NO307007B1 - Dataoverfoering til en elektromagnetisk styreenhet koplet til et roerledningssystem - Google Patents
Dataoverfoering til en elektromagnetisk styreenhet koplet til et roerledningssystem Download PDFInfo
- Publication number
- NO307007B1 NO307007B1 NO923540A NO923540A NO307007B1 NO 307007 B1 NO307007 B1 NO 307007B1 NO 923540 A NO923540 A NO 923540A NO 923540 A NO923540 A NO 923540A NO 307007 B1 NO307007 B1 NO 307007B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- string
- poles
- installation
- casing
- metal
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 50
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 41
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 31
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 21
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 239000002775 capsule Substances 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 5
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 claims 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000009365 direct transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B13/00—Transmission systems characterised by the medium used for transmission, not provided for in groups H04B3/00 - H04B11/00
-
- 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
- E21B47/125—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 earth as an electrical conductor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Near-Field Transmission Systems (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for overføring av informasjon, parametre og data til en elektromagnetisk mottaker i form av en kontroll- og styreinnretning og som er koplet til et underjordisk rørledningssystem med betydelig lengdeutstrekning.
Oppfinnelsen gjelder videre forskjellige anlegg for å
lette utførelsen av fremgangsmåten.
Oppfinnelsen er nærmere bestemt egnet for å benyttes sammen med installasjoner og utstyr for fluidtransport, særlig for underjordisk f luidtransport i vertikale, skråstilte og til og med horisontale rørledninger så som de man f.eks. støter på i forskjellig bore- og fluidtransportutstyr, særlig utstyr for petroleum eller vann fra termiske kilder.
Det er ofte et problem å overføre informasjon langs metallkanaler under jorden, særlig borehull og brønner i jordskorpen (litosfæren) .■
Det er særlig viktig innenfor olj eboreteknologi å kunne overføre viktige parametre fra et sted nede i et borehull eller en brønn og opp til overflaten, idet parametrene opptas av målesonder som gir viktig informasjon av mange slag for den fortløpende utvinning av de aktuelle forekomster, og f.eks. er parametrene trykk, fluidart, massetype, temperatur etc. interessante i denne sammenheng, å sende kommandoer fra overflaten for styring av apparatur og enheter så som ventiler, deksler etc.
Det har vært vanlig å måtte føre ned en elektrisk kabel
i borehullet for å kunne overføre slike data, idet kabelen nederst er koplet til målesonder og øverst har en spesiell håndteringsvinsj som tillater signal- og kraftoverføring.
Imidlertid kan ikke alltid en kabel med sonder eller som skal tilkoples slike eller eventuelt styre innretninger nede i et borehull, senkes ned, særlig ikke når et borehull er i drift eller når ventiler eller skilleinnretninger ikke kan passeres av en eller annen grunn, enten kabelen har påmontert utstyr eller ikke.
En annen metode er utviklet i de senere år og kjent under benevnelsen DHMWD eller rett og slett MWD, idet dette står for "Down Hole Measurement While Drilling", en passende norsk benevnelse kan kanskje være "dypmåling under drift". Denne metode går ut på
å overføre data via trykkpulsfølger (slampulser) i sirkulasjons-
kanalen for boreslam og som dannes av de enkelte borerør under boringen. Dette blir følgelig en akustisk overføringsmetode.
Denne fremgangsmåte har imidlertid som den først omtalte vist seg å være lite pålitelig, meget kostbar og temmelig begrenset. Den er begrenset til borehull som er under boring og har sirkulasjon
av boreslam og kan følgelig ikke brukes i produksj onsbrønner eller under prøver, for å ta to eksempler. Overføringsapparatur som bygger på elektromagnetisme kan imidlertid anvendes i alle typer brønner eller borehull, enten disse er i ferd med å bores, under forsøk, produserer hydrokarboner etc.
Basert på dette kjente prinsipp for elektromagnetisk over-føring er det lansert forskjellige typer innretninger med antenne-systemer for sending og mottaking. En av disse består av et elektrisk isolert skjøteelement som gir et skille mellom den øvre del av en borestreng - og som tjener som bølgeleder for et elektrisk signal - fra et nedre parti som tjener som antenne.
Norsk patent 163.578 er gitt til et slikt konsept for overføring av data fra en oljebrønn og opp til overflaten, og det beskrives en spesialantenne for elektromagnetisk overføring. I norsk patent 166.829 beskrives videre en antenneanordning for å overføre signaler elektromagnetisk gjennom en elektrisk ledende vegg, f .eks. et skipsskrog. Det er i dette tilfelle ingen galvanisk forbindelse mellom overføringssystemets sender og mottaker. Fra EP 0.339.825 kjennes en antenne med isolasjon, for overføring av informasjon fra et borehull og opp til overflaten, og GB 2.251.159 beskriver en mottakerdel for et system med tilsvarende antenneut-rustning for signalsending. Et isolerende belte er lagt inn mellom antennens poler. Videre kjennes fra US 4.578.675 og 4.806.928 tilsvarende teknikk for kabelfri overføring av signaler fra en boret brønn og til overflaten.
Endelig vises til den generelle lærebok i slik teknikk: "MWD Technology" fra Petroleum Engineer International, oktober 1988.
Benytter man en av disse kjente måter å sende ut signaler
på, ad elektromagnetisk vei, vil imidlertid den mulige utbredelsesavstand være avhengig av den midlere elektriske resistivitet av den omgivende formasjon. Når denne resistivitet eller spesifikke motstand er i størrelsesorden 10 Qm, hvilket gjerne er tilfelle i sekundært sedimentærfjell så som i området rundt Paris (Paris-
leiet) eller i det sentrale USA, kan man oppnå en overføring over lengder på maksimalt 3000 - 4000 m.
I kontrast til dette kan man innenfor den aktuelle teknik-kens stand ikke benytte denne fremgangsmåte for analog/digital signal- eller dataoverføring annet enn i borehull med relativt liten dybde, nemlig i størrelsesorden 1200 - 1500 m når den omgivende formasjon har en midlere spesifikk motstand på omkring 1 fim. Dette er tilfelle i sedimentære tertiærformasjoner mellom kontinentene, så som f .eks. i Nordsjøen, Mexicogulfen eller Guinea-gulfen utenfor Vest-Afrika. En slik maksimal overføringsdybde er helt utilstrekkelig for de fleste oljebrønner som gjerne kan ha en dybde som overstiger 2000 - 4000 m.
Man innser således behovet for å ha til rådighet en fremgangsmåte som i betydelig grad tillater at den maksimale utbredelsesavstand for signaler kan økes langs en metallkanal eller -vei, og fremgangsmåten skal også kunne benyttes for produksjonshull.
Denne oppfinnelse gir en løsning på dette problem og sikter mot en fremgangsmåte for overføring av data, parametre og kommando-signaler via en metalleder langs en metallvei, og fremgangsmåten skal videre være universelt anvendelig, også for horisontale kanaler så som horisontale rørledninger og borehull. Problemer anses løst med den fremgangsmåte som fremgår av innledningen på det etter-følgende patentkrav 1, og denne fremgangsmåte er særlig kjennetegnet ved påtrykk av et elektrisk signal fra en sender mellom to punkter i stor avstand fra hverandre på en elektrisk ledende kanal uten at det kreves innsetting av et elektrisk isolerende skjøteelement, idet den elektriske meget store motstand av et slikt erstattes av den lille, men målbare elektriske motstand av den ledende kanal mellom de to påtrykkspunkter for det utsendte elektriske signal.
Ifølge et annet kjennetegnende trekk ved oppfinnelsen består fremgangsmåten i å fjerne den nedre ledende polende lengst mulig fra den tilsvarende øvre ledende polende, hvilke er koplet til den sender som sender ut signalene og videre er galvanisk koplet til den metallkanal eller -vei som tjener som ledeelementer for de utsendte bølger og danner en dipol med stor lengdeutstrekning, hvilken utstrekning spenner over mer enn én lengde av et borerør eller et vektrør eller flere foringsrør.
Man kan dessuten oppnå en fordel ved å heve den øvre pol (Pl) av antennedipolen fra jordoverflaten eller sjøbunnen, og likeledes bringe den nedre pol (P2) fra den nedre frie ende av forings- eller produksjonsrøret.
Oppfinnelsen gjelder likeledes forskjellige anlegg som tjener til å utføre fremgangsmåten, enten i de utførelsesformer som inngår i oppfinnelsen eller i kombinasjon med den kjente teknikk. Fremgangsmåten kan f.eks. anvendes for måleopptak under boring (MWD), for produksjonsprøver (drill stem tests), for målinger med faste målelærer for forskjellige parametre, og i forbindelse med styring av forskjellige innretninger nede i et borehull, så som sikkerhetsventiler.
Andre karakteristiske trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den nå følgende beskrivelse som støtter seg til de tilhørende tegninger, idet disse skjematisk illustrerer bestemte utførelseseksempler av anlegg for utførelse av fremgangsmåten og innenfor forskjellige utvinningssystemer for petrolumsforekomster.
For å gjøre tegningene enklere er ikke detaljer i riktig målestokk.
Fig. 1 viser et delvis lengdesnitt av et konvensjonelt type anlegg i form av et borehull hvor det benyttes et kjent elektromagnetisk system for overføring av informasjon (MWD) under boringen og som omfatter et isolert skjøteelement mellom et av de nedre borerør og det som driver boreverktøyet, fig. 2 viser et tilsvarende lengdesnitt av et anlegg som benytter oppfinnelsens fremgangsmåte og en dipol med stor lengde anordnet i det indre av borestrengen eller eventuelt produksjonsprøverør, uten at noe isolerende skjøteelement er innsatt, fig. 3 viser på tilsvarende måte et annet anlegg for utførelse av oppfinnelsens fremgangsmåte, idet det er vist hvordan en sender/mottaker er senket ned i borestrengen eller et produks j onsrør og med innsatt isolerende skj øte-element, fig. 4 viser på tilsvarende måte og i delvis lengdesnitt et anlegg med en sender/mottaker opphengt i en entrådskabel som er isolert koplet til et innskutt element som tillater regulering av dipolen, fig. 5 viser skjematisk hvordan strømmen fra senderen eller til mottakeren i sender/mottakeren vil gå mellom de elektro-niske kretser og de såkalte injeksjonspoler, fig. 6 viser et lengdesnitt gjennom et anlegg i spesiell utførelse, hvor det indre av borestrengen selv tjener som dipolleder, fig. 7 viser skjematisk en særlig utførelsesform av oppfinnelsens anlegg, innrettet for å kunne sende måleresultater vedrørende trykk og temperatur helt nede fra bunnen av borehullet (under prøveventilen), fig. 8 viser et detaljutsnitt i større målestokk av en del av fig. 7, nemlig den del som er innsirklet med en strekpunktert linje, fig. 9 viser et prinsipielt utsnitt av en borestreng, en sender/mottaker og en øvre og en nedre injeksjonspol Pl hhv. P2, fig. 10 viser et ekvivalentskjerna for hvordan strømmen fordeles mellom de to injeksjonspoler, og fig. 11 viser et ekvivalent skjema for polenes injeksjonsimpedans for et signal som kommer fra en sender /mottaker.
Som nevnt ovenfor viser fig. 1 et allerede kjent anlegg for MWD (måling i sanntid under boring i et borehull), med et kjent antennesystem for sending og mottaking. Antennesystemet har et innskutt elektrisk isolert skjøteelement X som isolerer det øvre parti 2 av en borestreng fra det tilsvarende nedre parti 3, idet dette omfatter borestrengens nederste rør med boreverktøyet 4.
I det indre av borestrengen 2, 3 er skjematisk vist et sylindrisk element 5 som på kjent måte omslutter sensorer, elektron-iske kretser og en energikilde, f.eks. et strømforsyningsbatteri, disse elementer er imidlertid ikke vist. En øvre pol Pl som kan kalles en injeksjonspol er indikert på oversiden av det sylindriske element 5, og en tilsvarende nedre injeksjonspol P2 er koplet til det nedre parti 3 av borestrengen, og mellom polene Px, P2påtrykkes et elektrisk vekselspenningssignal som er modulert med lav frekvens, i størrelsesorden noen få Hz.
Det modulerte signal representerer målesignalet fra sensorene, og i praksis vil den injiserte strøm via polene være i størrelsesorden noen få ampére, og den påtrykte spenning kan være noen få volt.
De viktigste målinger som man kan utføre med et slikt målesystem er særlig målinger vedrørende de geometriske forhold for boreverktøyet, spesielt når boringen er såkalt awiksboring, dvs. at boreretningen avviker fra vertikalen. Slik boring er meget vanlig i dag. De geometriske forhold for boreverktøyet kan beskrives entydig av følgende tre vinkler: inklinasjonsvinkelen, asimut for inklinasjonsplanet, og vinkelstillingen av verktøyets frontflate ( "tool face" ). Andre interessante målinger kan være den naturlige radioaktivitet i grunnen (måles som gammastråler), trykk og temperatur av væske eller slam inne i og utenfor borestrengen, den radioaktivitet som forårsakes av en neutronkilde etc.
I denne konfigurasjon gir det signal som injiseres mellom polene Pl og P2 årsak til utbredelse av elektromagnetiske bølger ut i formasjonen rundt borehullet, og disse bølger vil ledes langs de metallkanaler som dannes av det øvre parti 2 av borestrengen og av de foringsrør 6, 7 som strekker seg oppover (det parti av borestrengen som gjerne går under benevnesen "open hole" er indikert ved 12). Bølgene føres langs den metallforplantningsvei som rørene danner opp til overflaten hvor de mottas av en sender/mottaker 9 som på den ene side er forbundet (via en ledning 10) med borestrengens masse eller brønnhodet (eventuelt annet rørutstyr som hører med til boreinstallasjonen) og på den annen side til et jordpunkt 11 i størst mulig avstand fra borehullet, og generelt på sjøbunnen hvis det dreier seg om undervannsboring.
Selv om et slikt kjent anlegg og målesystem har den store fordelen av å være enkelt, pålitelig og hensiktsmessig, vil den maksimale utbredelsesavstand for de elektromagnetiske bølger være meget avhengig av den midlere resistivitet av formasjonen og som, slik det er antydet ovenfor, er meget variabel og avhengig av utvinningsstedet.
Oppfinnelsen har således som et hovedmål å forbedre disse forhold og komme frem til en fremgangsmåte hvor utbredelsen kan foregå effektivt over hele lengden av en underjordisk kanal, særlig den som en brønn eller et borehull for olje, gass eller vann representerer, og samtidig uten å kreve et høyt effektnivå for signaloverføringen. Likeledes tas sikte på at vedlikeholdskostnadene blir redusert og at informasjonsmengden som kan overføres blir øket. Man har funnet at direkteutsendelsen av signalet, i form av bølger blir bedre desto lavere den lineære impedans av kanalen er, og da gjelder dette både impedansens resistive del og dens reaktive eller induktive del. Det materiale som derfor best egner seg i en slik bølgeledende kanal er aluminium.
Hensikten med oppfinnelsen er altså å trekke nytte av
det faktum at den lineære impedans, dvs. den komplette serie-motstand, av de enkelte metalliske ledere med rørform som danner den ledende kanal, ikke er null, men har en endelig og målbar verdi. Dette er faktisk en ulempe for den konvensjonelle måte å overføre signaler på, men gir flere fordeler for den foreliggende oppfinnelse som følgelig vil være universelt anvendbar, også i kombinasjon med det omtalte kjente system.
Fig. 2 viser et anlegg for å utføre oppfinnelsen, og det vises skjematisk hvordan en dipolinnretning med en øvre og en nedre injeksjonspol Pl hhv. P2 er senket ned i et borehull under boring, med sin borehullvegg utenfor det frie ringrom som går under benevnelsen "open hole" 12. Ovenfor og utenfor det frie ringrom 12 er vist et foringsrør 13 og en borestreng 17. Den innretning som sender ut et signal til dipolinnretningen er symbolisert som en generator 14 og har en nedre isolert ledning 15 og en tilsvarende øvre isolert ledning 16, hver avsluttet i en nedre ende F2 og en øvre ende Fl, hver avsluttet i en spiss som danner den allerede nevnte injeksjonspol Pl hhv. P2. Dipolinnretningen eller dipolen er strukket ut over en stor lengde, og dens virkning vil være større desto større avstand injeksjonspolene Pl, P2 har fra hverandre, og avstanden vil fortrinnsvis alltid være større enn lengden av et borerør eller et foringsrør, fortrinnsvis minst 3 rørlengder.
Generatoren 14 som altså tjener som en signalsender og som like gjerne kan kalles sender, og de tilhørende ledninger 15 og 16 er på figuren vist plassert inne i borestrengen 17, men de kan også være plassert i det frie ringrom 12 mellom borestrengen og foringsrøret 13.
Fig. 3 viser en utførelsesvariant av anlegget vist på fig. 2. Denne variant avviker ikke fra den vist på fig. 2 annet enn ved tilstedeværelsen av et elektrisk isolert skjøteelement 18 (som eventuelt kan høre med). Skjøteelementet er innskutt mellom en øvre del 17a og en nedre del 17b av borestrengen 17, og en sender/mottaker 14 er i dette tilfelle koplet til injeksjonspolene Pl og P2 og plassert omtrent på høyde med skjøteelementet 18.
Sender/mottakeren 14 kan naturligvis være plassert ved hvilken som helst høyde i borestrengen, så lengde den er forbundet med polene Pl og P2, og det viktige er at det er disse som er holdt i en relativt stor avstand fra hverandre.
I det viste anlegg letter det borefluid som fyller ringrommet 19 mellom borestrengen og foringsrøret 13 signaloverføringen ut mot foringsrøret fra borestrengen som følge av signaleksiteringen av polene.
Selv om det later til å være lite praktisk å anordne sender/mottakeren utenfor borestrengen (og i kontakt med formasjonen utenfor), ved at det åpenbart vil være vanskeligheter med plasseringen, eventuell opptrekking og særlig plasseringen av ledningene som forbinder den med de valgte poler, kan den utføres i armert eller skjermet, slik det skal gjennomgås senere og nettopp anordnes på yttersiden av det såkalte kompletteringsrør, i det ringrom som er fylt med væske eller boreslam. En slik plassering kan være særlig gunstig for fjernkommando av en prøveventil, en sikkerhetsventil eller en såkalt gassløfteventil, eventuelt anvedt tilsvarende inngrepsutstyr.
Fig. 4 viser en variant som avviker noe fra fig. 2 og
3 og i stedet illustrerer et anlegg under drift i henhold til oppfinnelsen, med en sender/mottaker 14 opphengt i en isolert enlederkabel 20, eventuelt armert for å motstå de påkjenninger som måtte oppstå. Sender/mottakeren 14 er koplet via en kop-lingsenhet 21 til en forlengerkabel 22 som ved hjelp av en vinsj 23 av kjent type og hvis trekkline er ført over en trinse 25 festet til en løsbar avstiver 26, også av kjent type og hvis nedre rør-formede ende er skrudd inn i den øverste tilsvarende gjengede del
av overgangsstykket ned til en borestreng 27. Sender/mottakeren er opphengt inne i borestrengen 27 og har fortrinnsvis sentrerings-knaster 28 av metall på yttersiden for sentrering og samtidig for galvanisk forbindelse med det indre av borestrengen, idet sentrer-ingsknastene kommer til å tjene som den nedre injeksjonspol P2.
Fig. 5 viser skjematisk den elektriske forbindelse mellom polene Pl og P2 på hver side av sender/mottakeren, mot veggen av borestrengen 27. Forbindelsesledningene mellom polene og sender/ mottakeren er i dette tilfelle lagt inn i en metallkapsel som er vist med strekpunkterte linjer på tegningen.
Metallkapselen omslutter også sender/mottakeren 14 og danner i endene en galvanisk forbindelse med den ytterste del av ledningene, nær polene Pl og P2. En galvanisk forbindelse her vil kunne synes ulogisk og vil bare ha en mening dersom den elektriske motstand eller impedans av kapselen 29 mellom polene er betydelig høyere enn den tilsvarende motstand eller impedans mellom polene og regnet langs borerørets metallgods. Ved 21 er antydet at kapselen er brutt og elektrisk isolert og slik at den nedre del av kapselen 29 danner en skjerm 20 rundt sender/mottakeren 14 og ledningen mellom denne og den øvre pol Pl, mens den øvre del av kapselen
29 er forbundet med ledningen og danner i tillegg en ytre skjerm
22 rundt denne. Kapselen 29 har egentlig ikke annen funksjon enn en ren mekanisk beskyttelse av ledningen og sender/mottakeren.
Det målesystem som på denne måte dannes er interessant
ved at "kortslutningsmotstanden" mellom polene egentlig ikke er null og representerer en kortslutning, men såvidt stor at sending og mottaking av elektriske signaler kan finne sted langs og på tvers av en streng av bore- og/eller foringsrør.
Fig. 6 viser en viktig variant av oppfinnelsens anlegg eller målesystem, nærmere bestemt viser fig. 6 en variant av den versjon som er vist på fig. 3, men ledningene 15 og 16 er utelatt, idet borerør utøver ledningenes funksjon. Fig. 6 viser at borestrengen inne i foringsrørene 6, 7 har et elektrisk isolert skjøteelement 18 og den enhet som rommer sender/mottakeren 14, idet denne enhet i stedet for å være anordnet inne i borestrengen er plassert utenpå i henhold til en konfigurasjon som innenfor fagterminologien benevnes "gauge Carrier" . I dette tilfelle sender senderdelen i sender/mottakeren 14 først ut signalene til de tilstøtende deler 17a og 17b av borestrengen, på begge sider av skjøteelementet 18, nemlig ved direkte kontakt via godset 30 i selve enheten, til delen 17a ovenfor, og via en elektrisk isolert ledning 41 til en nedre, isolert del av godset 30 og videre til delen 17b i den nedre del av borestrengen.
Et karakteristisk og viktig trekk ved denne variant slik den benyttes i forede borehull, idet foringene dannes av et indre 6 og et ytre foringsrør 7, er at man mellom det ytre foringsrør 7 og borestrengen eller den metallkanal som skal lede signalene eller de informasjonsbærende bølger, over en bestemt lengde på oversiden og undersiden av den enhet som bærer sender/mottakeren og hvis gods på fig. 6 er indikert med 30, anordnet notoriske isolerende ringer 31 som går under benevnelsen foringsrørbeskyttere og som nettopp brukes for å unngå skraping og slitasje av borestrengen når denne dreies inne i den fastsementerte streng av foringsrør.
Fig. 6 viser at borestrengen lenger oppe og lenger nede er bøyd ut slik at det dannes kontaktområder som tilsvarer polene Pl og P2, enten ved tilfeldig kontakt som følge av utbøyning, slik som vist, eller ved at det er innskutt borehullelementer så som pakninger, ekspansjonsplugger, ventiler e.l. og som kan gi direkte galvanisk forbindelse mellom borerørstrengen eller produksjonsrørene og de utenforstående foringsrør.
Det bemerkes at i denne utførelsesform er ikke delene 17a og 17b isolert fra innerveggen av det indre foringsrør 7 annet enn ved det boreslam eller -fluid som fyller borehullet og som kan være fullstendig isolerende (boreslam på oljebasis) eller bare delvis isolerende (fluid på vannbasis). Fluidet i ringrommet mellom delene 17a og 17b og det indre foringsrør 7 kan være en middelmådig elektrisk leder, men vil likevel tjene som isolator i sammenligning med den meget lille motstand som borestrengen på den ene side utgjør og foringsrørene på den annen side.
Fig. 7 viser en utførelsesf orm med faste målelærer, generelt for måling av trykk og temperatur, eventuelt også for måling av produksjonsstrøm. De er fast installert nede i borehullet og tillater overvåking av endringer i reservoarutvinningen. Man omtaler ofte målelærene som permanente hvis de er installert i borehullet for perioder på lengre enn f.eks. 6 mnd.
Sender/mottakeren 14 er her vist i ringrommet 19 på oversiden av en pakning 32 som danner et tettende skjøteelément.
En sensor 33 for måling av det innvendige trykk er anordnet like ved sender/mottakeren. En kabel 34 forbinder denne med borehullets produksjonsrør 35 via en flensring 36 som danner den nedre injeksjonspol P2, mens den øvre tilsvarende pol Pl er utført som en avgrenset og isolert leder i det indre av et rør av rustfritt stål, nemlig en såkalt "metal clad".
Det som særpreger denne utførelsesform av oppfinnelsens anlegg er at det er innkapslet i en sammenhengende metallomslutning som omfatter: sensoren, måleelektronikken, energikilden (batteriet) og den elektriske forbindelse opp til den øvre injeksjonspol Pl.
Fig. 8 viser i større målestokk enden av kabelen 34 ved en øvre flensring 37, hvor den elektriske forbindelse som danner den øvre pol Pl dannes. Det omsluttende beskyttelsesrør ("metal clad") er angitt ved 38, og dette rør har vanligvis en diameter på mellom 3 og 6,5 mm.
Den innenforliggende leder 39 er isolert radialt og forbundet med røret 38 ved hjelp av en tettende loddeforbindelse 40, og røret er videre elektrisk forbundet med produksjonsrøret 35 via den øvre flensring 37.
Det modulerte signal som sendes ut av sender/mottakerens
14 sender mottas på overflaten av den tidligere omtalte sender/ mottaker 9, og fig. 7 viser også en installasjon av en slik enhet slik som i de tidligere viste utførelsesformer.
Det skal bemerkes at oppfinnelsens anlegg ligger full stendig isolert i forhold til fluidet i borehullet, i en fullstendig omsluttende metallkapsling som kan være sveiset eller loddet sammen og fullstendig tett.
Denne utførelsesf orm av oppfinnelsen forbedrer pålitelig-heten av et anlegg som benytter faste målelærer, sammenlignet med konvensjonelle utførelsesformer.
Den utf ørelsesf orm som er vist på fig. 7 og 8 kan likeledes bevirke fjernstyring av en sikkerhetsventil eller prøveventil, eventuelt av et annet element nede i en brønn eller et borehull, også i et vilkårlig annet underjordisk elektrisk ledende rørsystem.
Prinsippskjemaer for anlegget ifølge oppfinnelsen er vist på fig. 9-11. Sender/mottakeren 14 er indikert med generatorsymbol på fig. 9 og 10, og injeksjonspolene Pl og P2 i endene av dipolen er indikert med piler. For signalveien oppover er angitt en øvre karakteristisk impedans Zcø, og tilsvarende er for signalveiene nedover i borehullet angitt én nedre karakteristisk impedans Zen. Disse impedansverdier gjenfinnes på fig. 10, hvor forøvrig Rs angir kildeimpedansen, mens Zcc angir serieimpedansen for den bølgeleder som består av borestrengen 17 (og hvis motstand pr. lengdeenhet vil være i størrelsesorden noen få m£J pr. 100 m).
Det forenklede ekvivalentskjerna som er vist på fig. 11 antyder hvordan oppfinnelsens anlegg arter seg skjematisk, idet spenningsverdien Vs tilnærmet følger formelen: Vs*Ve(Zcc/Rs).
Forskjellige andre varianter kan også tenkes uten at dette går ut over rammen for oppfinnelsen, slik denne er definert i de etterfølgende patentkrav, det som er vesentlig er imidlertid at dipolen får størst mulig lengdeutstrekning, særlig slik at injeksjonspolene kommer til å befinne seg i en avstand fra hverandre som tilsvarer flere borerør plassert etter hverandre.
Ved således å anordne sentreringsringer 31 som hindrer at borestrengen kommer til å bøye ut for nære sender/mottakeren 14 og danne forskjellig grad av kortslutning av dipolen, hører det med til oppfinnelsen at man kan anordne et isolasjonslag som kan være sammenhengende eller avbrutt og som f.eks. kan bestå av et ikke elektrisk ledende harpiksrør, i det området som ligger mellom injeksjonspolene Pl og P2 og langs borestrengens deler 17a og 17b.
Claims (35)
1. Fremgangsmåte for å overføre informasjon mellom en sender/mottaker (9) på overflaten, særlig på sjøoverflaten, og en installasjon med en signalgiver (14) i bunnen av et borehull under boring eller for produksjon, og hvor sender/mottakeren (9) både er koplet til et jordpunkt (11), særlig på sjøbunnen, i en avstand fra borehullet, og til minst ett metallgods i installasjonen, særlig en borestreng (2, 3), KARAKTERISERT VED: påtrykk av elektriske signaler fra signalgiveren (14) mellom to punkter benevnt poler (Pl, P2) på metallgodset, i en gitt og så stor relativ innbyrdes avstand at den elektriske motstand mellom polene er målbart større enn null, idet metallgodset mellom polene (Pl, P2) strekker seg sammenhengende uten noe innskutt isolerende element.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, KARAKTERISERT VED at signalgiveren (14) har en øvre og en nedre ledning (16) henholdsvis (15) med sin respektive øvre henholdsvis nedre ende (Fl, F2) for påtrykk av signalene på polene (Pl, P2), og at påtrykket av signalene omfatter kopling av ledningsendene (Fl, F2) til god elektrisk kontakt med metallgodset, slik at det dannes en elektrisk dipol for signalutbredelse fra metallgodset over en betydelig lengde av dette.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter en del av en rørstreng (17) med flere borerør, og at dipolen som omfatter polene (Pl, P2) har en lengde som strekker seg over mer enn lengden av ett borerør.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter en rørstreng (17) med flere foringsrør (13), og at dipolen har en lengde som strekker seg over flere sammenføyde foringsrør.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at påtrykket av elektriske signaler videre omfatter separering av den øvre pol (Pl) fra overflaten eller sjøbunnen og opp til en stor avstand fra denne, og tilsvarende separering av den nedre pol (P2) fra en fri nedre ende av metallgodset, slik at også den nedre pol får en stor avstand fra denne ende.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at dipolen har en lengde på over 9 m.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at dipolen har en lengde på over 27 m.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter flere borerør i en rørstreng (17), og at signalpåtrykket videre omfatter separering av den første pol (Pl) fra overflaten eller sjøbunnen slik at polen får en avstand som minst tilsvarer lengden av flere sammenføyde borerør, og separering av den andre pol (P2) fra den nederste del av rørstrengen slik at avstanden fra denne del også minst tilsvarer lengden av flere sammenføyde borerør.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter flere foringsrør i en rørstreng (17), og at signalpåtrykket videre omfatter separering av den første pol (Pl) fra overflaten eller sjøbunnen slik at polen får en avstand som minst tilsvarer lengden av flere sammenføyde foringsrør, og separering av den andre pol (P2) fra den nederste del av rørstrengen slik at avstanden fra denne del også minst tilsvarer lengden av flere sammenføyde foringsrør.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset utgjøres av flere sammenføyde rør i et rørstrengen (17), og at etableringen av dipolen med polene (Pl, P2) videre omfatter innskyting av et isolerende skjøteelement (18) mellom to påfølgende rør i rørstrengen, tilkopling av en pol (Pl, P2) på hver side av dette, og montering av signalgiveren (14) i høyde med skjøteelementet og inn mot metallgodset.
11. Fremgangsmåte ifølge 2, KARAKTERISERT VED montering
av signalgiveren (14) utenfor det området som er nærmest metallgod-i set, mellom den øvre og nedre pol (Pl, P2).
12. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter en foringsrørstreng med et rør som er forlenget inn i dette, og at signalpåtrykket omfatter montering av signalgiveren (14) mellom røret og foringsrøret.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter en foringsrørstreng, og at signal påtrykket omfatter montering av signalgiveren (14) mot formasjonen utenfor og montering av ledningsendene (Fl, F2) og foringsrøret.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter et foringsrør og innvendige bore- eller produksjonsrør som over minst den lengde som strekker seg mellom polene (Pl, P2) er elektrisk isolert med et harpikslag.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, KARAKTERISERT VED å utruste bore- eller produksjonsrørene med sentreringsringer (31) for å hindre utbøyning av deler (17a, 17b) av den rørstreng (17) som rørene danner.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter et foringsrør med innvendige bore- eller produksjonsrør, og at signalpåtrykket innebærer innmontering av isolerende sentreringsringer (31) hvor en betydelig lengde av rørene, og anordning av polen (Pl, P2) utenfor den lengde hvor sentreringsringene er innsatt, nemlig i områdene hvor bore- eller produksjonsrørene er i kontakt med foringsrørstrengen.
17. Anlegg for å overføre informasjon mellom en sender/mottaker (9) på overflaten, særlig på sjøoverflaten, og en installasjon med en signalgiver (14) i bunnen av et borehull under boring eller for produksjon, og hvor sender/mottakeren (9) både er koplet til et jordpunkt (11), særlig på sjøbunnen, i en avstand fra borehullet, og til minst ett metallgods i installasjonen, særlig en borestreng (2, 3), KARAKTERISERT VED: en signalgiver (14) for påtrykk av elektriske signaler mellom to punkter benevnt poler (Pl, P2) på metallgodset, i en gitt og så stor relativ innbyrdes avstand at den elektriske motstand mellom polene er målbart større enn null, idet metallgodset mellom polene (Pl, P2) strekker seg sammenhengende uten noe innskutt isolerende element.
18. Anlegg ifølge krav 17, KARAKTERISERT VED at signalgiveren (14) har en øvre ledning (16) med sin respektive øvre ende (Fl), og en nedre ledning (15) med sin respektive nedre ende (F2), og at endene (Fl, F2) er galvanisk forbundet med metallgodset og derved utgjør polene (Pl, P2) slik at det dannes en elektrisk dipol med betydelig lengde.
19. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter en del av en rørstreng (17) med flere borerør, og at dipolen som omfatter polene (Pl, P2) har en lengde som strekker seg over mer enn lengden av ett borerør.
20. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter en rørstreng (17) med flere foringsrør (13), og at
dipolen har en lengde som strekker seg over flere sammenføyde foringsrør.
21. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at dipolen har en lengde på over 9 m.
22. Anlegg ifølge krav 21, KARAKTERISERT VED at dipolen strekker seg over en lengde som tilsvarer minst tre borerør.
23. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at den øvre ende (Fl) er ført opp fra overflaten eller sjøbunnen til en avstand som minst tilsvarer flere rør i rørstrengen, og at den nedre ende (F2) er ført fra enden av rørstrengen, en avstand som også minst tilsvarer flere rør.
24. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter en foringsrørstreng med en innvendig bore- eller produksjonsrørstreng, og at signalgiveren (14) og ledningene (15, 16) er anordnet innenfor foringsrøret og bore- eller produksjonsrør-strengen.
25. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at metallgodset har en elektrisk isolator innskutt mellom polene (Pl, P2).
26. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at signalgiveren (14) har sin øvre ledning (16) utformet som eller koplet til en bæreline for å holde signalgiveren opphengt i metallgodset.
27. Anlegg ifølge krav 26, KARAKTERISERT VED at linen har en isolert kjerne og en metallkapsel som er kortsluttet ved polene (Pl, P2) og strekker seg over signalgiveren.
28. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at metallgodset omfatter en foringsrørstreng med en innvendig borestreng som danner en øvre og nedre elektrisk leder med sin respektive pol (Pl, P2).
29. Anlegg ifølge krav 28, KARAKTERISERT VED at polene er fastlagt ved galvaniske kontaktpunkter mellom borerørstrengen og foringsrørstrengen, idet borerørstrengen har flere sentrerings-plugger for å beskytte mot den utvendige foringsrørstreng, mellom polene (Pl, P2).
30. Anlegg ifølge krav 29, KARAKTERISERT VED at signalgiveren er anordnet mellom borerørstrengen og foringsrørstrengen, og at borerørstrengen har en elektrisk isolator innskutt for å skille mellom en øvre og nedre leder.
31. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at metallgod
set omfatter en produksjonsrørstreng, og at en øvre leder i metallgodset omfatter en line og en flensring koplet til denne og produksjonsrørstrengen slik at den første pol (Pl) dannes der, og at den nedre leder av metallgodset omfatter en nedre flensring koplet til signalgiveren og produksjonsrørstrengen.
32. Anlegg ifølge krav 31, KARAKTERISERT VED at linen omfatter en isolert leder innenfor et omsluttende metallrør, og at signalgiveren (14) er anordnet innenfor en sammenhengende metallkapsel.
33. Anlegg ifølge krav 18, KARAKTERISERT VED at metallgodset er elektrisk isolert over hele dets lengde mellom polene (Pl, P2).
34. Anlegg for trådløs dataoverføring fra en installasjon nede i et borehull og en mottaker på overflaten, og med en elektrisk ledende foringsrørstreng i borehullet, idet installasjonen omfatter: a) en sensor (33) for å registrere formasjonsparametre i nærheten av installasjonen og videreformidle registreringene via signaler, b) en signalgiver (14) som er koplet til en mottaker for å motta signalene fra sensoren og videreformidle data via en første og en andre terminal, c) en første elektrisk leder for galvanisk forbindelse mellom den første terminal og et første punkt på innerveggen av foringsrør-strengen, og d) en andre elektrisk leder for galvanisk forbindelse mellom den andre terminal og et andre punkt på innerveggen av foringsrør-strengen, hvorved en modulert strøm som er proporsjonal med signalet fra signalgiveren bringes til å strømme avvekslende i den ene og den andre retning gjennom den ledende del av foringsrørstrengen, slik at det settes opp et elektrisk potensial på yttersiden av denne, hvilket potensial induserer et elektromagnetisk vekselfelt som vil bre seg utover gjennom formasjonen for å fanges opp av mottakeren på overflaten, KARAKTERISERT VED at det første og det andre punkt har en gitt og relativt stor innbyrdes avstand, og er elektrisk sammenkoplet via en elektrisk ledende del av forings-rørstrengen mellom dem, uten noe innskutt isolerende element.
35. Fremgangsmåte for overføring av signaler mellom en installasjon nede i et borehull og en mottaker på overflaten, og med følgende trinn: a) etablering av et borehull som har en elektrisk ledende forings-rørstreng, b) etablering av en installasjon nede i borehullet og med en sensor og en signalgiver, idet sensoren kan registrere parametre i den omsluttende formasjon, mens signalgiveren kan sende ut data via signaler og en første og en andre terminal, c) montering av installasjonen i borehullet, d) elektrisk tilkopling av den første terminal til et første punkt på innerveggen av foringsrørstrengen, e) elektrisk tilkopling av den andre terminal til et andre punkt på innerveggen av foringsrørstrengen, f) aktivering av sensoren for å registrere parametre i formasjonen nær installasjonen og frembringe tilsvarende signaler, g) formidling av signalene fra sensoren for å videreformidle disse via signaler fra signalgiveren, h) ledning av en modulert strøm som varierer i samsvar med signalene fra signalgiveren, vekselvis i den ene og den andre retning gjennom den elektrisk ledende del av foringsrørstrengen, slik at det settes opp et vekselspenningspotensial på yttersiden av denne og slik at det dannes et tilsvarende elektromagnetisk vekselfelt i formasjonen rundt borehullet, og i) registrering av en fraksjon av det elektromagnetiske felt med en avstand som ligger fjernt fra installasjonen, i den hensikt å ta imot informasjonen som overføres via signalene fra signalgiveren, KARAKTERISERT VED at det første og det andre punkt har en gitt og relativt stor innbyrdes avstand, og er elektrisk sammenkoplet via en elektrisk ledende del av foringsrørstrengen mellom dem, uten noe innskutt isolerende element.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9111279A FR2681461B1 (fr) | 1991-09-12 | 1991-09-12 | Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur. |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO923540D0 NO923540D0 (no) | 1992-09-11 |
NO923540L NO923540L (no) | 1993-03-15 |
NO307007B1 true NO307007B1 (no) | 2000-01-24 |
Family
ID=9416891
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO923540A NO307007B1 (no) | 1991-09-12 | 1992-09-11 | Dataoverfoering til en elektromagnetisk styreenhet koplet til et roerledningssystem |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5394141A (no) |
JP (1) | JP3437851B2 (no) |
CA (1) | CA2078090C (no) |
FR (1) | FR2681461B1 (no) |
GB (1) | GB2259832B (no) |
IT (1) | IT1260486B (no) |
NO (1) | NO307007B1 (no) |
OA (1) | OA09595A (no) |
Families Citing this family (109)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
ES2046133B1 (es) * | 1992-06-23 | 1995-02-16 | Geoservices | Procedimiento e instalacion para la transmision de informaciones, de parametros y de datos a un organo electro-magnetico de recepcion o de mando asociado a una canalizacion subterranea de gran longitud. |
AU685132B2 (en) * | 1993-06-04 | 1998-01-15 | Gas Research Institute, Inc. | Method and apparatus for communicating signals from encased borehole |
US5512889A (en) * | 1994-05-24 | 1996-04-30 | Atlantic Richfield Company | Downhole instruments for well operations |
US7252160B2 (en) * | 1995-06-12 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Electromagnetic gap sub assembly |
CA2151525C (en) | 1995-06-12 | 2002-12-31 | Marvin L. Holbert | Subsurface signal transmitting apparatus |
FR2750450B1 (fr) * | 1996-07-01 | 1998-08-07 | Geoservices | Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique |
US5883516A (en) * | 1996-07-31 | 1999-03-16 | Scientific Drilling International | Apparatus and method for electric field telemetry employing component upper and lower housings in a well pipestring |
US6396276B1 (en) | 1996-07-31 | 2002-05-28 | Scientific Drilling International | Apparatus and method for electric field telemetry employing component upper and lower housings in a well pipestring |
US5960370A (en) * | 1996-08-14 | 1999-09-28 | Scientific Drilling International | Method to determine local variations of the earth's magnetic field and location of the source thereof |
US6188223B1 (en) | 1996-09-03 | 2001-02-13 | Scientific Drilling International | Electric field borehole telemetry |
FR2766900B1 (fr) * | 1997-08-04 | 1999-09-03 | Geoservices | Dispositif de raccordement electriquement isolant entre deux elements metalliques |
US5942990A (en) * | 1997-10-24 | 1999-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic signal repeater and method for use of same |
US6075462A (en) * | 1997-11-24 | 2000-06-13 | Smith; Harrison C. | Adjacent well electromagnetic telemetry system and method for use of the same |
US6144316A (en) * | 1997-12-01 | 2000-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic and acoustic repeater and method for use of same |
US6177882B1 (en) * | 1997-12-01 | 2001-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic-to-acoustic and acoustic-to-electromagnetic repeaters and methods for use of same |
US6218959B1 (en) | 1997-12-03 | 2001-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fail safe downhole signal repeater |
US6018501A (en) * | 1997-12-10 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea repeater and method for use of the same |
NO985712L (no) * | 1998-01-27 | 1999-07-28 | Halliburton Energy Serv Inc | Nedihulls telemetrisystem og fremgangsmåte for fjernkommunikasjon |
US6150954A (en) * | 1998-02-27 | 2000-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea template electromagnetic telemetry |
CA2232213C (en) * | 1998-03-16 | 2004-09-28 | Ryan Energy Technologies Inc. | Subassembly electrical isolation connector for drill rod |
US6158532A (en) * | 1998-03-16 | 2000-12-12 | Ryan Energy Technologies, Inc. | Subassembly electrical isolation connector for drill rod |
GB2338253B (en) * | 1998-06-12 | 2000-08-16 | Schlumberger Ltd | Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations |
GB9818418D0 (en) * | 1998-08-26 | 1998-10-21 | Dailey Ids Limited | Sub |
US20040239521A1 (en) * | 2001-12-21 | 2004-12-02 | Zierolf Joseph A. | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US7283061B1 (en) * | 1998-08-28 | 2007-10-16 | Marathon Oil Company | Method and system for performing operations and for improving production in wells |
FR2785017B1 (fr) | 1998-10-23 | 2000-12-22 | Geoservices | Methode et systeme de transmission d'informations par onde electromagnetique |
US7513305B2 (en) * | 1999-01-04 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for operating a tool in a wellbore |
US6736210B2 (en) | 2001-02-06 | 2004-05-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for placing downhole tools in a wellbore |
US7407006B2 (en) * | 1999-01-04 | 2008-08-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | System for logging formations surrounding a wellbore |
GB0100107D0 (en) * | 2001-01-03 | 2001-02-14 | Flight Refueling Ltd | Data transmission in pipeline systems |
US7071837B2 (en) * | 1999-07-07 | 2006-07-04 | Expro North Sea Limited | Data transmission in pipeline systems |
US6572152B2 (en) | 1999-12-29 | 2003-06-03 | Ryan Energy Technologies Inc. | Subassembly electrical isolation connector for drill rod |
US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
US6679332B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
US6662875B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-12-16 | Shell Oil Company | Induction choke for power distribution in piping structure |
US6758277B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-07-06 | Shell Oil Company | System and method for fluid flow optimization |
US20020036085A1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US6715550B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
US6840316B2 (en) | 2000-01-24 | 2005-01-11 | Shell Oil Company | Tracker injection in a production well |
US6633164B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Measuring focused through-casing resistivity using induction chokes and also using well casing as the formation contact electrodes |
US7114561B2 (en) | 2000-01-24 | 2006-10-03 | Shell Oil Company | Wireless communication using well casing |
US6817412B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-11-16 | Shell Oil Company | Method and apparatus for the optimal predistortion of an electromagnetic signal in a downhole communication system |
US7259688B2 (en) * | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
CA2401705C (en) | 2000-03-02 | 2013-09-24 | Shell Canada Limited | Wireless downhole measurement and control for optimizing gas lift well and field performance |
AU2001243413B2 (en) * | 2000-03-02 | 2004-10-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Controlled downhole chemical injection |
EG22420A (en) | 2000-03-02 | 2003-01-29 | Shell Int Research | Use of downhole high pressure gas in a gas - lift well |
NZ521121A (en) * | 2000-03-02 | 2005-03-24 | Shell Int Research | Wireless communication using well casing |
EP1259702B1 (en) * | 2000-03-02 | 2006-05-24 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Power generation using batteries with reconfigurable discharge |
WO2001065061A1 (en) | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator |
US7170424B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-01-30 | Shell Oil Company | Oil well casting electrical power pick-off points |
US7073594B2 (en) | 2000-03-02 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
RU2256074C2 (ru) | 2000-03-02 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система управления связями и подачей электрического тока, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ добычи нефтепродуктов из нефтяной скважины |
US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
US6989764B2 (en) * | 2000-03-28 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
US6516663B2 (en) | 2001-02-06 | 2003-02-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole electromagnetic logging into place tool |
US7322410B2 (en) * | 2001-03-02 | 2008-01-29 | Shell Oil Company | Controllable production well packer |
DE10112394A1 (de) * | 2001-03-13 | 2002-10-02 | Ticona Gmbh | Leitfähige Kunststofformmasse, ihre Verwendung und daraus hergestellte Formkörper |
US7123162B2 (en) | 2001-04-23 | 2006-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea communication system and technique |
US7014100B2 (en) * | 2001-04-27 | 2006-03-21 | Marathon Oil Company | Process and assembly for identifying and tracking assets |
GB0116120D0 (en) * | 2001-06-30 | 2001-08-22 | Maxwell Downhole Technology Lt | Insulating device and assembly |
US6657597B2 (en) * | 2001-08-06 | 2003-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional signal and noise sensors for borehole electromagnetic telemetry system |
US6781520B1 (en) | 2001-08-06 | 2004-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Motion sensor for noise cancellation in borehole electromagnetic telemetry system |
US6781521B1 (en) | 2001-08-06 | 2004-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filters for canceling multiple noise sources in borehole electromagnetic telemetry system |
US6970099B2 (en) * | 2001-12-04 | 2005-11-29 | Ryan Energy Technologies Inc. | Apparatus, system, and method for detecting and reimpressing electrical charge disturbances on a drill-pipe |
US7324011B2 (en) * | 2004-04-14 | 2008-01-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Method and system for pipeline communication |
US7276264B1 (en) * | 2002-02-11 | 2007-10-02 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods for coating conduit interior surfaces utilizing a thermal spray gun with extension arm |
US7334485B2 (en) * | 2002-02-11 | 2008-02-26 | Battelle Energy Alliance, Llc | System, method and computer-readable medium for locating physical phenomena |
WO2003090311A2 (en) * | 2002-04-16 | 2003-10-30 | Computalog Usa, Inc. | Extended range emf antenna |
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 |
US6926098B2 (en) * | 2002-12-02 | 2005-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Insulative gap sub assembly and methods |
FR2848363B1 (fr) * | 2002-12-10 | 2005-03-11 | Geoservices | Dispositif de transmission de donnees pour une installation d'exploitation de fluides contenus dans un sous-sol. |
US7032930B2 (en) * | 2003-02-28 | 2006-04-25 | Ryan Energy Technologies | Electrical isolation connector subassembly for use in directional drilling |
US7170423B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-01-30 | Weatherford Canada Partnership | Electromagnetic MWD telemetry system incorporating a current sensing transformer |
US7145473B2 (en) * | 2003-08-27 | 2006-12-05 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Electromagnetic borehole telemetry system incorporating a conductive borehole tubular |
US7080699B2 (en) * | 2004-01-29 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore communication system |
CA2509819C (en) * | 2004-06-14 | 2009-08-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for reducing electromagnetic signal noise |
US20050284531A1 (en) * | 2004-06-24 | 2005-12-29 | Threadgill Travis J | Drill pipe assembly |
GB0426594D0 (en) * | 2004-12-03 | 2005-01-05 | Expro North Sea Ltd | Downhole communication |
WO2006083764A1 (en) * | 2005-01-31 | 2006-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Telemetry system with an insulating connector |
EP1748151B1 (en) | 2005-07-29 | 2010-01-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and apparatus for transmitting or receiving information between a downhole equipment and surface |
US7554458B2 (en) * | 2005-11-17 | 2009-06-30 | Expro North Sea Limited | Downhole communication |
CA2544457C (en) | 2006-04-21 | 2009-07-07 | Mostar Directional Technologies Inc. | System and method for downhole telemetry |
EP1953570B1 (en) * | 2007-01-26 | 2011-06-15 | Services Pétroliers Schlumberger | A downhole telemetry system |
US20130030708A1 (en) * | 2007-11-29 | 2013-01-31 | Stanislav Wihelm Forgang | Wellbore logging performance verification method and apparatus |
US10119377B2 (en) * | 2008-03-07 | 2018-11-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
US9194227B2 (en) * | 2008-03-07 | 2015-11-24 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a wellbore |
GB2472732B (en) * | 2008-06-10 | 2012-06-13 | Haliburton Energy Services Inc | Method and system of transmitting electromagnetic waves from a wellbore |
US20110132607A1 (en) * | 2009-12-07 | 2011-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and Technique to Communicate With a Tubing-Conveyed Perforating Gun |
US8850899B2 (en) | 2010-04-15 | 2014-10-07 | Marathon Oil Company | Production logging processes and systems |
GB201012175D0 (en) | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
GB201012176D0 (en) | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Well |
RU2475644C1 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Омский государственный университет им. Ф.М. Достоевского" | Способ передачи и приема информации с забоя скважины на поверхность по электромагнитному каналу связи по породе с использованием сквид-магнитометра |
RU2523324C1 (ru) * | 2013-04-26 | 2014-07-20 | Открытое акционерное общество "Концерн "Центральный научно-исследовательский институт "Электроприбор" | Способ передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу |
WO2015153305A1 (en) * | 2014-04-04 | 2015-10-08 | Shell Oil Company | Insulated conductors formed using a final reduction step after heat treating |
WO2016099505A1 (en) | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-efficiency downhole wireless communication |
AU2014415641B2 (en) | 2014-12-29 | 2018-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetically coupled band-gap transceivers |
GB2550863A (en) | 2016-05-26 | 2017-12-06 | Metrol Tech Ltd | Apparatus and method to expel fluid |
GB2550865B (en) | 2016-05-26 | 2019-03-06 | Metrol Tech Ltd | Method of monitoring a reservoir |
GB2550867B (en) | 2016-05-26 | 2019-04-03 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules connected by a matrix |
GB2550866B (en) | 2016-05-26 | 2019-04-17 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using semiconductor elements |
GB201609289D0 (en) | 2016-05-26 | 2016-07-13 | Metrol Tech Ltd | Method of pressure testing |
GB2550869B (en) | 2016-05-26 | 2019-08-14 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements |
GB2550862B (en) | 2016-05-26 | 2020-02-05 | Metrol Tech Ltd | Method to manipulate a well |
GB2550868B (en) | 2016-05-26 | 2019-02-06 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules comprising a crystal oscillator |
GB201609285D0 (en) | 2016-05-26 | 2016-07-13 | Metrol Tech Ltd | Method to manipulate a well |
EP3601735B1 (en) | 2017-03-31 | 2022-12-28 | Metrol Technology Ltd | Monitoring well installations |
AU2017407833B2 (en) * | 2017-03-31 | 2023-09-21 | Metrol Technology Ltd | Monitoring well installations |
EP3775491A1 (en) | 2018-03-28 | 2021-02-17 | Metrol Technology Ltd | Well installations |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2225668A (en) * | 1936-08-28 | 1940-12-24 | Union Oil Co | Method and apparatus for logging drill holes |
US2400170A (en) * | 1942-08-29 | 1946-05-14 | Stanolind Oil & Gas Co | Time cycle telemetering |
US3150321A (en) * | 1960-08-05 | 1964-09-22 | Harvest Queen Mill & Elevator | Buried pipe communications systems utilizing earth polarization phenomenon |
FR2128738A1 (en) * | 1971-03-09 | 1972-10-20 | Rammner Rudolf | Data measuring/transmission system - for strata traversed by a borehole |
CA953785A (en) * | 1971-03-09 | 1974-08-27 | Rudolf J. Rammner | Apparatus for transmitting data from a hole drilled in the earth |
FR2205996A5 (en) * | 1972-11-08 | 1974-05-31 | Gaz De France | Transmission of underground or underwater measurements - to surface receivers, e.g. for underground gas storage |
US4616702A (en) * | 1984-05-01 | 1986-10-14 | Comdisco Resources, Inc. | Tool and combined tool support and casing section for use in transmitting data up a well |
US4839644A (en) * | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
USRE33690E (en) * | 1987-08-06 | 1991-09-17 | Oil Well Automation, Inc. | Level sensor |
NO163578C (no) * | 1987-10-23 | 1990-06-20 | Saga Petroleum | Fremgangsmaate og innretning for overfoering av maaledata fra en oljebroenn til overflaten. |
US4864293A (en) * | 1988-04-29 | 1989-09-05 | Flowmole Corporation | Inground boring technique including real time transducer |
US5189415A (en) * | 1990-11-09 | 1993-02-23 | Japan National Oil Corporation | Receiving apparatus |
US5138313A (en) * | 1990-11-15 | 1992-08-11 | Halliburton Company | Electrically insulative gap sub assembly for tubular goods |
US5130706A (en) * | 1991-04-22 | 1992-07-14 | Scientific Drilling International | Direct switching modulation for electromagnetic borehole telemetry |
-
1991
- 1991-09-12 FR FR9111279A patent/FR2681461B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-05-29 IT ITMI921326A patent/IT1260486B/it active IP Right Grant
- 1992-07-09 US US07/911,095 patent/US5394141A/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-07-15 OA OA60245A patent/OA09595A/fr unknown
- 1992-08-04 JP JP20788692A patent/JP3437851B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1992-09-08 GB GB9219014A patent/GB2259832B/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-09-11 NO NO923540A patent/NO307007B1/no not_active IP Right Cessation
- 1992-09-11 CA CA002078090A patent/CA2078090C/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2259832B (en) | 1996-04-10 |
ITMI921326A0 (it) | 1992-05-29 |
FR2681461B1 (fr) | 1993-11-19 |
NO923540L (no) | 1993-03-15 |
GB9219014D0 (en) | 1992-10-21 |
NO923540D0 (no) | 1992-09-11 |
JP3437851B2 (ja) | 2003-08-18 |
FR2681461A1 (fr) | 1993-03-19 |
CA2078090C (en) | 1999-02-02 |
JPH05239985A (ja) | 1993-09-17 |
IT1260486B (it) | 1996-04-09 |
OA09595A (fr) | 1993-04-30 |
CA2078090A1 (en) | 1993-03-13 |
GB2259832A (en) | 1993-03-24 |
US5394141A (en) | 1995-02-28 |
ITMI921326A1 (it) | 1993-03-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO307007B1 (no) | Dataoverfoering til en elektromagnetisk styreenhet koplet til et roerledningssystem | |
AU726088B2 (en) | Device and method for transmitting information by electromagnetic waves | |
US10598810B2 (en) | Optical magnetic field sensor units for a downhole environment | |
US11286769B2 (en) | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements | |
EP0916101B1 (en) | Combined electric-field telemetry and formation evaluation apparatus | |
US4160970A (en) | Electromagnetic wave telemetry system for transmitting downhole parameters to locations thereabove | |
NO341280B1 (no) | Telemetrisystem og fremgangsmåte for å sende et elektromagnetisk signal inne i et borehull | |
EP2192263A1 (en) | Method for monitoring cement plugs | |
NO315725B1 (no) | Anordning for måling og overvåking av resistivitet utenfor et brönnrör i etpetroleumsreservoar | |
NO325054B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for nedihulls maling av formasjonsegenskaper gjennom foringsror | |
EP0913555B1 (en) | Electromagnetic signal pickup device | |
NO172520B (no) | Fremgangsmaate og apparat for aa maale en elektrisk egenskapved en underjordisk formasjon | |
NO324777B1 (no) | Elektro-hydraulisk trykksatt nedhulls ventilaktuator | |
NO880031L (no) | Anordning for dataoverfoering ved borebroenner. | |
NO324924B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for bronntelemetri ved hjelp av en nedihulls elektromagnetisk signalforsterkerinnretning | |
NO178980B (no) | Fremgangsmåte og anordning for plassering av sonder mot veggen i en foret brönn | |
US6208265B1 (en) | Electromagnetic signal pickup apparatus and method for use of same | |
CN103835705A (zh) | 井下测量信息传输系统 | |
JP2010210300A (ja) | 孔内データ収集システム | |
US5132624A (en) | Method and apparatus for insulating electrical devices in a logging sonde using a fluorinated organic compound | |
US3277969A (en) | Underwater drilling | |
EP2196620B1 (en) | A micro-logging system and method | |
RU2801378C1 (ru) | Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров (варианты) | |
EP2196621B1 (en) | A micro-logging system and method | |
WO2024107079A1 (ru) | Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |