noen ganger blir henvist til som en pluggdryppbeholder. Pluggdryppbeholderen er innarbeidet inn i sementeringshodet over borehullet.
[0007]Etter at et tilstrekkelig volum av sirkulasjonsvæsker eller sement har blitt plassert inne i borehullet, plasseres det ut en utpumpingsplugg eller utløsnings-plugg for borerøret. Utløsningspluggen pumpes inn i overhalingsstrengen ved hjelp av boreslam, sement eller andre forskyvningsvæsker. Idet utløsningspluggen beveger seg nedover i brønnhullet plasserer den seg mot avstrykningspluggen til forlengingsrøret og lukker av den interne boringen gjennom avstrykningspluggen til forlengingsrøret. Hydraulisk trykk over utløsningspluggen presser utløsnings-pluggen og avstrykningspluggen fra bunnen av overhalingsstrengen og pumper utløsningspluggen og avstrykningspluggen sammen ned forlengingsrøret. Dette bevirker sirkulasjonsvæsken eller sementen som er foran avstrykningspluggen og utløsningspluggen, til å bevege seg ned forlengingsrøret og ut inn i ringrommet til forlengingsrøret.
[0008]En annen vanlig komponent til et sementeringshode eller annet væske-sirkulasjonssystem er en ballutløsningsenhet som slipper en ball ned i rør-strengen. Dette kan ha flere hensikter. For eksempel kan kulen utløses på en festeplate som ligger i borehullet for å lukke av borehullet. Forsegling av borehullet tillater trykk å bygges opp for å aktivere et brønnhullsverktøy, så som en tetning, forlengingsrøroppheng, senkeverktøy eller en ventil. Ballen kan også utløses for å kutte en pinne for å drive et brønnhullsverktøy. Baller anvendes også i sementeringsoperasjoner for å avlede strømningen av sement i løpet av igangsatte sementeringsoperasjoner. Baller er også brukt for å konvertere flottørutstyr.
[0009]Det er flere ulemper beheftet ved å bruke utløsermekanismer slik som en ball. Fordi utløsermekanismen må bevege seg eller holdes innenfor en streng eller sementeringshode, dikterer for eksempel innerdiameterne til kjørestrengen eller sementeringshodet diameteren til utløsermekanismen. Siden utløsermekanismen er lagd for å havne i brønnhullsverktøyet, er innerdiameteren på brønnhulls-verktøyet på sin side begrenset av størrelsen på utløsemekanismen. Begrens-ninger på borestørrelsen til brønnhullsverktøyet er en ulempe for effektiviteten til brønnhullsverktøyet. Brønnhullsverktøy som har en større innerdiameter er fore-trukket på grunn av den større evnen til å redusere pumpetrykk på formasjonen og forhindre at verktøyet tilstoppes med borestøv i brønnvæskene.
[0010]En annen ulempe med utløsermekanismer er pålitelighet. I noen tilfeller plasserer ikke utløsemekanismen seg sikkert i brønnhullsverktøyet. Det har også blitt observert at utløsermekanismen ikke når brønnhullsverktøyet på grunn av blokkeringer. I disse tilfellene medfører dette at brønnhullsverktøyet ikke utfører sin bestemte operasjon, noe som dermed øker dødtid og kostnader.
[0011]Videre bruker vanligvis sementeringsverktøy mekaniske eller hydrauliske aktiveringsmetoder som ikke kan gi tilstrekkelig tilbakemelding om tilstanden i borehullet eller sementplassering. For mange sementeringsverktøy utløses eller pumpes kuler, konuser, eller sylindere ned i røret for å aktivere verktøyene fysisk. Sementeringsoperasjoner kan forsinkes når utløsermekanismen senkes ned i borehullet. I tillegg er trykkøkninger som overvåkes fra overflaten, vanligvis den eneste indikasjonen på at et verktøy har blitt aktivert. Informasjon for å bestemme tilstanden av verktøyet, posisjon, eller riktig drift er ikke tilgjengelig. I tillegg er ikke beliggenheten av sementblandingen direkte kjent. Sementblandingens posisjon er vanligvis et overslag basert på volumkalkulasjoner. Fortiden finnes det ingen andre tilbakemeldinger enn trykkindikasjoner som kan angi sementhøyde eller plassering i røret.
[0012]Det er derfor et behov for et apparat og en metode for fjernaktivering av et brønnhullsverktøy. Videre er det et behov for et apparat og en metode for å fjernaktivere en flottørventil. Det eksisterer også et behov for et apparat og en metode for å aktivere en sentreringsenhet. Det er også et behov for et apparat og en metode for å overvåke brønnhullsvilkår mens man kjører en foring eller under sementering. Det er fremdeles et behov for et apparat og en metode for bestemm-else av sementplassering i borehullet.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0013]Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt drift av et brønnhullsverktøy. Spesielt vedrører foreliggende oppfinnelse et apparat og en metode for fjernaktivering av et brønnhullsverktøy.
[0014]Ved et aspekt forsyner den aktuelle oppfinnelsen et apparat for aktivering av et brønnhullsverktøy i et borehull hvor brønnhullsverktøyet har en aktivert og inaktivert posisjon. Apparatet innbefatter en aktuatorfor drift av brønnhulls-verktøyet mellom den aktiverte og inaktiverte posisjonen, en regulator for aktivering av aktuatoren samt en sensor for påvisning av en tilstand i borehullet, den påviste tilstanden er overført til regulatoren, noe som derved forårsaker at aktuatoren driver brønnhullsverktøyet. I en utførelse genereres tilstander i borehullet ved overflaten, som senere kan påvises nede i borehullet. Disse tilstandene innbefatter forandringer i trykk, temperatur, vibrasjon eller strømningsmengde. I en annen utførelse kan et fiberoptisk signal overføres til sensoren i borehullet. I nok en annen utførelse utløses en radiofrekvenstagg i borehullet for påvisning av sensoren.
[0015]Ved et annet aspekt kan regulatoren innrettes for å aktivere et verktøy på basis av de målte tilstandene i borehullet som ikke er generert ved overflaten. For eksempel kan regulatoren programmeres til å aktivere et verktøy ved en forhåndsbestemt dybde som styres av det hydrostatiske trykket. Regulatoren kan på hensiktsmessig måte innrettes for å aktivere verktøyet på basis av andre målte tilstander i borehullet så som temperatur, væsketetthet og tilstander i borehullet som berettiger verktøyaktivering.
[0016]Ved et annet aspekt tilveiebringer den aktuelle oppfinnelsen en metode for aktivering av et brønnhullsverktøy. Metoden innbefatter det å generere en tilstand i borehullet som påviser tilstanden og signaliserer den påviste tilstanden. En aktuator er deretter aktivert på basis av den påviste tilstanden for å aktivere brønn-hullsverktøyet mellom en utløst og passiv posisjon.
[0017]Ved nok et aspekt tilveiebringer den aktuelle oppfinnelsen en metode for fjernaktivering av et brønnhullsverktøy. Metoden innbefatter det å forsyne brønn-hullsverktøyet med en radiofrekvenstaggleser og å kringkaste et signal. Deretter blir en radiofrekvenstagg posisjonert i nærheten av brønnhullsverktøyet for å motta og generere et reflektert signal. Taggen kan føres inn i og pumpes ned i borehullet. I en utførelse er taggen anordnet på en bærer, slik som en utløser-mekanisme eller sementeringsapparat, og pumpet inn i borehullet. Deretter blir brønnhullsverktøyet aktivert i henhold til det reflekterte signalet.
[0018]I en annen utførelse kan sensoren innrettes for å detektere anordninger i borehullet, så som sementeringsplugger og utløsningsplugger som er pumpet forbi verktøyet. Således kan regulatoren programmeres til å starte aktivering på basis av tilstedeværelsen av den påviste anordningen. For eksempel kan et verktøy være utstyrt med sensorer for å akustisk eller vibrasjonsmessig påvise passering av en sementeringsutløsningsplugg, noe som forårsaker at regulatoren aktiverer verktøyet.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0019]For å vise hvordan de ovenstående egenskapene for den aktuelle oppfinnelsen kan forstås i detalj er det i det følgende gitt en mer nøyaktig beskrivelse av oppfinnelsen, som er kort sammenfattet ovenfor, under henvisning til ut-førelsene, idet noen av disse er illustrert i de vedlagte tegningene. Det bemerkes imidlertid at de vedlagte tegningene kun illustrerer typiske utførelser for denne oppfinnelsen og derfor ikke bør anses som en begrensning av oppfinnelsens beskyttelsesomfang idet oppfinnelsen kan inkludere andre og like effektive utførelser.
[0020]Figur 1 gir et tverssnittsriss av en fjernaktivert flottørventil i henhold til en utførelse for den aktuelle oppfinnelsen.
[0021]Figur 2 er et skjematisk riss over en fjernaktivert flottørventilsammenstilling som er anordnet på et bor med foringssammenstilling.
[0022]Figur 3 er et overblikk over en fjernaktivert sentreringsenhet i en inaktivert posisjon.
[0023]Figur 4 er et riss over sentreringsenheten i figur 3 i den aktiverte posisjonen.
[0024]Figur 5 er et tverrsnittsriss av et fjernaktivert strømningskontrollapparat.
Figur 5 viser også en radiofrekvenstagg som beveger seg i borehullet.
[0025]Figur 6 er et tverrsnittsriss av en instrumentert hylse anordnet på et beslagsstykke.
[0026]Figur 7 er et delvis tverrsnittsriss av et fjernaktivert strømningskontroll-apparat anordnet i et bekledd borehull.
[0027]Figur 8 er et tverrsnittsriss av en fjernaktivert flottørventil aktivert av en plugg.
DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSEN
[ 0028] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt drift av et brønnhullsverktøy. Spesielt vedrører den aktuelle oppfinnelsen et apparat og en metode for fjernaktivering av et brønnhullsverktøy. I et aspekt tilveiebringer den aktuelle oppfinnelsen en sensor, en regulator samt en aktuator for aktivering av brønnhulls-verktøyet. Sensoren er innrettet for å overvåke, detektere eller måle tilstander i borehullet. Sensoren kan overføre de detekterte tilstandene til regulatoren, som er innrettet for å drive brønnhullsverktøyet i henhold til en forhåndsbestemt styrekrets for brønnhullsverktøyet.
FJERNAKTIVERT FLOTTØRVENTILSAMMENSTILLING
[0029]Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av en fjernaktiverbar flottørventil-sammenstilling 100 i henhold til en utførelse av den aktuelle oppfinnelsen. Som vist er flottørventilen 10 anordnet i en nedre flottørsko 20. Flottørskoen 20 kan være montert som en del av flottørskoen. I tillegg kan flottørventilen 20 koples direkte til flottørskoen. I en utførelse brukes sement 30 for å montere flottør-ventilen 10 til flottørskoen 20. Flottørventilen 10 kan også monteres ved hjelp av en plastisk masse, epoksy eller andre materialer kjent av en person som er erfaren i bransjen. Videre er det tenkt at flottørventilen 10 kan monteres direkte på flottørskoen 20. Flottørventilen 10 definerer et bor 35 derigjennom for væske-overføring over og under flottørventilen 10. En plate 40 kan brukes for å regulere væskestrømmen gjennom boret 35.
[0030]Ved et aspekt er flottørventilen 10 tilpasset for fjernaktivering. I figur 1 innbefatter flottørventilen 10 en aktuator 45 for å aktivere platen 40. En typisk aktuator 45 innbefatter en lineær aktuator 45 som er innrettet for å åpne eller lukke platen 40. Flottørventilen 10 er også utstyrt med en eller flere sensorer 55 og en regulator 50 for å aktivere aktuatoren 45. Sensorene 55 kan omfatte enhver kombinasjon av passende sensorer, slik som akustisk, elektromagnetisk, strømningsmengde, trykk, vibrasjon, temperatursignalomformer og radiomottaker.
I tillegg kan et signal overføres gjennom en fiberoptisk kabel til sensoren 55. Data mottatt eller målt av sensorene 55 kan overføres til regulatoren 50.
[0031]Regulatoren 50, eller ventilstyringskretsen kan være ethvert passende kretssystem for å uavhengig styre flottørventilen 50 ved å aktivere aktuatoren 45 i henhold til en forhåndsbestemt ventilstyringssekvens. Regulatoren 50 omfatter en mikroprosessor som står i kommunikasjon med et minne. Mikroprosessoren kan være enhver passende type mikroprosessor konfigurert til å utføre ventilstyringssekvensen. I en annen utførelse kan regulatoren 50 også inkludere et kretssystem for trådløs kommunikasjon av data fra sensorene 55.
[0032]Minnet kan være internt eller eksternt for mikroprosessoren og kan være enhver passende type minne. For eksempel kan minnet være et batteristøttet flyktig minne eller et ikke-flyktig minne, slik som et engangsprogrammerbart minne eller et flash-minne. Videre kan minnet være enhver kombinasjon av passende eksterne eller interne minner.
[0033]Minnet kan lagre en ventilstyringssekvens og en datalogg. Dataloggen kan lagre data lest fra sensorene 55. For eksempel, etter drift av ventilen 10 kan dataloggen lastes opp fra minnet og forsyne en operatør med verdifull informasjon an-gående driftsvilkår. Ventilstyringssekvensen kan lagres i ethvert format som er egnet for utførelse av mikroprosessoren. For eksempel kan ventilstyringssekvensen lagres som utførbare programinstruksjoner. For noen utførelser kan ventilstyringssekvensen genereres på en datamaskin ved bruk av passende programmeringsverktøy eller redigeringsprogramvare (editor).
[0034]Flottørventilen 10 kan også innbefatte et batteri 60 som forsyner strøm til regulatoren 50, sensoren 55, og aktuatoren 45. Batteriet 60 kan være et internt eller eksternt batteri. I en annen utførelse kan komponentene 45, 50, 55 dele eller være individuelt utstyrt med hvert sitt batteri 60.
[0035]Ved et annet aspekt kan flottørventilen 10 og komponentene 45, 50, 55, 60 være tilvirket av et borbart materiale. Videre bør det bemerkes at komponentene 45, 50, 66, 60 kan bli forlenget med temperaturkomponenter passende for bruk i brønnhull (brønnhulltemperaturer kan komme opp i eller overskride 150 °C).
[0036]I bruk er den nedre flottørskoen 20 og flottørventilen 10 installert som en del av et forlengingsrør (eller foring) og flottørskosammenstilling for sementeringsoperasjoner. Flottørventilen 10 senkes ned i borehullet i den automatiske opp-fyllingsposisjonen, noe som derved tillater at borehullvæsker kommer inn i for-lengingsrøret (eller foringen) og forenkler senkingen av forlengingsrøret (eller foringen). Ved et punkt i løpet av sementeringsoperasjonen kan flottørventilen 10 åpnes eller lukkes. Et signal, slik som en økning i trykk eller et forhåndsdefinert trykkmønster, kan sendes fra overflaten til sensoren 55. Økningen i trykk kan påvises av sensoren 55 som igjen sender et signal til regulatoren 50. Regulatoren 50 kan behandle signalet fra sensoren 55 og aktivere aktuatoren 45, som derved lukker platen 40.
[0037]Utførelsen av den aktuelle oppfinnelsen kan også benyttes i boring med foringsrøroperasjon. I en utførelse erflottørventilsammenstillingen 100 anordnet
på et foringsrør 80 som har en boresammenstilling 70, som illustrert i figur 2. Boresammenstillingen 70 kan roteres for å forlenge borehullet 85. Under boring holdes platen 40 i den automatiske fylleposisjon, noe som derved tillater borevæskene fra overflaten å gå ut av boresammenstillingen 70. Signaler kan sendes til flottør-ventilen for å åpne eller lukke platen når som helst under drift. Det bør bemerkes at sensoren 55 også kan innrettes for å drive aktuatoren 45 på basis av de detekterte tilstandene i borehullet uten avvik fra aspekter av den aktuelle oppfinnelsen. For eksempel kan sensoren innrettes for å påvise tilstedeværelsen av andre anordninger, slik som en sementeringsplugg eller utløsningsplugg, ved å detektere akustiske eller vibrasjonsmessige forandringer.
[0038]Det bør bemerkes at det i enkelte utførelser av den aktuelle oppfinnelsen bør brukes en type aktuator eller aktuatormekanisme kjent av en person som erfaren i bransjen for å aktivere verktøyet. Eksempler innbefatter en elektronisk drevet magnetspole, en motor, og et rotasjonsdrivverk. Ytterligere eksempler innbefatter en kuttbar membran som tillater trykk å komme inn i kammeret for å iverksette aktivering når den er kuttet. Regulatoren kan også programmeres til å utløse et kjemikalie for å løse opp et stoff for å føre trykk inn i et kammer slik at verktøyet aktiveres.
[0039]Fordeler med den aktuelle oppfinnelsen innbefatter drift av flottørventilen til enhver tid når brønnstyringsproblemer oppstår. En fjernaktivert flottørventil øker borestørrelsen fordi den ikke er begrenset av størrelsen til en utløsermekanisme, hvilket derved øker flottørventilens kapasitet til å redusere overspenningstrykk på brønndannelser. Økningen i borestørrelsen vil også redusere muligheten for til-stopping forårsaket av rester. I tillegg kan kostnadsbesparelser ved redusert rigg-tid oppnås. For eksempel kan en fjernaktivert ventil eliminere behovet for å vente til en utløsermekanisme faller eller pumpes til flottørventilen.
FJERNAKTIVERT SENTRERINGSENHET
[0040]Ved et annet aspekt tilveiebringer den aktuelle oppfinnelsen en fjernaktivert sentreringsenhet og metoder for drift av det samme. Figur 3 viser en fjernaktivert sentreringsenhet 300 installert på en foringsrørstreng 310. Som vist er sentreringsenhetsammenstillingen 300 i uaktivert posisjon. Sammenstillingen 300 kan brukes sammen med konvensjonelle boreapplikasjoner eller boring med foringsrørapplikasjoner. Det bør bemerkes at sentreringsenhetsammenstillingen 300 kan også installeres på andre typer av rørformede borehull, slik som borerør og forlengingsrør.
[0041]Sentreringsenhetssammenstillingen 300 innbefatter en sentreringsenhet 320 anordnet på en monteringsovergang 315. Som vist er sentreringsenheten 320 en buefjærformet sentreringsenhet. I en utførelse innbefatter sentreringsenheten 320 en første krage 321 og en andre krage 322 som er bevegelig anordnet rundt monteringsovergangen 315. Sentreringsenheten 320 innbefatter også et stort antall buefjærer 325 som er radialt anordnet rundt kragene 321, 322 og koplet dertil. Spesielt er endene av buefjærene 325 koplet til kragene 321, 322 og stilt utover. Når kragene 321, 322 er plassert nærmere sammen, bøyes buefjærene 325 utover og utvider den ytre diameteren av sentreringsenheten 320. En passende sentreringsenhet for bruk med den aktuelle oppfinnelsen er kunngjort i US patent nr. 5,575,333 utstedt til Urette, et al.
[0042]Sammenstillingen 300 innbefatter også en hylse 330 anordnet ved sentreringsenheten 320. Hylsen 330 innbefatter en aktuator 345 for aktivering av sentreringsenheten 320. En passende aktuator 345 innbefatter en lineær aktuator tilpasset for å utvide eller trekke sammen sentreringsenheten 320. I en utførelse er hylsen 330 fast koplet til monteringsovergangen 315. Sentreringsenheten 320 er plassert ved hylsen 330 slik at den første kragen 321 er nærmere hylsen 330 og koplet til aktuatoren 345, mens den andre kragen 322 ligger an mot (eller er inn-ordnet i nærheten av) et anker 317 på monteringsovergangen 315.
[0043]Sammenstillingen innbefatter også en sensor 355, regulator 350 og et batteri 360 for drift av aktuatoren 345. Sensoren 55, regulatoren 50 og batteriet 60 som er montert på flottørventilsammenstillingen 100 kan innrettes for å fjernbetjene sentreringsenheten 320. Spesielt kan regulatoren 350 eller sentrerings-styringskretsen være av enhver type kretssystem for å uavhengig styre sentreringsenheten ved aktivering av aktuatoren 345 i henhold til en forhåndsdefinert kontrollsekvens for sentreringsenheten. Regulatoren 350 omfatter en mikroprosessor som står i kommunikasjon med minnet. Sensorene 355 kan omfatte en kombinasjon av passende sensorer, slik som akustiske, elektromagnetiske, strømningsmengde, trykk, vibrasjon, temperatursignalomformer og radiomottakersensorer. I tillegg kan et signal bli overført gjennom en fiberoptisk kabel til sensoren 355. Fortrinnsvis er komponentene 350, 355, 360 montert til hylsen 330 slik at hylsen 330 kan beskytte komponentene 350, 355, 360 fra brønnhullsmiljøet.
[0044]Under bruk anordnes sentreringsenheten 320 på en boring med forings-rørsammenstilling og senkes ned i borehullet i en inaktivert posisjon som vist i figur 3. Sentreringsenheten 320 kan aktiveres når som helst i løpet av driften. Et signal, slik som en økning i trykk eller et forhåndsbestemt trykkmønster, kan sendes fra overflaten til sensoren 355. Etter påvisning av forandring i trykk kan sensoren 355 igjen sende et signal til regulatoren 350. Etter behandling av signalet kan regulatoren 350 aktivere aktuatoren 345, som derved aktiverer sentreringsenheten 320. Det er forstått at sensoren kan innrettes for å påvise andre forandringer i borehullet som er kjent av en person som er erfaren i bransjen. For eksempel kan sensoren detektere akustiske forandringer i borehullet som skyldes andre mekanismer som har blitt pumpet forbi sentreringsenheten.
[0045]Spesielt når regulatoren 350 mottar signalet til å aktivere sentreringsenheten 320, forårsaker aktuatoren 345 at den første kragen 321 flyttes nærmere til den andre kragen 322. Som et resultat blir buefjærene 325 sammentrykket og bevirket til å bøyes utover i kontakt med borehullet, som illustrert i figur 4. På denne måten kan sentreringsenheten 320 når som helst aktiveres til å sentrere foringsrøret. Det må bemerkes at aspekter av den aktuelle oppfinnelsen er like anvendelige for et konvensjonelt forlengingsrør eller foringsrøroperasjoner.
[0046]Fordeler med den aktuelle oppfinnelsen innbefatter forsyning av en fjernaktiverbar sentreringsenhet. Sentreringsenheten kan når som helst utvides eller trekkes sammen for å passere borehullinnsnevringer eller for å effektivt sentrere foringsrøret i borehullet. I tillegg kan den fjernaktiverte foringsrørsentrerings-enheten gi større sentreringsstyrke i etterborede hull. I etterborede hull kan sentreringsenheten bli aktivert for å øke sentreringstrykket over trykk som er generert av tradisjonelle buefjærsentreringsenheter
FJERNAKTIVERTE STRØMNINGSREGULERINGSAPPARAT
[0047]Ved et annet aspekt forsyner den aktuelle oppfinnelsen et fjernaktivert strømningsreguleringsapparat 500 og metoder for drift av det samme. Figur 5 viser et fjernaktivert strømningsreguleringsapparat 500. Bruk av strømningsregulerings-apparat 500 innbefatter bruk av en del av et avlederapparat for foringsrør-sirkulasjon, arrangert sementeringsapparat eller andre væskestrømregulerings-apparat for brønnhull kjent av en person som er erfaren i bransjen.
[0048]Som vist i figur 5 innbefatter strømningsreguleringsapparatet 500 en kropp 505 som omfatter en boring 510 derigjennom. Kroppen 505 kan omfatte en øvre overgang 521, en nedre overgang 522, og en skyvbar hylse 525 anordnet deri-mellom. De øvre og nedre overgangene 521, 522 kan innbefatte rørformede koplinger for tilkopling til en eller flere rørformede borehull. En serie med omløps-porter 515 er dannet i kroppen 505 for væskeoverføring mellom innsiden og utsiden av apparatet 500. En eller flere segl 530 er forsynt for å forhindre lekkasje mellom hylsen 525 og overgangene 521, 522. Den skyvbare hylsen 525 kan tilpasses for å fjernbetjene åpne eller lukke omløpsportene 515 for væskeoverføring.
[0049]I en utførelse innbefatter apparatet 500 en aktuator for aktivering av den skyvbare hylsen 525. En passende aktuator 545 innbefatter en lineær aktuator som er innrettet for å aksialt flytte den skyvbare hylsen 525. Strømnings-reguleringsapparatet innbefatter en sensor 555, en regulator 550 samt et batteri 560 for drift av aktuatoren 545. Oppsettet av sensoren 55, regulatoren 50, og batteriet 60 for flottørventilsammenstilling 100 kan innrettes for å fjernstyre strømningsreguleringsapparatet 500. Spesielt kan regulatoren 550, eller strømningsreguleringskretsen være et passende kretssystem for å uavhengig regulere strømningsreguleringsapparatet ved aktivering av aktuatoren 545 i henhold til en forhåndsdefinert strømreguleringssekvens. Regulatoren 550 omfatter en mikroprosessor som står i kommunikasjon med minnet. Sensorene 555 kan omfatte enhver kombinasjon av passende sensorer, slik som akustiske, elektromagnetiske, strømningsmengde, trykk, vibrasjon, temperatursignalomformer og radiomottakersensorer. I tillegg kan et signal overføres gjennom en fiberoptisk kabel til sensoren 555. Sensoren 555 kan konfigureres til å motta signaler i boringen til apparatet 500. Derfor kan et signal som er overført fra overflaten mottas av sensoren 555 og behandles av regulatoren 550.
[0050]I bruk kan strømningsreguleringsapparatet 500 monteres som en del av avledningsverktøyet for foringsrørsirkulasjon. Apparatet 500 kan senkes inn i borehullet i den åpne posisjonen som vist i figur 5. For å lukke omløpsportene 525 kan et signal sendes fra overflaten til sensoren 555. For eksempel kan et forhåndsdefinert strømningsreguleringsmønster, slik som en repeterende kvadratbølge med en amplitude på 0 til 447 l/min<1>og med en periode på ett minutt, produseres ved overflaten. Denne forandringen i strømningsmengde kan påvises ved sensoren 555 og gjenkjennes av regulatoren 550. På sin side kan regulatoren 550 aktivere aktuatoren 545 for å flytte den skyvbare hylsen 525, som derved lukker omløpsportene 515. Det forstås at regulatoren 550 kan innrettes for å delvis åpne eller lukke omløpsportene 515 for å regulere strømningsmengden derigjennom.
[0051]Fordeler med den aktuelle oppfinnelsen innbefatter forsyning av et fjern-aktiverbart strømningsreguleringsapparat. Omløpsportene for strømnings-reguleringsapparatet kan når som helst åpnes eller lukkes for å regulere væske-strømning derigjennom. I tillegg kan det fjernaktiverte strømningsregulerings-apparatet åpnes og lukkes gjentatte ganger for å gi større og økt anvendelses-område av apparatet. I tillegg vil apparatets maksimale borestørrelse ikke bli begrenset av størrelsen på utløsemekanismen. I tillegg til den skyvbare hylsetypen til strømningsreguleringsapparatet vist i figur 5 er utførelser av den aktuelle oppfinnelsen like anvendelige for å fjernaktivere andre typer strømningsregulerings-apparat kjent av en erfaren person i bransjen.
FJERNAKTIVERT INSTRUMENTERT KRAGE
[0052]Ved et annet aspekt forsyner den aktuelle oppfinnelsen en fjernaktivert instrumentert krage som er i stand til å måle forhold i brønnhullet. Den instrumenterte kragen kan koples til et foringsrør, forlengingsrør eller andre rørformede borehull for å forsyne røret med et apparat for anskaffelse av informasjon i brønn-hullet og overføring av den anskaffede informasjonen.
[0053]I en utførelse kan den instrumenterte kragen 600 være koplet til et beslagsstykke 605 for å overvåke sementplasseringen eller trykket i brønnhullet.
Figur 6 illustrerer et eksemplarisk beslagsstykke 605 som har en instrumentert krage 600 koplet dertil. Den instrumenterte kragen 600 er anordnet nedstrøms fra en flottørventil 610 som regulerer væskestrømning i beslagsstykket 605. Det er forstått at den instrumenterte kragen 600 også kan plasseres oppstrøms for flottør-ventilen 610.
[0054]Den instrumenterte kragen 600 omfatter et rørformet kammer 615 som har en driftshylse 620 som er bevegelig anordnet deri. Et vakuumkammer 625 er dannet mellom driftshylsen 620 og det rørformede kammeret 615. Vakuumkammeret 625 er væskeforseglet av en eller flere tetningsorganer 630. I en ut-førelse er tetningsorganene 630 anordnet i et spor 635 mellom driftshylsen 620 og kammeret 615. Når driftshylsen 620 blir bevirket til å beveges aksialt langs kammeret 615, vil tetningen mellom driftshylsen 620 og kammeret 615 brytes. På denne måten kan væsken i kammeret 615 fylle vakuumkammeret 625, noe som derved produserer en negativ trykkpuls som kan påvises ved overflaten.
[0055]Driftshylsen 620 kan aktiveres ved en aktuator 645 koplet dertil. Aktuatoren 645 kan fjernaktiveres ved å sende et signal til en sensor 655 i kammeret 615. På sin side kan sensoren 655 overføre signalet til en regulator 650 for behandling og aktivering av aktuatoren 645. En typisk aktuator 645 kan være en lineær aktuator som er innrettet for å flytte driftshylsen 620. Regulator 650, eller hylsereguleringsenheten kan være ethvert passende kretssystem for å uavhengig regulere driftshylsen 620 ved aktivering av driftshylsen 620 i henhold til en forhåndsdefinert hylsereguleringssekvens. Regulatoren 650 kan omfatte en mikroprosessor og et minne. Alternativt kan regulatoren 650 være utstyrt med en sender for å overføre et signal til overflaten for å overføre informasjon om tilstanden i brønnhullet. Overføring av informasjon kan være uavbrutt eller en engangs-hendelse. Passende telemetrimetoder innbefatter trykkpulser, fiberoptisk kabel, akustiske signaler, radiosignaler og elektromagnetiske signaler.
[0056]Sensorene 655 kan omfatte en kombinasjon av egnede sensorer, slik som akustiske, elektromagnetiske, strømningsmengde, trykk, vibrasjon, temperatursignalomformer, og radiomottakersensorer. Slik kan sensoren 655 konfigureres til å overvåke tilstander i brønnhullet, innbefattet; strømningsmengde, trykk, temperatur, ledeevne, vibrasjon eller akustikk. I en annen utførelse kan sensoren 655 omfatte en signalomformer for å overføre passende signal til regulatoren 650. Fortrinnsvis er disse instrumentene lagd av et borbart materiale eller et materiale i stand til å motstå tilstander i brønnhullet slik som høy temperatur og trykk.
[0057]I drift kan den instrumenterte kragen 600 til den aktuelle oppfinnelsen brukes for å bestemme sementbeliggenhet. I en utførelse er sensoren 655 en temperatursensor. Fordi sement er eksotermisk kan sensoren 655 påvise en økning i temperatur idet sementen ankommer eller når sementen passerer. Forandringen i temperatur overføres til regulatoren 650, som aktiverer aktuatoren 645 i henhold til den forhåndsdefinerte hylsereguleringskretsen. Aktuatoren 645 flytter driftshylsen 620 relativt til forseglingsleddene 630, som derved ødelegger seglet mellom driftshylsen 620 og kammeret 615. Som et resultat fyller væsken i kammeret 615 opp vakuumkammeret 625, som derved forårsaker en negativ trykkpuls som er påvist ved overflaten. På denne måten kan et beslagstykke 605 utstyres med en instrumentert krage 600 for å måle eller overvåke forholdene i brønnhullet.
[0058]I en utførelse kan sensoren 655 være en trykksensor. Fordi sement har en annen tetthet enn forskyvningsvæske, kan en forandring i trykk forårsaket av sementen påvises. Andre typer sensorer 655 innbefatter sensorer for måling av ledeevne for å bestemme om sement ligger nære ved kragen. Ved overvåking av den passende tilstanden kan plasseringen av sementen i røret overføres til overflaten og konstateres, for å forsikre at sementen er riktig plassert.
[0059]Ved et annet aspekt kan den instrumenterte kragen 600 brukes for å for-enkle foringsrør i drift. I en utførelse kan sensoren 655 se etter usedvanlig store brønnhullstrykk som forårsakes av kjøring av foringsrøret inn i brønnhullet. Sensoren kan detektere og kommunisere det overdrevne trykket til overflaten som derved iverksetter passende tiltak (slik som redusering av driftsfart) som må gjøres for å unngå skade på formasjonen.
AKTIVERING AV RADIOFREKVENS IDENTIFIKASJONSTAGG
[0060]Ved et annet aspekt kan sensorene for overvåking av forholdene i brønn-hullet omfatte en radiofrekvens ("R.F.") taggleser. For eksempel kan sensoren 555 for strømningsreguleringsapparat 500 innrettes for å overvåke en RF-tag 580 som beveger seg inn i boringen 510 derav, som vist i figur 5. RF-tagg 80 kan tilpasses til å instruere eller forsyne et forhåndsdefinert signal til sensoren 555. Etter detektering av signalet fra RF-tagg 80 kan sensoren 555 overføre det detekterte signalet til regulatoren 550 for behandling. På sin side kan regulatoren 550 drive den skyvbare hylsen 525 i henhold til strømningsreguleringssekvensen.
[0061]I en utførelse kan RF-tagg 80 være en passiv tagg som omfatter en sender og en krets. RF-tagg 580 er innrettet for å endre eller modifisere signal. Derfor kan hver RF-tagg 580 konfigureres for å gi brukonstruksjoner til regulatoren. For eksempel kan RF-tagg 580 gi signal til regulatoren 550 for å strupe omløpsportene 515 eller fullstendig lukke portene 515. I en annen utførelse kan RF-tagg 580 være utstyrt med et batteri 560 for å hjelpe frem det reflekterte signalet eller for å forsyne sitt eget signal.
[0062]I nok en annen utførelse kan RF-tagg 780 være plassert på forhånd ved en forhåndsdefinert beliggenhet i et bekledd borehull 795 for å aktivere et verktøy som passerer forbi, som illustrert i figur 7. For eksempel kan et avlederverktøy 700 være utstyrt med en RF-taggleser 755 som kringkaster et signal i borehullet 795. Når avlederverktøyet 700 er nære den tidligere plasserte taggen 780 kan taggen 780 motta kringkastingssignalet og reflektere tilbake et modifisert signal som er påvist av RF-taggleseren 755. På sin side sender RF-taggleseren 755 et signal til regulatoren 750 som forårsaker at aktuatoren 745 aktiverer ventilen 725, som derved lukker portene 715 til avlederverktøyet 700. På denne måten kan avleder-verktøyet 700 lukkes ved en ønsket beliggenhet i borehullet 795.
[0063]I en annen utførelse, som vist i figur 8 kan RF-tagg 870 installeres på en slipe (topp)-plugg 822 og en R- taggleser 860 installert på en flottørventil 810. Idet pluggen 822 når flottørventilen 810 er det reflekterte signalet fra RF-tagg 870 mottatt av RF-taggleseren 860. Dette instruerer regulatoren 850 til å få aktuatoren 845 til å lukke ventilen 810. Det er tenkt at RF-tagg 870 kan anordnes på utsiden av avstrykningspluggen 822. Videre kan RF-taggleseren 860 kommunisere med regulatoren 850 ved bruk av ledninger, kabler, trådløst eller andre former for kommunikasjon kjent av en person som er erfaren i bransjen, uten å avvike fra aspekter av den aktuelle oppfinnelsen.
[0064]Ved et annet aspekt kan flere driftssykluser oppnås ved å utløse flere enn en RF-tagg. På denne måten kan en ventil åpnes eller lukkes gjentatte ganger. Ventilen kan også lukkes på stadier eller stigninger idet hver tagg passerer ventilen. Dersom en nedre flottørsko eller automatisk fyllingsmekanisme er involvert, kan en lukningssekvens med flere steg begrense de automatiske fyllingsvolumene mens røret kjøres inn.
[0065]Ved et annet aspekt kan en RF-tagg drive mer enn et verktøy idet det beveger seg inn i borehullet. I en utførelse kan taggen passere gjennom et første verktøy og forårsake en aktivering derav. Deretter kan taggen forsette å bevege seg ned i borehullet for å aktivere et andre verktøy.
[0066]I en annen utførelse kan et stort antall identisk underskrevne (kodede) RF-tagger utløses, settes ut eller pumpes inn i borehullet samtidig for å aktivere et verktøy. Med hensyn til dette vil utløsningen av flere RF-tagger forsikre at verk-tøyet påviser av minst en av disse taggene. Ved et annet aspekt kan RF-taggen være utløst fra et sementeringshode, en samlingsrørmekanisme, eller andre apparater som er kjent av en person som er erfaren i bransjen.
[0067]Det er forstått at RF-tagg/lesesystemet kan tilpasses til å fjernaktivere et brønnhullsverktøy. Eksempler på brønnhullsverktøy innbefatter, men er ikke begrenset til; en flottørventilsammenstilling, sentreringsenhet, strømningsregulerings-apparat, en instrumentert krage, og andre brønnhullsverktøy som krever fjernaktivering, som er kjent av en person som er erfaren i bransjen.
[0068]Mens det foregående er rettet mot utførelser for den aktuelle oppfinnelsen kan andre og videre utførelser for oppfinnelsen planlegges uten å gå bort fra dets grunnleggende bruksområde, og bruksområdet er bestemt ved patentkravene som følger.
Claims (29)
1. Apparat for aktivering av et brønnhullsverktøy i et borehull, brønnhullsverktøyet har en aktivert og en inaktivert posisjon, karakterisert ved at apparatet omfatter:
en aktuator for å drive brønnhullsverktøyer mellom den aktiverte og inaktiverte posisjon;
en regulator for aktivering av aktuatoren; og
en sensor for påvisning av en tilstand i borehullet, den påviste tilstanden er overført til regulatoren, som derved forårsaker at aktuatoren driver brønnhulls-verktøyet.
2. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at tilstanden i borehullet er generert ved overflaten.
3. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at sensoren omfatter en radiofrekvenstaggleser
4. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at sensoren omfatter en radiofrekvenstagg.
5. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at brønnhullsverktøyet er drevet for å regulere væskestrømning derigjennom.
6. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at brønnhullsverktøyet omfatter en flottørventil.
7. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at brønnhullsverktøyer omfatter et strømnings-reguleringsapparat.
8. Apparatet ifølge krav 7,
karakterisert ved at strømningsreguleringsapparatet omfatter en bevegelig hylse som er innrettet for å åpne eller lukke en eller flere porter.
9. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at brønnhullsverktøyet omfatter en sentreringsenhet.
10. Apparatet ifølge krav 9,
karakterisert ved at sentreringsenheten omfatter en buefjær-sentreringsenhet.
11. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at brønnhullsverktøyet omfatter en instrumentert krage.
12. Apparatet ifølge krav 11,
karakterisert ved at den instrumenterte kragen omfatter en driftshylse.
13. Apparatet ifølge krav 11,
karakterisert ved at den instrumenterte kragen omfatter et vakuumkammer.
14. Apparatet ifølge krav 13,
karakterisert ved at vakuumkammeret er fylt for å lage en negativ trykkpuls som er påvist ved overflaten.
15. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at brønnhullsverktøyet er aktivert og inaktivert gjentatte ganger.
16. Apparatet ifølge krav 1,
karakterisert ved at brønnhullsverktøyer er montert på et foringsrør som har en boresammenstilling.
17. Metode for aktivering av et brønnhullsverktøy,
karakterisert ved at metoden omfatter de trinn
å forsyne brønnhullsverktøyet med en sensor;
å generere en tilstand i borehullet;
å påvise tilstanden;
å gi signal om den påviste tilstanden; og
å drive en aktuator basert på den påviste tilstanden, aktuatoren aktiverer brønnhullsverktøyet mellom en aktivert og inaktivert posisjon.
18. Metode ifølge krav 17,
karakterisert ved at tilstanden er påvist av sensoren.
19. Metode ifølge krav 18,
karakterisert ved at sensorsignalene påviser tilstanden til en regulator.
20. Metode ifølge krav 17,
karakterisert ved at generering av en tilstand i borehullet omfatter en tilstand valgt fra en gruppe som består av forandring av trykk, temperatur, vibrasjon og strømningsmengdemønster.
21. Metode ifølge krav 17,
karakterisert ved at generering av en tilstand i borehullet omfatter et fiberoptisk signal.
22. Metode ifølge krav 17,
karakterisert ved at generering av en tilstand i borehullet omfatter ut-løsning av et borehull mekanisme.
23. Metode ifølge krav 22,
karakterisert ved at brønnhullsmekanismen er valgt fra gruppen som består av plugger, utløsningsplugger, kuler og utløsermekanismer.
24. Metode for fjernaktivering av et brønnhullsverktøy som omfatter å forsyne brønnhullsverktøyet med en radiofrekvenstaggleser;
å kringkaste et signal;
å plassere en radiofrekvenstagg nært ved brønnhullsverktøyet;
å generere et reflektert signal; og
å aktivere brønnhullsverktøyet i henhold til det reflekterte signalet.
25. Metode ifølge krav 24,
karakterisert ved at radiofrekvenstaggen omfatter en passiv radiofrekvenstagg.
26. Metode ifølge krav 24,
karakterisert ved at den videre omfatter plassering av en andre radiofrekvenstagg nært ved brønnhullsverktøyet.
27. Metode ifølge krav 26,
karakterisert ved at den videre omfatter aktivering av brønnhulls-verktøyet i henhold til det reflekterte signalet til den andre radiofrekvenstaggen.
28. Metode ifølge krav 24,
karakterisert ved at brønnhullsverktøyet er valgt fra gruppen som består av en flottørventil, en sentreringsenhet, en instrumentert krage og et strømningsreguleringsapparat.
29. Metode ifølge krav 24,
karakterisert ved at den videre omfatter flytting av radiofrekvenstaggen forbi brønnhullsverktøyet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/464,433 US7252152B2 (en) | 2003-06-18 | 2003-06-18 | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20150378L true NO20150378L (no) | 2004-12-20 |
NO338912B1 NO338912B1 (no) | 2016-10-31 |
Family
ID=32772123
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20042573A NO336909B1 (no) | 2003-06-18 | 2004-06-18 | Fremgangsmåter og apparat for aktivering av et nedihulls-verktøy |
NO20150378A NO338912B1 (no) | 2003-06-18 | 2015-03-27 | Metode og brønnhullsventilsammenstilling for aktivering av et nedihulls-verktøy |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20042573A NO336909B1 (no) | 2003-06-18 | 2004-06-18 | Fremgangsmåter og apparat for aktivering av et nedihulls-verktøy |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7252152B2 (no) |
CA (2) | CA2694851C (no) |
GB (4) | GB2402954B (no) |
NO (2) | NO336909B1 (no) |
Families Citing this family (254)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7528736B2 (en) * | 2003-05-06 | 2009-05-05 | Intelliserv International Holding | Loaded transducer for downhole drilling components |
US7252152B2 (en) * | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
US20050257961A1 (en) * | 2004-05-18 | 2005-11-24 | Adrian Snell | Equipment Housing for Downhole Measurements |
US7299880B2 (en) * | 2004-07-16 | 2007-11-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surge reduction bypass valve |
US7445048B2 (en) * | 2004-11-04 | 2008-11-04 | Schlumberger Technology Corporation | Plunger lift apparatus that includes one or more sensors |
GB0425008D0 (en) * | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Petrowell Ltd | Method and apparatus |
US8517113B2 (en) * | 2004-12-21 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Remotely actuating a valve |
CA2503268C (en) * | 2005-04-18 | 2011-01-04 | Core Laboratories Canada Ltd. | Systems and methods for acquiring data in thermal recovery oil wells |
US9198608B2 (en) | 2005-04-28 | 2015-12-01 | Proteus Digital Health, Inc. | Communication system incorporated in a container |
CA2789262C (en) | 2005-04-28 | 2016-10-04 | Proteus Digital Health, Inc. | Pharma-informatics system |
US7434616B2 (en) * | 2005-05-27 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fluid control in expandable tubing |
CA2513166A1 (en) * | 2005-06-30 | 2006-12-30 | Javed Shah | Method of monitoring gas influx into a well bore when drilling an oil and gas well, and apparatus constructed in accordance with the method |
US8826972B2 (en) | 2005-07-28 | 2014-09-09 | Intelliserv, Llc | Platform for electrically coupling a component to a downhole transmission line |
US20070023185A1 (en) * | 2005-07-28 | 2007-02-01 | Hall David R | Downhole Tool with Integrated Circuit |
CA2544457C (en) | 2006-04-21 | 2009-07-07 | Mostar Directional Technologies Inc. | System and method for downhole telemetry |
CN101496042A (zh) | 2006-05-02 | 2009-07-29 | 普罗秋斯生物医学公司 | 患者定制的治疗方案 |
WO2008024793A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for logging after drilling |
KR101611240B1 (ko) | 2006-10-25 | 2016-04-11 | 프로테우스 디지털 헬스, 인코포레이티드 | 복용 가능한 제어된 활성화 식별자 |
US7369948B1 (en) | 2006-11-07 | 2008-05-06 | International Business Machines Corporation | System and methods for predicting failures in a fluid delivery system |
CA2610203A1 (en) * | 2006-11-15 | 2008-05-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stress reduced cement shoe or collar body |
EP2069004A4 (en) | 2006-11-20 | 2014-07-09 | Proteus Digital Health Inc | PERSONAL HEALTH SIGNAL RECEIVERS WITH ACTIVE SIGNAL PROCESSING |
US8056628B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
US8245782B2 (en) * | 2007-01-07 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method of performing rigless sand control in multiple zones |
US8858432B2 (en) | 2007-02-01 | 2014-10-14 | Proteus Digital Health, Inc. | Ingestible event marker systems |
MY154556A (en) | 2007-02-14 | 2015-06-30 | Proteus Digital Health Inc | In-body power source having high surface area electrode |
WO2008112577A1 (en) | 2007-03-09 | 2008-09-18 | Proteus Biomedical, Inc. | In-body device having a multi-directional transmitter |
US7775272B2 (en) * | 2007-03-14 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Passive centralizer |
FR2914419B1 (fr) * | 2007-03-30 | 2009-10-23 | Datc Europ Sa | Dispositif de protection d'une sonde geotechnique ou geophysique |
US10262168B2 (en) | 2007-05-09 | 2019-04-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Antenna for use in a downhole tubular |
US8540632B2 (en) | 2007-05-24 | 2013-09-24 | Proteus Digital Health, Inc. | Low profile antenna for in body device |
US20120043069A1 (en) * | 2007-08-28 | 2012-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wireline wireless communication |
EP4011289A1 (en) | 2007-09-25 | 2022-06-15 | Otsuka Pharmaceutical Co., Ltd. | In-body device with virtual dipole signal amplification |
GB0720420D0 (en) * | 2007-10-19 | 2007-11-28 | Petrowell Ltd | Method and apparatus |
GB0720421D0 (en) * | 2007-10-19 | 2007-11-28 | Petrowell Ltd | Method and apparatus for completing a well |
CA2705295C (en) * | 2007-11-20 | 2016-06-14 | Jeffery Ronald Clausen | Circulation sub with indexing mechanism |
WO2009070773A1 (en) | 2007-11-27 | 2009-06-04 | Proteus Biomedical, Inc. | Transbody communication systems employing communication channels |
US20090145603A1 (en) * | 2007-12-05 | 2009-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Remote-controlled gravel pack crossover tool utilizing wired drillpipe communication and telemetry |
EP2268261B1 (en) | 2008-03-05 | 2017-05-10 | Proteus Digital Health, Inc. | Multi-mode communication ingestible event markers and systems, and methods of using the same |
GB0804306D0 (en) | 2008-03-07 | 2008-04-16 | Petrowell Ltd | Device |
US8616277B2 (en) * | 2008-04-14 | 2013-12-31 | Baker Hughes Incorporated | Real time formation pressure test and pressure integrity test |
CA2722612C (en) | 2008-05-05 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
AU2015268636B2 (en) * | 2008-05-05 | 2017-07-13 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US8286717B2 (en) | 2008-05-05 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US20090308588A1 (en) * | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
GB2465505C (en) | 2008-06-27 | 2020-10-14 | Rasheed Wajid | Electronically activated underreamer and calliper tool |
CN102159134B (zh) | 2008-07-08 | 2015-05-27 | 普罗透斯数字保健公司 | 可摄取事件标记数据框架 |
US7699120B2 (en) | 2008-07-09 | 2010-04-20 | Smith International, Inc. | On demand actuation system |
US8327954B2 (en) * | 2008-07-09 | 2012-12-11 | Smith International, Inc. | Optimized reaming system based upon weight on tool |
US20100044027A1 (en) | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Arrangement and method for sending and/or sealing cement at a liner hanger |
US8360161B2 (en) * | 2008-09-29 | 2013-01-29 | Frank's International, Inc. | Downhole device actuator and method |
US9163470B2 (en) | 2008-10-07 | 2015-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple activation-device launcher for a cementing head |
US8069922B2 (en) | 2008-10-07 | 2011-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple activation-device launcher for a cementing head |
WO2010045385A2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-04-22 | Proteus Biomedical, Inc. | Method and system for incorporating physiologic data in a gaming environment |
AU2013203056B2 (en) * | 2008-11-10 | 2017-01-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
US8055334B2 (en) | 2008-12-11 | 2011-11-08 | Proteus Biomedical, Inc. | Evaluation of gastrointestinal function using portable electroviscerography systems and methods of using the same |
US20100155055A1 (en) * | 2008-12-16 | 2010-06-24 | Robert Henry Ash | Drop balls |
US8496055B2 (en) * | 2008-12-30 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Efficient single trip gravel pack service tool |
KR20110103446A (ko) | 2009-01-06 | 2011-09-20 | 프로테우스 바이오메디컬, 인코포레이티드 | 섭취-관련 바이오피드백 및 개별화된 의료 치료 방법 및 시스템 |
US8082987B2 (en) * | 2009-07-01 | 2011-12-27 | Smith International, Inc. | Hydraulically locking stabilizer |
US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
EP2290192A1 (en) | 2009-08-19 | 2011-03-02 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and method for autofill equipment activation |
GB0914650D0 (en) | 2009-08-21 | 2009-09-30 | Petrowell Ltd | Apparatus and method |
CN101994488A (zh) * | 2009-08-25 | 2011-03-30 | 罗绍东 | 一种具有双向保护作用的螺杆泵井抽油杆扶正器 |
US8851175B2 (en) * | 2009-10-20 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented disconnecting tubular joint |
DK177946B9 (da) * | 2009-10-30 | 2015-04-20 | Maersk Oil Qatar As | Brøndindretning |
TWI517050B (zh) | 2009-11-04 | 2016-01-11 | 普羅托斯數位健康公司 | 供應鏈管理之系統 |
US8272443B2 (en) * | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
US8839871B2 (en) | 2010-01-15 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials |
US8708042B2 (en) * | 2010-02-17 | 2014-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for valve actuation |
WO2011119156A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bi-directional flapper/sealing mechanism and technique |
US8733448B2 (en) * | 2010-03-25 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically operated isolation valve |
US8403068B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-03-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
US8505639B2 (en) * | 2010-04-02 | 2013-08-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
US8464581B2 (en) * | 2010-05-13 | 2013-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Passive monitoring system for a liquid flow |
TWI557672B (zh) | 2010-05-19 | 2016-11-11 | 波提亞斯數位康健公司 | 用於從製造商跟蹤藥物直到患者之電腦系統及電腦實施之方法、用於確認將藥物給予患者的設備及方法、患者介面裝置 |
US9057243B2 (en) * | 2010-06-02 | 2015-06-16 | Rudolf H. Hendel | Enhanced hydrocarbon well blowout protection |
US10113382B2 (en) * | 2010-06-02 | 2018-10-30 | Rudolf H. Hendel | Enhanced hydrocarbon well blowout protection |
GB201012175D0 (en) * | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
US8978750B2 (en) | 2010-09-20 | 2015-03-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Signal operated isolation valve |
US8474533B2 (en) | 2010-12-07 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas generator for pressurizing downhole samples |
US9133705B2 (en) | 2010-12-16 | 2015-09-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Communications module for alternate path gravel packing, and method for completing a wellbore |
CA2929158C (en) | 2011-01-21 | 2018-04-24 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated circulation sub |
US8813857B2 (en) | 2011-02-17 | 2014-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Annulus mounted potential energy driven setting tool |
GB2488186B (en) * | 2011-06-02 | 2013-06-19 | Tech27 Systems Ltd | Improved antenna deployment |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8757274B2 (en) | 2011-07-01 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool actuator and isolation valve for use in drilling operations |
US9756874B2 (en) | 2011-07-11 | 2017-09-12 | Proteus Digital Health, Inc. | Masticable ingestible product and communication system therefor |
WO2015112603A1 (en) | 2014-01-21 | 2015-07-30 | Proteus Digital Health, Inc. | Masticable ingestible product and communication system therefor |
US8881798B2 (en) * | 2011-07-20 | 2014-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Remote manipulation and control of subterranean tools |
US9371714B2 (en) * | 2011-07-20 | 2016-06-21 | Tubel Energy LLC | Downhole smart control system |
IN2014MN00183A (no) | 2011-07-21 | 2015-06-19 | Proteus Digital Health Inc | |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9151138B2 (en) | 2011-08-29 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns |
US9010442B2 (en) | 2011-08-29 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing a multi-zone fracture stimulation treatment of a wellbore |
US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US9235683B2 (en) | 2011-11-09 | 2016-01-12 | Proteus Digital Health, Inc. | Apparatus, system, and method for managing adherence to a regimen |
US9249646B2 (en) | 2011-11-16 | 2016-02-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Managed pressure cementing |
GB2496913B (en) | 2011-11-28 | 2018-02-21 | Weatherford Uk Ltd | Torque limiting device |
US8905129B2 (en) * | 2011-12-14 | 2014-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Speed activated closure assembly in a tubular and method thereof |
US9140113B2 (en) * | 2012-01-12 | 2015-09-22 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Instrumented rod rotator |
AU2012369164B2 (en) * | 2012-02-10 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Decoupling a remote actuator of a well tool |
US9163480B2 (en) | 2012-02-10 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Decoupling a remote actuator of a well tool |
US9334700B2 (en) | 2012-04-04 | 2016-05-10 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reverse cementing valve |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US10844689B1 (en) | 2019-12-19 | 2020-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole ultrasonic actuator system for mitigating lost circulation |
US20130341034A1 (en) * | 2012-06-25 | 2013-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Flapper retention devices and methods |
CA2820491C (en) | 2012-06-25 | 2018-02-20 | David S. Cramer | System, method and apparatus for controlling fluid flow through drill string |
US9784070B2 (en) * | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
BR112015000374B1 (pt) * | 2012-07-10 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | sistema integrado de comunicações |
US9328579B2 (en) | 2012-07-13 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Multi-cycle circulating tool |
NO334847B1 (no) * | 2012-07-16 | 2014-06-16 | Coreall As | Fremgangsmåte og anordning for å kjernebore en undergrunnsformasjon |
WO2014021889A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote activated deflector |
US9010422B2 (en) * | 2012-08-01 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote activated deflector |
US9169705B2 (en) | 2012-10-25 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relief-assisted packer |
US20140116713A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | RFID Actuated Gravel Pack Valves |
US20140118157A1 (en) * | 2012-10-31 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication Using a Spacer Fluid |
WO2014100276A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
WO2014100262A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Telemetry for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore |
US9557434B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-01-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
WO2014100269A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for evaluating cement integrity in a wellbore 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 |
US10100635B2 (en) | 2012-12-19 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
US9273549B2 (en) | 2013-01-24 | 2016-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for remote actuation of a downhole tool |
CA2897449C (en) | 2013-02-08 | 2019-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activatable valve assembly |
WO2014133504A1 (en) * | 2013-02-27 | 2014-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for monitoring the retrieval of a well tool |
US9587486B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation |
US9051810B1 (en) | 2013-03-12 | 2015-06-09 | EirCan Downhole Technologies, LLC | Frac valve with ported sleeve |
US8757265B1 (en) | 2013-03-12 | 2014-06-24 | EirCan Downhole Technologies, LLC | Frac valve |
US9726009B2 (en) | 2013-03-12 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
US9284817B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual magnetic sensor actuation assembly |
WO2014197402A1 (en) | 2013-06-04 | 2014-12-11 | Proteus Digital Health, Inc. | System, apparatus and methods for data collection and assessing outcomes |
US10087725B2 (en) | 2013-04-11 | 2018-10-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated tools for cementing a liner string |
EP2997216B1 (en) | 2013-05-13 | 2017-11-22 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Method and apparatus for operating a downhole tool |
GB2514191B (en) * | 2013-05-17 | 2016-05-25 | Aker Subsea Ltd | Self-aligning subsea structures |
US9752414B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches |
US20150075770A1 (en) | 2013-05-31 | 2015-03-19 | Michael Linley Fripp | Wireless activation of wellbore tools |
NO335844B1 (no) * | 2013-06-21 | 2015-03-02 | Casol As | Fôringsrørsentraliseringssystem og fremgangsmåte for sentralisering av et fôringsrør |
WO2015013438A1 (en) | 2013-07-24 | 2015-01-29 | Portable Composite Structures, Inc. | Centralizers for centralizing well casings |
US9316091B2 (en) * | 2013-07-26 | 2016-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Electronically-actuated cementing port collar |
WO2015017568A2 (en) * | 2013-07-30 | 2015-02-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Centralizer |
CA2831496C (en) | 2013-10-02 | 2019-05-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of operating a downhole tool |
US20150101802A1 (en) * | 2013-10-14 | 2015-04-16 | Shell Oil Company | Real-time methods of tracking fluids |
US10084880B2 (en) | 2013-11-04 | 2018-09-25 | Proteus Digital Health, Inc. | Social media networking based on physiologic information |
AU2013404980B2 (en) * | 2013-11-11 | 2016-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of tracking the position of a downhole projectile |
US9777569B2 (en) | 2013-11-18 | 2017-10-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Running tool |
US9428998B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-08-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated setting tool |
US9523258B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-12-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated cementing plug release system |
US9528346B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-12-27 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated ball release system |
US10132149B2 (en) | 2013-11-26 | 2018-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
US9896920B2 (en) | 2014-03-26 | 2018-02-20 | Superior Energy Services, Llc | Stimulation methods and apparatuses utilizing downhole tools |
US9689247B2 (en) | 2014-03-26 | 2017-06-27 | Superior Energy Services, Llc | Location and stimulation methods and apparatuses utilizing downhole tools |
MX2016013354A (es) | 2014-05-05 | 2017-01-26 | Halliburton Energy Services Inc | Sistema de cabezal de cemento y metodo para operar un sistema de cabezal de cemento. |
US9970258B2 (en) * | 2014-05-16 | 2018-05-15 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Remotely operated stage cementing methods for liner drilling installations |
GB201409382D0 (en) * | 2014-05-27 | 2014-07-09 | Etg Ltd | Wellbore activation system |
US9574439B2 (en) * | 2014-06-04 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Downhole vibratory communication system and method |
US10280695B2 (en) | 2014-06-27 | 2019-05-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Centralizer |
WO2016014253A1 (en) | 2014-07-24 | 2016-01-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Reverse cementation of liner string for formation stimulation |
CA2955381C (en) | 2014-09-12 | 2022-03-22 | 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 |
NO341735B1 (no) * | 2014-10-08 | 2018-01-15 | Perigon As | En fremgangsmåte og et system for sentralisering av et fôringsrør i en brønn |
US20170247960A1 (en) * | 2014-11-07 | 2017-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic sensor assembly for actuating a wellbore valve |
US10808523B2 (en) | 2014-11-25 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activation of wellbore tools |
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 |
AU2015384137C1 (en) | 2015-02-23 | 2021-10-14 | Dynomax Drilling Tools Inc. (Canada) | Downhole flow diversion device with oscillation damper |
WO2016141456A1 (en) * | 2015-03-12 | 2016-09-15 | Ncs Multistage Inc. | Electrically actuated downhole flow control apparatus |
US9850725B2 (en) | 2015-04-15 | 2017-12-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One trip interventionless liner hanger and packer setting apparatus and method |
US9911016B2 (en) | 2015-05-14 | 2018-03-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Radio frequency identification tag delivery system |
US10161198B2 (en) | 2015-07-08 | 2018-12-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Centralizer with integrated stop collar |
GB2588739B (en) * | 2015-09-08 | 2021-09-29 | Halliburton Energy Services Inc | Method for reverse cementing |
GB2564170B (en) * | 2015-09-08 | 2021-05-26 | Halliburton Energy Services Inc | Systems and method for reverse cementing |
WO2017078736A1 (en) | 2015-11-06 | 2017-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting a moveable device position using electromagnetic induction logging |
CA2948273C (en) * | 2015-11-11 | 2023-08-01 | Extensive Energy Technologies Partnership | Downhole valve |
US10060256B2 (en) | 2015-11-17 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Communication system for sequential liner hanger setting, release from a running tool and setting a liner top packer |
GB2544799A (en) | 2015-11-27 | 2017-05-31 | Swellfix Uk Ltd | Autonomous control valve for well pressure control |
CN105888654A (zh) * | 2016-06-02 | 2016-08-24 | 西南石油大学 | 一种基于射频识别技术水平井压裂滑套标签读取检测实验装置及实验方法 |
US10392898B2 (en) | 2016-06-16 | 2019-08-27 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Mechanically operated reverse cementing crossover tool |
US10151194B2 (en) | 2016-06-29 | 2018-12-11 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pump with proximity sensor |
EP3487393A4 (en) | 2016-07-22 | 2020-01-15 | Proteus Digital Health, Inc. | ELECTROMAGNETIC CAPTURE AND DETECTION OF INGERABLE EVENT MARKERS |
GB2567327B (en) * | 2016-08-18 | 2021-07-28 | Halliburton Energy Services Inc | Flow rate signals for wireless downhole communication |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic wireless network |
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 |
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 |
CN107965275A (zh) * | 2016-10-19 | 2018-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 扶正器 |
US10208567B2 (en) | 2016-10-24 | 2019-02-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Valve assembly for wellbore equipment |
US11105183B2 (en) * | 2016-11-18 | 2021-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use with a subterranean well |
MY201352A (en) * | 2016-11-18 | 2024-02-19 | Halliburton Energy Services Inc | Variable flow resistance system for use with a subterranean well |
WO2018125076A1 (en) | 2016-12-28 | 2018-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method, and device for powering electronics during completion and production of a well |
US11261366B2 (en) | 2017-03-03 | 2022-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Barrier pills containing viscoelastic surfactant and methods for using the same |
US10316619B2 (en) | 2017-03-16 | 2019-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for stage cementing |
US10544648B2 (en) | 2017-04-12 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for sealing a wellbore |
US10557330B2 (en) | 2017-04-24 | 2020-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Interchangeable wellbore cleaning modules |
GB2562776A (en) * | 2017-05-25 | 2018-11-28 | Weatherford Uk Ltd | Pressure integrity testing of one-trip completion assembly |
US10378298B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
US10487604B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
US10597962B2 (en) | 2017-09-28 | 2020-03-24 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling with a whipstock system |
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 |
US11035226B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-06-15 | Exxomobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations with communications |
CA3079020C (en) | 2017-10-13 | 2022-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
CN111201755B (zh) | 2017-10-13 | 2022-11-15 | 埃克森美孚上游研究公司 | 使用通信执行操作的方法和系统 |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
MX2020003296A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones de hidrocarburo con redes de comunicacion mixta. |
US10378339B2 (en) | 2017-11-08 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for controlling wellbore operations |
WO2019099188A1 (en) | 2017-11-17 | 2019-05-23 | 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 |
US10655428B2 (en) * | 2017-12-11 | 2020-05-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Flow control device |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
MY201342A (en) * | 2017-12-21 | 2024-02-17 | Halliburton Energy Services Inc | Multi-zone actuation system using wellbore darts and a method thereof |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
US11313215B2 (en) | 2017-12-29 | 2022-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
WO2019156966A1 (en) | 2018-02-08 | 2019-08-15 | 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 |
US10689913B2 (en) | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Supporting a string within a wellbore with a smart stabilizer |
US10689914B2 (en) | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Opening a wellbore with a smart hole-opener |
US10794170B2 (en) | 2018-04-24 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Smart system for selection of wellbore drilling fluid loss circulation material |
US10612362B2 (en) | 2018-05-18 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Coiled tubing multifunctional quad-axial visual monitoring and recording |
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 |
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 |
CN110043200B (zh) * | 2019-04-22 | 2020-07-24 | 中国农业大学 | 一种磁信号激活的可变径扶正器 |
US11174705B2 (en) * | 2019-04-30 | 2021-11-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tubing tester valve and associated methods |
CN110500041A (zh) * | 2019-09-16 | 2019-11-26 | 西南石油大学 | 一种径向水平井用自进式喷射钻头 |
US11091983B2 (en) * | 2019-12-16 | 2021-08-17 | Saudi Arabian Oil Company | Smart circulation sub |
US11230918B2 (en) | 2019-12-19 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for controlled release of sensor swarms downhole |
US11078780B2 (en) | 2019-12-19 | 2021-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for actuating downhole devices and enabling drilling workflows from the surface |
US11686196B2 (en) | 2019-12-19 | 2023-06-27 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole actuation system and methods with dissolvable ball bearing |
US10865620B1 (en) | 2019-12-19 | 2020-12-15 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole ultraviolet system for mitigating lost circulation |
CA3240089A1 (en) | 2020-01-30 | 2021-08-05 | Advanced Upstream Ltd. | Devices, systems, and methods for selectively engaging downhole tool for wellbore operations |
US12006793B2 (en) | 2020-01-30 | 2024-06-11 | Advanced Upstream Ltd. | Devices, systems, and methods for selectively engaging downhole tool for wellbore operations |
GB2607510B (en) | 2020-02-18 | 2024-01-03 | Schlumberger Technology Bv | Electronic rupture disc with atmospheric chamber |
GB2594556B8 (en) | 2020-02-18 | 2022-06-15 | Schlumberger Technology Bv | Hydraulic trigger for isolation valves |
US11299968B2 (en) | 2020-04-06 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing wellbore annular pressure with a release system |
CN115516238A (zh) | 2020-04-17 | 2022-12-23 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 具有锁定的弹簧力的液压触发器 |
CN111594096B (zh) * | 2020-05-22 | 2021-04-30 | 中国农业大学 | 一种井下超声波振动固井系统及其振动固井方法 |
US11795763B2 (en) * | 2020-06-11 | 2023-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tools having radially extendable elements |
US11649692B2 (en) * | 2020-07-14 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for cementing a wellbore |
US11396789B2 (en) | 2020-07-28 | 2022-07-26 | Saudi Arabian Oil Company | Isolating a wellbore with a wellbore isolation system |
US11286747B2 (en) | 2020-08-06 | 2022-03-29 | Saudi Arabian Oil Company | Sensored electronic valve for drilling and workover applications |
US11414942B2 (en) | 2020-10-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Packer installation systems and related methods |
US20220120179A1 (en) * | 2020-10-15 | 2022-04-21 | Saudi Arabian Oil Company | Dispensing and collection fluids with wireline chamber tool |
US20220372823A1 (en) * | 2021-05-21 | 2022-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reamer drill bit |
US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
US11680459B1 (en) * | 2022-02-24 | 2023-06-20 | Saudi Arabian Oil Company | Liner system with integrated cement retainer |
US20230296014A1 (en) * | 2022-03-16 | 2023-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor and actuator for autonomously detecting wellbore fluids and closing fluid path |
US11702904B1 (en) | 2022-09-19 | 2023-07-18 | Lonestar Completion Tools, LLC | Toe valve having integral valve body sub and sleeve |
US11976550B1 (en) * | 2022-11-10 | 2024-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calorimetric control of downhole tools |
Family Cites Families (88)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA860098A (en) | 1967-05-18 | 1971-01-05 | E. Stachowiak John | Well packer valve structure |
US4403659A (en) | 1981-04-13 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure controlled reversing valve |
US4698631A (en) * | 1986-12-17 | 1987-10-06 | Hughes Tool Company | Surface acoustic wave pipe identification system |
US4796699A (en) | 1988-05-26 | 1989-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well tool control system and method |
US4856595A (en) | 1988-05-26 | 1989-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well tool control system and method |
US5343963A (en) * | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
EP0551163A1 (en) | 1990-07-10 | 1993-07-14 | Halliburton Company | Control apparatus for downhole tools |
JP3183886B2 (ja) * | 1991-12-16 | 2001-07-09 | アンスティテュ フランセ デュ ペトロール | 地下鉱床の能動的および/または受動的モニターのための定置装置 |
FR2695450B1 (fr) * | 1992-09-07 | 1994-12-16 | Geo Res | Cartouche de contrôle et de commande d'une vanne de sécurité. |
US5332048A (en) | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
US5462114A (en) * | 1993-11-19 | 1995-10-31 | Catanese, Jr.; Anthony T. | Shut-off control system for oil/gas wells |
US5540280A (en) * | 1994-08-15 | 1996-07-30 | Halliburton Company | Early evaluation system |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
GB2344910B (en) | 1995-02-10 | 2000-08-09 | Baker Hughes Inc | Method for remote control of wellbore end devices |
US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
IN188195B (no) * | 1995-05-19 | 2002-08-31 | Validus Internat Company L L C | |
DE59509490D1 (de) | 1995-05-24 | 2001-09-13 | Baker Hughes Inc | Verfahren zum Steuern eines Bohrwerkzeugs |
US5575333A (en) | 1995-06-07 | 1996-11-19 | Weatherford U.S., Inc. | Centralizer |
FR2740508B1 (fr) | 1995-10-31 | 1997-11-21 | Elf Aquitaine | Stabilisateur realeseur pour le forage d'un puits petrolier |
CA2197260C (en) | 1996-02-15 | 2006-04-18 | Michael A. Carmody | Electro hydraulic downhole control device |
US6125935A (en) | 1996-03-28 | 2000-10-03 | Shell Oil Company | Method for monitoring well cementing operations |
US5991602A (en) * | 1996-12-11 | 1999-11-23 | Labarge, Inc. | Method of and system for communication between points along a fluid flow |
US6041857A (en) | 1997-02-14 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Motor drive actuator for downhole flow control devices |
US5955666A (en) * | 1997-03-12 | 1999-09-21 | Mullins; Augustus Albert | Satellite or other remote site system for well control and operation |
US5960881A (en) | 1997-04-22 | 1999-10-05 | Jerry P. Allamon | Downhole surge pressure reduction system and method of use |
GB2364383A (en) | 1997-05-02 | 2002-01-23 | Baker Hughes Inc | Avoiding injection induced fracture growth in a formation during hydrocarbon production |
US5967231A (en) | 1997-10-31 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug release indication method |
CA2264409A1 (en) | 1998-03-16 | 1999-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for permanent emplacement of sensors inside casing |
US6349766B1 (en) * | 1998-05-05 | 2002-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Chemical actuation of downhole tools |
US6182764B1 (en) | 1998-05-27 | 2001-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Generating commands for a downhole tool using a surface fluid loop |
US6102126A (en) | 1998-06-03 | 2000-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure-actuated circulation valve |
US6082459A (en) | 1998-06-29 | 2000-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill string diverter apparatus and method |
US7283061B1 (en) * | 1998-08-28 | 2007-10-16 | Marathon Oil Company | Method and system for performing operations and for improving production in wells |
US6333699B1 (en) * | 1998-08-28 | 2001-12-25 | Marathon Oil Company | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US20040239521A1 (en) * | 2001-12-21 | 2004-12-02 | Zierolf Joseph A. | Method and apparatus for determining position in a pipe |
MY120832A (en) * | 1999-02-01 | 2005-11-30 | Shell Int Research | Multilateral well and electrical transmission system |
US6347292B1 (en) * | 1999-02-17 | 2002-02-12 | Den-Con Electronics, Inc. | Oilfield equipment identification method and apparatus |
US6439306B1 (en) | 1999-02-19 | 2002-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Actuation of downhole devices |
US6429784B1 (en) * | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
US6536524B1 (en) * | 1999-04-27 | 2003-03-25 | Marathon Oil Company | Method and system for performing a casing conveyed perforating process and other operations in wells |
US6443228B1 (en) * | 1999-05-28 | 2002-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of utilizing flowable devices in wellbores |
US6935425B2 (en) * | 1999-05-28 | 2005-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method for utilizing microflowable devices for pipeline inspections |
EP1181435B1 (en) | 1999-05-28 | 2004-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of utilizing flowable devices in wellbores |
US6126524A (en) | 1999-07-14 | 2000-10-03 | Shepherd; John D. | Apparatus for rapid repetitive motion of an ultra high pressure liquid stream |
US6189621B1 (en) * | 1999-08-16 | 2001-02-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Smart shuttles to complete oil and gas wells |
US6343649B1 (en) * | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
US6597175B1 (en) * | 1999-09-07 | 2003-07-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic detector apparatus and method for oil or gas well, and circuit-bearing displaceable object to be detected therein |
GB9921554D0 (en) | 1999-09-14 | 1999-11-17 | Mach Limited | Apparatus and methods relating to downhole operations |
AU772610B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-05-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Downhole wireless two-way telemetry system |
US6302203B1 (en) | 2000-03-17 | 2001-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for communicating with devices positioned outside a liner in a wellbore |
US6333700B1 (en) * | 2000-03-28 | 2001-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
US6989764B2 (en) * | 2000-03-28 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
US6408943B1 (en) | 2000-07-17 | 2002-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors |
US7072588B2 (en) | 2000-10-03 | 2006-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiplexed distribution of optical power |
US6371210B1 (en) * | 2000-10-10 | 2002-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
CA2398381A1 (en) | 2000-11-03 | 2002-08-01 | Charles H. King | Instrumented cementing plug and system |
US6401814B1 (en) | 2000-11-09 | 2002-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of locating a cementing plug in a subterranean wall |
US6520257B2 (en) | 2000-12-14 | 2003-02-18 | Jerry P. Allamon | Method and apparatus for surge reduction |
WO2002063341A1 (en) | 2001-02-02 | 2002-08-15 | Dbi Corporation | Downhole telemetry and control system |
US20020133942A1 (en) * | 2001-03-20 | 2002-09-26 | Kenison Michael H. | Extended life electronic tags |
US6725935B2 (en) * | 2001-04-17 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | PDF valve |
US6644412B2 (en) * | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
US7014100B2 (en) * | 2001-04-27 | 2006-03-21 | Marathon Oil Company | Process and assembly for identifying and tracking assets |
US20030029611A1 (en) | 2001-08-10 | 2003-02-13 | Owens Steven C. | System and method for actuating a subterranean valve to terminate a reverse cementing operation |
FI118134B (sv) | 2001-10-19 | 2007-07-13 | Sandvik Tamrock Oy | Bergborrningsanordning och brytningsanordning |
US7301474B2 (en) | 2001-11-28 | 2007-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communication system and method |
EP1470613A4 (en) * | 2002-01-09 | 2005-10-05 | Meadwestvaco Corp | INTELLIGENT STATION WITH MULTIPLE RF ANTENNAS AND INVENTORY CONTROL SYSTEM AND METHOD THEREFORE |
US6789619B2 (en) * | 2002-04-10 | 2004-09-14 | Bj Services Company | Apparatus and method for detecting the launch of a device in oilfield applications |
US6802373B2 (en) * | 2002-04-10 | 2004-10-12 | Bj Services Company | Apparatus and method of detecting interfaces between well fluids |
UA81123C2 (uk) * | 2002-07-18 | 2007-12-10 | Шелл Інтернаціонале Рісерч Маатшаппідж Б.В. | Маркування трубних з'єднань |
US6915848B2 (en) * | 2002-07-30 | 2005-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Universal downhole tool control apparatus and methods |
US6776240B2 (en) * | 2002-07-30 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole valve |
US20040040707A1 (en) * | 2002-08-29 | 2004-03-04 | Dusterhoft Ronald G. | Well treatment apparatus and method |
CA2636896A1 (en) | 2002-08-30 | 2004-02-29 | Schlumberger Canada Limited | Optical fiber conveyance, telemetry, and/or actuation |
US7219730B2 (en) * | 2002-09-27 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Smart cementing systems |
US7040402B2 (en) * | 2003-02-26 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corp. | Instrumented packer |
US7159654B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-01-09 | Varco I/P, Inc. | Apparatus identification systems and methods |
US7252152B2 (en) | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
US20050248334A1 (en) * | 2004-05-07 | 2005-11-10 | Dagenais Pete C | System and method for monitoring erosion |
GB2415109B (en) * | 2004-06-09 | 2007-04-25 | Schlumberger Holdings | Radio frequency tags for turbulent flows |
GB0425008D0 (en) | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Petrowell Ltd | Method and apparatus |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7296633B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-11-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
US7296462B2 (en) * | 2005-05-03 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-purpose downhole tool |
US7464771B2 (en) * | 2006-06-30 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole abrading tool having taggants for indicating excessive wear |
WO2008024793A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for logging after drilling |
US7874351B2 (en) * | 2006-11-03 | 2011-01-25 | Baker Hughes Incorporated | Devices and systems for measurement of position of drilling related equipment |
-
2003
- 2003-06-18 US US10/464,433 patent/US7252152B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-06-16 CA CA2694851A patent/CA2694851C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-16 CA CA2471067A patent/CA2471067C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-17 GB GB0413543A patent/GB2402954B/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-17 GB GB0702579A patent/GB2432862B/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-17 GB GB0712679A patent/GB2436492B8/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-17 GB GB0717910A patent/GB2439234B/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-18 NO NO20042573A patent/NO336909B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-06-12 US US11/761,863 patent/US7503398B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-03-27 NO NO20150378A patent/NO338912B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2402954A (en) | 2004-12-22 |
GB2402954B (en) | 2007-11-21 |
GB2439234A (en) | 2007-12-19 |
US7252152B2 (en) | 2007-08-07 |
GB2432862B (en) | 2008-03-12 |
GB2432862B8 (en) | 2008-03-11 |
GB2436492B (en) | 2007-11-21 |
GB0712679D0 (en) | 2007-08-08 |
NO338912B1 (no) | 2016-10-31 |
CA2694851C (en) | 2013-04-02 |
CA2471067C (en) | 2010-04-20 |
US7503398B2 (en) | 2009-03-17 |
GB0717910D0 (en) | 2007-10-24 |
GB2436492B8 (en) | 2008-03-11 |
GB0702579D0 (en) | 2007-03-21 |
GB2402954B8 (en) | 1900-01-01 |
NO336909B1 (no) | 2015-11-23 |
GB2436492A (en) | 2007-09-26 |
CA2471067A1 (en) | 2004-12-18 |
NO20042573L (no) | 2004-12-20 |
CA2694851A1 (en) | 2004-12-18 |
US20070235199A1 (en) | 2007-10-11 |
GB0413543D0 (en) | 2004-07-21 |
GB2439234B (en) | 2008-04-16 |
GB2432862A (en) | 2007-06-06 |
US20040256113A1 (en) | 2004-12-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20150378L (no) | Fremgangsmåter og apparat for aktivering av et nedihulls-verktøy | |
US11041380B2 (en) | Method of pressure testing | |
US9896926B2 (en) | Intelligent cement wiper plugs and casing collars | |
EP2205820B1 (en) | Inflatable packer with energy and triggering section | |
US10018011B2 (en) | Sealing apparatus and method | |
US10494885B2 (en) | Mud pulse telemetry with continuous circulation drilling | |
EP2665894B1 (en) | Telemetry operated circulation sub | |
US7814970B2 (en) | Downhole tool delivery system | |
US9617814B2 (en) | Automated controls for pump down operations | |
US8037934B2 (en) | Downhole tool delivery system | |
US8726993B2 (en) | Method and apparatus for maintaining pressure in well cementing during curing | |
NO323125B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for tradlos aktivering av en nedihulls avlederkile | |
WO2011163491A2 (en) | Apparatus and method for remote actuation of a downhole assembly | |
US11578542B2 (en) | At-the-bit mud loss treatment | |
WO2019068081A1 (en) | SPIRAL TUBE APPLICATIONS AND MEASURING TOOL | |
WO1997045622A1 (en) | Wellbore resonance tools | |
EP3559396A1 (en) | Pipe ram annular adjustable restriction for managed pressure drilling with changeable rams | |
AU2016367135A1 (en) | Mud pulse telemetry with continuous circulation drilling | |
AU3217497A (en) | Wellbore resonance tools |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |