NO320858B1

NO320858B1 - Method and apparatus for source telemetry using flow-transportable data carriers

Info

Publication number: NO320858B1
Application number: NO20015771A
Authority: NO
Inventors: Per-Erik Berger; Peter Sheffield Aronstam
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1999-05-28
Filing date: 2001-11-27
Publication date: 2006-02-06
Also published as: WO2000073625A1; EP1181435A1; CA2641431C; NO20015771L; CA2375080C; EP1181435B1; AU5046000A; CA2375080A1; CA2641431A1; NO20015771D0

Abstract

Denne oppfinnelsen angår strømbare anordninger og fremgangsmåter for å anvende slike strømbare anordninger i borehull for å tilveiebringe kommunikasjon mellom overflate- og nedihullsinstmmenter og mellom nedihullsanordninger, å etablere et kommunikasjonsnettverk i borehullet, å tjene som sensorer og tjene som energioverføringsanordninger. De strømbare anordningene er konstruert for å beveges med et fluid som strømmer i borehullet. Den strømbare anordningen kan være en minneanordning eller være en anordning som kan tilveiebringe et mål for en parameter som er av interesse eller virke som en energioverføringsanordning. De strømbare anordningene introduseres i strømmen av et fluid som strømmer i borehullet. Fluidet beveger anordningen i borehullet. Dersom anordningen er en datautvekslingsanordning kan den kanaliseres på en måte som gjør at en anordning i borehullet kan interaktere med minneanordningen, hvilket kan inkludere å hente ut informasjon fra den strømbare anordningen og/eller lagre informasjon i den strømbare anordningen. Sensoren i en strømbar anordning kan gjøre en rekke forskjellige målinger i borehullet. De strømbare anordningene returnerer til overflaten med det returnerende fluidet.This invention relates to streamable devices and methods for using such streamable devices in boreholes to provide communication between surface and downhole instruments and between downhole devices, to establish a communication network in the borehole, to serve as sensors and to serve as energy transfer devices. The flowable devices are designed to be moved with a fluid that flows in the borehole. The streamable device can be a memory device or be a device that can provide a measure of a parameter of interest or act as an energy transfer device. The flowable devices are introduced into the flow of a fluid flowing in the borehole. The fluid moves the device in the borehole. If the device is a data exchange device, it can be channeled in a way that allows a device in the borehole to interact with the memory device, which may include retrieving information from the streamable device and/or storing information in the streamable device. The sensor in a powered device can make a number of different measurements in the borehole. The streamable devices return to the surface with the returning fluid.

Description

Denne søknaden tar prioritet fra U.S. patentsøknadene med serienr. 60/136 656, innlevert 5. August 1999 og 60/147 127, innlevert 28. Mai 1999, som begge er overdratt til samme som denne søknaden. This application takes priority from the U.S. the patent applications with serial no. 60/136 656, filed 5 August 1999 and 60/147 127, filed 28 May 1999, both of which have been transferred to the same as this application.

Denne oppfinnelsen angår generelt brønnboringer i oljefelter og mer spesifikt brønnhullssystemer og fremgangsmåter for anvendelse av strømbare anordninger i slike brønnhull. This invention generally relates to well drilling in oil fields and more specifically to wellbore systems and methods for using streamable devices in such wellbores.

Hydrokarboner, så som olje og gass, innestenges i undergrunnsforma-sjoner. Hydrokarbon-inneholdende formasjoner betegnes vanligvis produksjons-soner eller olje- og gassreservoarer eller "reservoarer". For å oppnå hydrokarboner fra slike formasjoner bores det brønnhull eller borehull fra et område på overflaten, eller et "brønnfelf, på fastlandet eller på havbunnen inn i én eller flere slike reservoarer. En brønn skapes vanligvis ved å bore et borehull med en ønsket diameter eller størrelse med en borekrone ført fra en rigg på brønnfeltet. Borestrengen inkluderer et hult rørelement festet til en boreenhet i sin nedre ende. Boreenheten (her også betegnet som en "bunnhullsenhet" eller en "BHA") inkluderer borekronen som borer borehullet og et antall sensorer for bestemme-lse av forskjellige undergrunns- eller nedihullsparametre. Rørelementet er vanligvis et kontinuerlig rør laget ved å skjøte sammen relativt korte seksjoner (hver seksjon er 9-13 meter lang) av stivt metallisk rør (vanligvis betegnet som "borerøret") eller et relativt fleksibelt, men kontinuerlig rør på en trommel (vanligvis betegnet "spiralrør")- Når det anvendes spiralrør roteres borekronen av en boremotor i boreenheten. Det er mest vanlig å anvende slammotorer som boremotor. Når et borerør anvendes som rørelement, roteres borekronen ved å rotere borerøret fra overflaten og/eller med slammotoren. Under boring av en brønn tilføres borefluid (vanligvis betegnet "slam") under trykk gjennom borerøret fra en kilde for dette ved overflaten. Slammet passerer gjennom boreenheten, roterer boremotoren om den anvendes, og strømmer ut i bunnen av borekronen. Slammet som strømmer ut ved bunnen av borekronen returnerer til overflaten i rommet mellom borestrengen og brønnhullet (også betegnet her som "ringrommet") og fører med seg biter (betegnet innen teknikken som "kutt") av formasjonsgrunnen. Hydrocarbons, such as oil and gas, are trapped in underground formations. Hydrocarbon-containing formations are usually referred to as production zones or oil and gas reservoirs or "reservoirs". To obtain hydrocarbons from such formations, wells or boreholes are drilled from an area on the surface, or a "well rim", on the mainland or on the seabed into one or more such reservoirs. A well is usually created by drilling a borehole of a desired diameter or size of a drill bit moved from a rig on the well field. The drill string includes a hollow tubular element attached to a drilling assembly at its lower end. The drilling assembly (herein also referred to as a "bottom hole assembly" or a "BHA") includes the drill bit that drills the wellbore and a number of sensors for determining various subsurface or downhole parameters The pipe element is usually a continuous pipe made by splicing relatively short sections (each section 9-13 meters long) of rigid metallic pipe (commonly referred to as "drill pipe") or a relatively flexible but continuous pipe on a drum (usually called "spiral pipe") - When spiral pipe is used, the drill bit is rotated by a drill motor in the drilling unit one. It is most common to use mud motors as drilling motors. When a drill pipe is used as a pipe element, the drill bit is rotated by rotating the drill pipe from the surface and/or with the mud motor. During the drilling of a well, drilling fluid (commonly referred to as "mud") is supplied under pressure through the drill pipe from a source for it at the surface. The mud passes through the drilling unit, rotates the drilling motor if used, and flows out at the bottom of the drill bit. The mud that flows out at the base of the drill bit returns to the surface in the space between the drill string and the wellbore (also referred to here as the "annular space") and carries with it pieces (designated in the technical field as "cuts") of the formation soil.

De fleste boreenhetene som anvendes i dag inkluderer forskjellige anordninger og sensorer for å overvåke og styre boringsprosessen og for å oppnå verdifull informasjon om grunnen, borehullforholdene og matrisen som omgir boreenheten. Anordningene og sensorene som anvendes i en konkret boreenhet avhenger av de spesifikke kravene til brønnen som bores. Slike anordninger inkluderer slammotorer, justerbare stabilisatorer som gir sideveis stabilitet for boreenheten, fleksible rørbend, justerbare kraftoverførings-anordninger som opprettholder og endrer boringsretningen samt aksialtrykkere (eng: thrusters) som anvender den ønskede kraften på borekronen. Boreenheten kan inkludere sensorer for å bestemme (a) boreparametre, så som fluidstrømningsmengden, rotasjonshastigheten (r.p.m.) til borekronen og/eller slammotoren, vekten mot borekronen ("WOB") og borekronens dreiemoment; (b) borehutlsparametre så som temperatur, trykk, hullstørrelse og -form, kjemisk og fysisk beskaffenhet av sirkulasjonsfluidet, inklinasjonsvinkel, asimut, etc; (c) boreenhetsparametre så som trykkdifferensial over slammotoren eller bunn-hullsenheten, vibrasjon, bøying, friksjon (eng: sttck-slip), spinn; og (d) forma-sjonsparametre så som formasjonens resistivitet, dielektrisk konstant, porøsitet, tetthet, permeabilitet, lydhastighet, naturlig gammastråling, formasjonstrykk, fluidmobilitet, fluidsammensetning og sammensetningen av grunnmatrisen. Most drilling units in use today include various devices and sensors to monitor and control the drilling process and to obtain valuable information about the ground, borehole conditions and the matrix surrounding the drilling unit. The devices and sensors used in a concrete drilling unit depend on the specific requirements of the well being drilled. Such devices include mud motors, adjustable stabilizers that provide lateral stability for the drilling unit, flexible pipe bends, adjustable power transmission devices that maintain and change the drilling direction as well as thrusters that apply the desired force to the drill bit. The drilling unit may include sensors to determine (a) drilling parameters, such as fluid flow rate, rotational speed (r.p.m.) of the bit and/or mud motor, weight against the bit ("WOB") and bit torque; (b) drilling parameters such as temperature, pressure, hole size and shape, chemical and physical nature of the circulating fluid, angle of inclination, azimuth, etc; (c) drilling unit parameters such as pressure differential across the mud motor or downhole unit, vibration, bending, friction (eng: sttck-slip), spin; and (d) formation parameters such as formation resistivity, dielectric constant, porosity, density, permeability, speed of sound, natural gamma radiation, formation pressure, fluid mobility, fluid composition and the composition of the parent matrix.

Under boring er det fortløpende behov for å justere forskjellige anordninger i borestrengen. Ofte overføres det signaler og data fra styringsenheter på overflaten ned til boreenheten. Data og resultater fra sensorene i boreenheten kommuniseres til overflaten. Mye brukte telemetrisystemer, eksempelvis slam-pulstelemetri- og akustikktelemetrisystemer, har en relativt lav dataoverførings-rate. Følgelig lagres det store mengder av nedihulls beregnings- og måle-informasjon relatert til de ovennevnte parametrene i boreenhetens minne for senere anvendelse. Heller ikke kan det overføres særlig mange instruksjoner eller store mengder data fra overflaten til boreenheten under boreoperasjoner. During drilling, there is a continuous need to adjust various devices in the drill string. Signals and data are often transmitted from control units on the surface down to the drilling unit. Data and results from the sensors in the drilling unit are communicated to the surface. Widely used telemetry systems, for example sludge pulse telemetry and acoustic telemetry systems, have a relatively low data transmission rate. Consequently, large amounts of downhole calculation and measurement information related to the above-mentioned parameters are stored in the drilling unit's memory for later use. Nor can very many instructions or large amounts of data be transferred from the surface to the drilling unit during drilling operations.

Etter at brønnen er boret kan den kompletteres, d.v.s klargjøres for pro-duksjon. Kompletteringen av brønnen krever en rekke forskjellige operasjoner, så som utplassering av et foringsrør, sementering, setting av pakninger, operasjon av strømstyringsanordninger og perforering. Det er behov for å sende signaler og data fra overflaten under slike kompletteringsoperasjoner og for å motta informasjon om visse nedthullsparametere. Denne informasjonen kan være nødvendig for å overvåke status og/eller for operasjon av anordningene i brønnen ("nedihullsanordninger"), for å aktuere anordninger for å gjennomføre en oppgave eller operasjon eller for å samle inn data om det underjordiske brønnkompletteringssystemet, informasjon om produserte eller injiserte fluider eller informasjon om den omliggende formasjonen. Etter at produksjonen i brønnen er startet er det et kontinuerlig behov for å foreta målinger av forskjellige nedihullsparametere samt å overføre nedihullsgenererte signaler og data til overflaten og motta nedihullsinfonmasjon overført fra overflaten. After the well has been drilled, it can be completed, i.e. prepared for production. The completion of the well requires a number of different operations, such as the deployment of a casing, cementing, setting of packings, operation of flow control devices and perforation. There is a need to send signals and data from the surface during such completion operations and to receive information on certain downhole parameters. This information may be necessary to monitor the status and/or for operation of the devices in the well ("downhole devices"), to actuate devices to carry out a task or operation or to collect data about the underground well completion system, information about produced or injected fluids or information about the surrounding formation. After production in the well has started, there is a continuous need to measure various downhole parameters as well as to transmit downhole generated signals and data to the surface and receive downhole information transmitted from the surface.

Fra WO A1 9857030 fremgår det en anordning for styring og overvåkning av et kjemisk brønnbehandlingssystem, hvor injeksjon av kjemikalier i brønnen styres som funksjon av nedihulls måling av relevante miljøparametere. WO A1 9857030 discloses a device for controlling and monitoring a chemical well treatment system, where injection of chemicals into the well is controlled as a function of downhole measurement of relevant environmental parameters.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer systemer og fremgangsmåter der separate strømbare anordninger anvendes for å kommunisere overflategenerert informasjon (signaler og data) til nedihullsanordninger, for å måle og logge nedihullsparametere som er av interesse og for å hente ut informasjon fra nedihullsanordninger og foreta målinger angående én eller flere parametere som er av interesse vedrørende borehullsystemene. The present invention provides systems and methods in which separate streamable devices are used to communicate surface-generated information (signals and data) to downhole devices, to measure and log downhole parameters of interest and to retrieve information from downhole devices and make measurements regarding one or more parameters which is of interest regarding the borehole systems.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for å anvende én eller flere strømbare anordninger for å kommunisere mellom overflate- og nedihullsinstrumenter og for å måle nedihullsparametere som er av interesse. I én fremgangsmåte introduseres én eller flere strømbare anordninger i fluid som strømmer i borehullet. Den strømbare anordningen er en databærer, som kan være en minneanordning, en måleanordning som kan gjøre én eller flere målinger av en parameter som er av interesse, eksempelvis temperatur, trykk og strømningsmengde, og en anordning med en kjemisk eller biologisk base som tilveiebringer nyttig informasjon om en nedihullsparameter eller en anordning som kan overføre energi til en annen anordning. The present invention provides a method for using one or more streamable devices to communicate between surface and downhole instruments and to measure downhole parameters of interest. In one method, one or more flowable devices are introduced into fluid flowing in the borehole. The streamable device is a data carrier, which can be a memory device, a measuring device that can make one or more measurements of a parameter of interest, for example temperature, pressure and flow rate, and a device with a chemical or biological base that provides useful information about a downhole parameter or a device that can transfer energy to another device.

I ett aspekt av oppfinnelsen føres minne-type strømbare anordninger nedihulls der en anordning leser informasjon lagret i de strømbare anordningene og/eller skriver informasjon til de strømbare anordningene. Dersom den strømbare anordningen er en måleanordning, foretar den målingen, eksempelvis temperatur, trykk, strømningsmengde, etc, ved ett eller flere steder i brønn-hullet. De strømbare anordningene strømmer tilbake til overflaten med fluidet, hvor de hentes tilbake. Dataene i de strømbare anordningene og/eller måle-informasjonen som oppnås av de strømbare anordningene leses av for anvendelse og analyse. In one aspect of the invention, memory-type streamable devices are led downhole where a device reads information stored in the streamable devices and/or writes information to the streamable devices. If the flowable device is a measuring device, it performs the measurement, for example temperature, pressure, flow rate, etc., at one or more locations in the well hole. The flowable devices flow back to the surface with the fluid, where they are retrieved. The data in the streamable devices and/or the measurement information obtained by the streamable devices is read for use and analysis.

Under boring av en brønn kan de strømbare anordningene introduseres i borefluidet som pumpes inn i borestrengen. En datautvekslingsanordning i borestrengen leser informasjon fra de strømbare anordningene og/eller skriver informasjon til de strømbare anordningene. En induktiv koplingsanordning kan anvendes for å lese informasjon fra eller skrive informasjon til de strømbare anordningene. En nedthullskontroller styrer informasjonsflyten mellom den strømbare anordningen og andre nedihulls sensorer og anordninger. De strøm-bare anordningene returnerer til overflaten med det sirkulerende borefluidet og hentes tilbake. Hver strømbare anordning kan tilordnes en adresse for identifi-kasjon. Det kan anvendes redundante anordninger. During drilling of a well, the streamable devices can be introduced into the drilling fluid that is pumped into the drill string. A data exchange device in the drill string reads information from the streamable devices and/or writes information to the streamable devices. An inductive coupling device can be used to read information from or write information to the streamable devices. A downhole controller controls the flow of information between the streamable device and other downhole sensors and devices. The streamable devices return to the surface with the circulating drilling fluid and are retrieved. Each streamable device can be assigned an address for identification. Redundant devices can be used.

I en produksjonsbrønn kan de strømbare anordningene pumpes nedihulls via et rørelement som forløper fra et sted på overflaten til et ønsket dyp i brønnen og deretter returnerer til overflaten. Et u-formet rør kan anvendes for dette formålet. De strømbare anordningene kan også føres nedihulls via et enkelt rør eller lagres i en beholder eller et magasin som ligger, eller befinner seg, på et hensiktsmessig sted nedihulls, fra hvilket sted de strømbare anordningene introduseres i strømmen av produksjonsfluid som fører de strøm-bare anordningene til overflaten. Introduksjonen, eller utslippet fra magasinet kan gjøres periodisk, som respons på en kommando eller når én eller flere hendelser inntreffer. Magasinet kan fylles opp ved intervensjon i borehullet. Rørelementet som fører de strømbare anordningene kan være spesiallaget for å transportere de strømbare anordningene eller det kan være en hydraulikkledning med tilleggsfunksjonalitet. De strømbare anordningene kan hente ut informasjon fra nedihullsanordninger og/eller gjøre målinger langs borehullet. Det kan til enhver tid være mange strømbare anordninger i et borehull, hvorav noen kan være konstruert for å kommunisere med andre strømbare anordninger eller andre nedihullsanordninger og med det skape et kommunikasjonsnettverk i borehullet. De strømbare anordningene kan med hensikt implanteres i brønnhullsveggen slik at de utgjør en kommunikasjonslink eller et nettverk i brønnen. En anordning i brønnen leser informasjonen i de strømbare anordningene og videresender denne informasjonen til en nedihullskontroller for anvendelse. Informasjonen som sendes nedihulls kan inneholde kommandoer om at nedihullskontrolleren skal utføre en spesifikk operasjon, eksempelvis operere en anordning. Nedihullskontrolleren kan også sende informasjon tilbake til overflaten ved å skrive informasjon til de strømbare anordningene. Dette kan være informasjon fra et nedihullssystem eller bekreftelse på mottak av informasjonen fra overflaten. In a production well, the flowable devices can be pumped downhole via a pipe element that runs from a place on the surface to a desired depth in the well and then returns to the surface. A u-shaped pipe can be used for this purpose. The flowable devices may also be carried downhole via a single pipe or stored in a container or magazine located, or located, at an appropriate location downhole, from which location the flowable devices are introduced into the flow of production fluid carrying the flowable devices to the surface. The introduction, or discharge from the magazine, can be done periodically, in response to a command or when one or more events occur. The magazine can be filled up by intervention in the borehole. The pipe element that carries the streamable devices can be specially made to transport the streamable devices or it can be a hydraulic line with additional functionality. The streamable devices can retrieve information from downhole devices and/or make measurements along the borehole. There may at any time be many streamable devices in a borehole, some of which may be designed to communicate with other streamable devices or other downhole devices and thereby create a communication network in the borehole. The streamable devices can be deliberately implanted in the wellbore wall so that they form a communication link or a network in the well. A device in the well reads the information in the streamable devices and forwards this information to a downhole controller for use. The information sent downhole can contain commands that the downhole controller should perform a specific operation, for example operate a device. The downhole controller can also send information back to the surface by writing information to the streamable devices. This can be information from a downhole system or confirmation of receipt of the information from the surface.

Eksempler på de viktigste egenskapene ved oppfinnelsen er opp-summert nokså generelt for at den etterfølgende detaljerte beskrivelsen derav skal forstås bedre, og for at en skal se bidragene til teknikken. Det er selv-følgelig ytterligere egenskaper ved oppfinnelsen, som vil bli beskrevet i det følgende og som vil danne temaet for de vedføyde patentkravene. Examples of the most important properties of the invention are summarized generally enough so that the subsequent detailed description thereof can be better understood, and so that one can see the contributions to the technique. There are, of course, further properties of the invention, which will be described in the following and which will form the subject of the appended patent claims.

For å oppnå en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse må en gå gjennom den etterfølgende detaljerte beskrivelsen av den foretrukkede ut-førelsesformen, sett i sammenheng med de vedlagte figurene, i hvilke like elementer er gitt samme referansenummer, hvorav: Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av en borestreng i et borehull under boring av en brønn, hvor strømbare anordninger pumpes nedihulls med borefluidet. Figur 2 er en skjematisk illustrasjon av en brønn under boring hvor strømbare anordninger er implantert i borehullsveggen slik at de danner en kommunikasjonslinje i åpenhullsseksjonen og hvor det anvendes en kabel for kommunikasjon i borehullsseksjonen med foringsrør. Figur 3 er en skjematisk illustrasjon av en brønn hvor strømbare anordninger pumpes nedihulls og hentes tilbake til overflaten via et en U-formet hydraulikk- eller fluidledning utplassert i brønnen. Figur 4 er en skjematisk illustrasjon av en produksjonsbrønn hvor strøm-bare anordninger slippes inn i strømmen av produsert fluid ved et hensiktsmessig sted. Figur 5 er en skjematisk illustrasjon av en mangegrenet produksjons-brønn hvor strømbare anordninger pumpes ned gjennom en hydraulikkledning og slippes i strømmen av fluid i den første sidegrenen, hvor informasjon kommuniseres fra den første sidegrenen til den andre sidegrenen gjennom In order to achieve a detailed understanding of the present invention, one must go through the subsequent detailed description of the preferred embodiment, seen in connection with the attached figures, in which like elements are given the same reference number, of which: Figure 1 is a schematic illustration of a drill string in a borehole during the drilling of a well, where flowable devices are pumped downhole with the drilling fluid. Figure 2 is a schematic illustration of a well during drilling where streamable devices are implanted in the borehole wall so that they form a communication line in the open hole section and where a cable is used for communication in the borehole section with casing. Figure 3 is a schematic illustration of a well where flowable devices are pumped downhole and brought back to the surface via a U-shaped hydraulic or fluid line deployed in the well. Figure 4 is a schematic illustration of a production well where flowable devices are dropped into the flow of produced fluid at an appropriate location. Figure 5 is a schematic illustration of a multi-branch production well where flowable devices are pumped down through a hydraulic line and released into the flow of fluid in the first side branch, where information is communicated from the first side branch to the second side branch through

jordformasjonen og hvor strømbare anordninger også kan slippes i fluid-strømmen i den andre sidegrenen for å føre disse anordningene til overflaten. the soil formation and where flowable devices can also be released into the fluid flow in the other side branch to bring these devices to the surface.

Figur 6 er et funksjonelt blokkdiagram av en strømbar anordning ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Figure 6 is a functional block diagram of a powerable device according to one embodiment of the present invention.

Foreliggende oppfinnelse anvender "strømbare anordninger" i brønner for å gjennomføre én eller flere funksjoner nedihulls. I denne beskrivelsen betegner en strømbar anordning en separat anordning som er konstruert for, i hvert fall delvis, å beveges av et fluid som strømmer i brønnhullet. Den strøm-bare anordningen ifølge denne oppfinnelsen er fortrinnsvis relativt liten av størrelse (i alminnelighet en utvendig dimensjon som er fra noen få millimeter til én centimeter) som kan utføre en nyttig funksjon i brønnen. En slik anordning kan foreta målinger nedihulls, føle en nedihullsparameter, utveksle data med en nedihullsanordning, lagre informasjon deri og/eller lagre energi. Den strømbare anordningen kan kommunisere data og signaler med andre strømbare anordninger og/eller anordninger utplassert i brønnen ("nedihullsanordninger")- Den strømbare anordningen kan programmeres eller kodes med ønsket informasjon. En viktig egenskap ved de strømbare anordningene ifølge foreliggende oppfinnelse er at de er tilstrekkelig små til at de kan sirkulere med borefluidet uten at de hindrer boreoperasjoner. Slike anordninger kan fortrinnsvis strømme med en rekke forskjellige fluider i borehullet. I et annet aspekt av oppfinnelsen kan anordningene installeres i brønnhullsveggen enten permanent eller midlertidig slik at de danner et nettverk av anordninger som tilveiebringer utvalgte målinger av én eller flere nedihullsparametere. De forskjellige aspektene av foreliggende oppfinnelse beskrives nedenfor med henvisning til figurene 1-6 som benytter eksempelvise brønner. The present invention uses "flowable devices" in wells to carry out one or more functions downhole. In this description, a flowable device denotes a separate device which is designed to be moved, at least in part, by a fluid flowing in the wellbore. The current-capable device according to this invention is preferably relatively small in size (generally an external dimension that is from a few millimeters to one centimeter) which can perform a useful function in the well. Such a device can make downhole measurements, sense a downhole parameter, exchange data with a downhole device, store information therein and/or store energy. The streamable device can communicate data and signals with other streamable devices and/or devices deployed in the well ("downhole devices") - The streamable device can be programmed or coded with the desired information. An important characteristic of the streamable devices according to the present invention is that they are sufficiently small that they can circulate with the drilling fluid without hindering drilling operations. Such devices can preferably flow with a number of different fluids in the borehole. In another aspect of the invention, the devices can be installed in the wellbore wall either permanently or temporarily so that they form a network of devices that provide selected measurements of one or more downhole parameters. The various aspects of the present invention are described below with reference to figures 1-6 which use exemplary wells.

I en foretrukket utførelsesform kan den strømbare anordningen inkludere en sensor som tilveiebringer målinger vedrørende én eller flere parametere som er av interesse, et minne for å lagre data og/eller instruksjoner, en antenne for å overføre signaler til og/eller motta signaler fra andre anordninger og/eller strøm-bare anordninger i borehullet og en styrekrets eller kontroller for prosessering, i hvert fall delvis, av sensormålinger, for å styre overføringen av data fra anordningen og for å prosessere data som mottas fra anordningen. Anordningen kan inkludere et batteri som forsyner strøm til dens forskjellige komponenter. Anordningen kan også inkludere en anordning som genererer strøm fra turbulensen i strømmen av brønnhullsfluid. Den genererte strømmen kan anvendes for å lagre batteriet i anordningen. In a preferred embodiment, the streamable device may include a sensor that provides measurements regarding one or more parameters of interest, a memory for storing data and/or instructions, an antenna for transmitting signals to and/or receiving signals from other devices and/or powerable devices in the borehole and a control circuit or controller for processing, at least in part, sensor measurements, to control the transmission of data from the device and to process data received from the device. The device may include a battery that supplies power to its various components. The device can also include a device that generates current from the turbulence in the flow of wellbore fluid. The generated current can be used to store the battery in the device.

Figur 1 er en illustrasjon av anvendelsen av strømbare anordninger under boring av et brønnhull, og viser et brønnhull 10 som bores med en borestreng 20 fra et sted på overflaten 11. Et foringsrør 12 er plassert i en øvre seksjon av borehullet 10 for å forhindre kollaps av borehullet 10 nær overflaten 11. Borestrengen 20 inkluderer et rørelement 22, som kan være et borerør laget ved å skjøte sammen mindre seksjoner av stivt rør etler spiralrør, og en boreenhet 30 (også betegnet som en bunnhullsenhet eller "BHA") festet til den nedre enden 24 av rørelementet 22. Figure 1 is an illustration of the use of streamable devices during the drilling of a well, showing a well 10 being drilled with a drill string 20 from a location on the surface 11. A casing 12 is placed in an upper section of the well 10 to prevent collapse of the borehole 10 near the surface 11. The drill string 20 includes a pipe member 22, which may be a drill pipe made by splicing smaller sections of rigid pipe or coiled pipe, and a drilling assembly 30 (also referred to as a bottom hole assembly or "BHA") attached to it the lower end 24 of the pipe element 22.

Boreenheten 30 fører en borekrone 26 som roteres for å desintegrere grunnformasjonen. Enhver hensiktsmessig boreenhet kan anvendes for prakti-sering av foreliggende oppfinnelse. Ofte benyttede boreenheter inkluderer en rekke forskjellige anordninger og sensorer. Boreenheten 30 er vist inkluderende en slammotorseksjon 32 som inkluderer en kraftseksjon 33 og en opplageren-hetsseksjon 34. For å bore borehullet 10 forsynes borefluid 60 under trykk fra en kilde 62 til rørelementet 22. Borefluidet 60 gjør at slammotoren 32 roterer, hvilket gjør at også borekronen 26 roterer. Opplagerenhetsseksjonen 34 inkluderer lagre som gir sideveis og aksiell stabilitet for en boreaksel (ikke vist) som forbinder kraftseksjonen 33 i slammotoren 32 med borekronen 26. Boreenheten 30 inneholder mange forskjellige retnings- og posisjonssensorer 42 for å bestemme posisjonen (x-, y-, og z-koordinatene) med hensyn til et kjent punkt og vinklingen av boreenheten 30 under boring av brønnen 10. Sensorene 42 kan inkludere akselerometre, inklinometre, magnetometere og navigasjonsanord-ninger. Boreenheten inkluderer videre en rekke forskjellige sensorer, her betegnet med referansenummer 43, som tilveiebringer informasjon om bore-hullsparametrene, boreparametere og boreenhet-tilstandsparametere så som trykk, temperatur, fluidstrømningsmengde, trykkdifferensial over slammotoren, ekvivalent sirkulasjonstetthet for borefluidet, borekronens og/eller slammotorens rotasjonshastighet, vibrasjoner, vekten mot borekronen, etc. Formasjons-evalueringssensorer 40 (også betegnet "FE"-sensorer) inkluderes i boreenheten 30 for å bestemme beskaffenheten av formasjonen 77 som omgir borehullet 10. FE-sensorene inkluderer typisk resistivitets-, akustikk- nukleær- og nukleær-magnetisme-resonanssensorer som alene tilveiebringer målinger som anvendes i seg selv eller i kombinasjon med målinger fra andre sensorer for å beregne, blant annet, formasjonens resistivitet, vannmetning, dielektrisk konstant, porøsitet, permeabilitet, trykk, tetthet og andre egenskaper eller karak-teristikker ved formasjonen 77. En toveis telemetrienhet 44 kommuniserer data/signaler mellom boreenheten 30 og en kontrollenhet eller prosessor 70 ved overflaten, som vanligvis inkluderer en datamaskin og tilhørende utstyr. The drilling unit 30 carries a drill bit 26 which is rotated to disintegrate the base formation. Any suitable drilling unit can be used for practicing the present invention. Commonly used drilling units include a number of different devices and sensors. The drilling unit 30 is shown including a mud motor section 32 which includes a power section 33 and a bearing unit section 34. To drill the borehole 10, drilling fluid 60 is supplied under pressure from a source 62 to the pipe element 22. The drilling fluid 60 causes the mud motor 32 to rotate, which also causes the drill bit 26 rotates. The bearing unit section 34 includes bearings that provide lateral and axial stability for a drill shaft (not shown) that connects the power section 33 of the mud motor 32 to the drill bit 26. The drill unit 30 contains many different direction and position sensors 42 to determine the position (x-, y-, and the z-coordinates) with respect to a known point and the angle of the drilling unit 30 during drilling of the well 10. The sensors 42 may include accelerometers, inclinometers, magnetometers and navigation devices. The drilling unit further includes a number of different sensors, here denoted by reference number 43, which provide information about the borehole parameters, drilling parameters and drilling unit state parameters such as pressure, temperature, fluid flow rate, pressure differential across the mud motor, equivalent circulation density for the drilling fluid, the rotation speed of the drill bit and/or the mud motor , vibrations, the weight against the bit, etc. Formation evaluation sensors 40 (also referred to as "FE" sensors) are included in the drilling unit 30 to determine the nature of the formation 77 surrounding the wellbore 10. The FE sensors typically include resistivity, acoustic, nuclear- and nuclear magnetic resonance sensors that alone provide measurements that are used by themselves or in combination with measurements from other sensors to calculate, among other things, formation resistivity, water saturation, dielectric constant, porosity, permeability, pressure, density and other properties or character -teristics in formation a 77. A two-way telemetry unit 44 communicates data/signals between the drilling unit 30 and a control unit or processor 70 at the surface, which typically includes a computer and associated equipment.

Under boring, ifølge ett aspekt av foreliggende oppfinnelse, introduseres strømbare anordninger 63 ved ett eller flere dertil egnede steder inn i strømmen av borefluidet 60. De strømbare anordningene 63 strømmer med fluidet 60 ned til BHA 30 (fremover strømning), der de styres inn i en passasje 69. En datautvekslingsanordning 72, vanligvis en lese/skriveanordntng plassert ved eller inne i passasjen 69, kan lese informasjon som er lagret i anordningene 63 (ved overflaten eller oppnådd under strømningen) og kan skrive eventuell informasjon som skal sendes tilbake til overflaten 11 til anordningen 63. En induktiv koplingsenhet eller en annen hensiktsmessig anordning kan anvendes som lese/skriveanordning 72. Hver strømbare anordning 63 kan ved overflaten programmeres med en unik adresse og spesifikk eller forbestemt informasjon. Slik informasjon kan inkludere instruksjoner til kontrolleren 73 eller andre elektroniske kretser om at de skal utføre en gitt funksjon, eksempelvis å aktivere ribber 74 i en kraftoverføringsenhet for å endre boreretningen, eller informasjonen kan inkludere signaler om at kontrolleren 73 skal overføre verdiene på visse målte nedihullsparametere eller at den skal utføre andre funksjoner. Kontrolleren 73 kan inkludere en mikroprosessorbasert krets som gjør at lese/skriveenheten 72 utveksler den nødvendige informasjonen med de strømbare anordningene 63. Kontrolleren 73 prosesserer informasjonen mottatt fra de strømbare anordningene 63 nedihulls og overfører også informasjon til anordningene 63 som skal bringes til overflaten. Lese/skriveanordningen 72 kan skrive data som er samlet inn nedihulls til de strømbare anordningene 63 som forlater passasjen 69. Anordningene 63 kan også være måle- eller føler-anordninger, i det at de kan tilveiebringe målinger av visse parametere som er av interesse, eksempelvis trykk, temperatur, strømningsmengde, viskositet, fluidsammensetning, nærvær av kjemikalier i partikkelform, vannmetning, sammensetning, korrosjon, vibrasjon, etc. Anordningene 63 returnerer til overflaten 11 med fluidet som sirkulerer gjennom ringrommet 13 mellom brønnhullet 10 og borestrengen 22. During drilling, according to one aspect of the present invention, flowable devices 63 are introduced at one or more suitable locations into the flow of the drilling fluid 60. The flowable devices 63 flow with the fluid 60 down to the BHA 30 (forward flow), where they are directed into a passage 69. A data exchange device 72, usually a read/write device located at or inside the passage 69, can read information stored in the devices 63 (at the surface or obtained during the flow) and can write any information to be sent back to the surface 11 to the device 63. An inductive coupling unit or another suitable device can be used as read/write device 72. Each streamable device 63 can be programmed at the surface with a unique address and specific or predetermined information. Such information may include instructions to the controller 73 or other electronic circuits to perform a given function, for example to activate ribs 74 in a power transmission unit to change the drilling direction, or the information may include signals that the controller 73 shall transmit the values of certain measured downhole parameters or that it should perform other functions. The controller 73 can include a microprocessor-based circuit that causes the read/write unit 72 to exchange the necessary information with the streamable devices 63. The controller 73 processes the information received from the streamable devices 63 downhole and also transmits information to the devices 63 to be brought to the surface. The read/write device 72 can write data collected downhole to the streamable devices 63 that leave the passage 69. The devices 63 can also be measuring or sensor devices, in that they can provide measurements of certain parameters that are of interest, for example pressure, temperature, flow rate, viscosity, fluid composition, presence of chemicals in particulate form, water saturation, composition, corrosion, vibration, etc. The devices 63 return to the surface 11 with the fluid circulating through the annulus 13 between the wellbore 10 and the drill string 22.

De strømbare anordningene som returnerer til overflaten, som for å bedre oversikten her er vist med referansenummer 63a, hentes opp ved overflaten av en tilbakehentingsenhet 64. De returnerende anordningene 63a kan hentes opp ved hjelp av filtrerende magnetkraft eller andre teknikker. Informasjonen inneholdt i de returnerende anordningene 63a leses ut, interpreteres og anvendes på ønsket måte. I boremodus strømmer således de strømbare anordningene 63 nedihulls hvor de utfører sin tilordnede funksjon, som kan være å foreta målinger av en parameter av interesse eller å overføre informasjon til en nedihullskontroller 73 eller å hente ut informasjon fra en nedihutlsanordning. Anordningene 63a returnerer til overflaten (retur-destinasjonen) via ringrommet 13. The streamable devices that return to the surface, which for better overview are shown here with reference number 63a, are picked up at the surface by a retrieval unit 64. The returning devices 63a can be picked up by means of filtering magnetic force or other techniques. The information contained in the returning devices 63a is read out, interpreted and used in the desired way. In drilling mode, the streamable devices 63 thus flow downhole where they perform their assigned function, which may be to make measurements of a parameter of interest or to transmit information to a downhole controller 73 or to retrieve information from a downhole device. The devices 63a return to the surface (the return destination) via the annulus 13.

Under boring kan noen av anordningene forsvinne i strømnings-prosessen eller festes til eller kites fast i veggene av borehullet 10. Det kan anvendes redundante anordninger for å kompensere for slike tap. Når kontrolleren 73 har kommunisert med en anordning med en spesifikk adresse, kan den programmeres til å ignorere den redundante anordningen. Alternativt kan kontrolleren 73 forårsake at det sendes et signal til overflaten som bekrefter mottak av hver adresse. Dersom en gitt adresse ikke mottas av nedihulls-anordningen 72 kan det sendes en duplikatanordning. Anordningene 63a som festes til brønnveggen 10a (se figur 2) kan virke som sensorer eller kommunika-sjonslinker i borehullet 10. En fastsittende anordning kan kommunisere med en annen fastsittende strømbar anordning et sted langs veggen 10a eller med anordninger som passerer ved den fastkilte anordningen, og med det skape et kommunikasjonsnettverk. De returnerende anordningene 63a kan hente ut informasjon fra anordningene som sitter fast i brønnen 10. De strømbare anordningene kan ifølge ett aspekt således danne et virtuelt nettverk av anordninger som kan sende data/informasjon til overflaten. Alternativt kan noen av anordningene 63 være tilpasset eller konstruert for å festes til eller anbringes i borehullsveggen 10a, og med det tilveiebringe permanente sensorer og/eller kommunikasjonsanordninger i brønnen 10.1 én utførelsesform kan de strøm-bare anordningene være konstruert for å anbringes i borehullsveggen under boreprosessen. Siden én strømbar anordning kan kommunisere med en annen vedsidenliggende strømbar anordning, kan mange strømbare anordninger anbragt i borehullsveggen danne et kommunikasjonsnettverk. Etter hvert som boringen av ny formasjon strider frem anbringes det fortløpende nye strømbare anordninger i borehullsveggen for å opprettholde nettverket. Når boringen av seksjonen er fullført kan de strømbare anordningene tilbakehentes fra borehullsveggen og gjenbrukes ett annet sted. Anordningene 63 kan inkludere et bevegelig element som kan generere strøm fra turbulensen i borehullsfluidet. Denne strømmen kan benyttes til å lade et batteri som er plassert i de strøm-bare anordningene. Videre kan anordningene 63 inkludere en fremdriftsmekanisme (hvilket forklares nærmere med henvisning til figur 6) som hjelper disse anordningene med å strømme med eller i fluidet 60. Anordningene 63 er vanligvis autonome anordninger og kan inkludere en dynamisk ballast som kan hjelpe disse anordningene med å strømme i fluidet 60. During drilling, some of the devices may disappear in the flow process or become attached to or wedged into the walls of the borehole 10. Redundant devices may be used to compensate for such losses. Once the controller 73 has communicated with a device with a specific address, it can be programmed to ignore the redundant device. Alternatively, the controller 73 may cause a signal to be sent to the surface acknowledging receipt of each address. If a given address is not received by the downhole device 72, a duplicate device can be sent. The devices 63a that are attached to the well wall 10a (see figure 2) can act as sensors or communication links in the borehole 10. A fixed device can communicate with another fixed currentable device somewhere along the wall 10a or with devices that pass by the wedged device, and thereby create a communication network. The returning devices 63a can extract information from the devices stuck in the well 10. The streamable devices can, according to one aspect, thus form a virtual network of devices that can send data/information to the surface. Alternatively, some of the devices 63 can be adapted or designed to be attached to or placed in the borehole wall 10a, and with the provision of permanent sensors and/or communication devices in the well 10.1 one embodiment, the powerable devices can be designed to be placed in the borehole wall during the drilling process . Since one streamable device can communicate with another adjacent streamable device, many streamable devices placed in the borehole wall can form a communication network. As the drilling of a new formation progresses, new streamable devices are continuously placed in the borehole wall to maintain the network. When the drilling of the section is complete, the streamable devices can be recovered from the borehole wall and reused elsewhere. The devices 63 can include a moving element that can generate current from the turbulence in the borehole fluid. This current can be used to charge a battery which is placed in the current-capable devices. Furthermore, the devices 63 may include a propulsion mechanism (which is further explained with reference to Figure 6) that helps these devices flow with or in the fluid 60. The devices 63 are typically autonomous devices and may include a dynamic ballast that can help these devices flow. in the fluid 60.

Strømbare anordninger kan også implanteres periodisk i borehullsveggen i en styrt operasjon for å skape en kommunikasjonslinje langs borehullet, i motsetning til tilfeldig avsatte strømbare anordninger, ved anvendelse av hydraulikktrykket i borefluidet. Som en del av nedihullsenheten kan det konstrueres en anordning som mekanisk anvender en kraft som presser eller skrur den strømbare anordningen inn i borehullsveggen. Under denne opera-sjonen kan den kraften som er nødvendig for å implantere anordningen måles, enten av sensorer i den strømbare anordningen eller sensorer inne i implanteringsanordningen. Denne målte parameteren kan kommuniseres til overflaten og anvendes for å undersøke og overvåke grunnens mekaniske beskaffenhet. De strømbare anordningene kan pumpes nedihulls til implanteringsanordningen eller lagres i et magasin nedihulls som anvendes av implanteringsanordningen. I dette tilfellet kan de strømbare anordningene installeres permanent. Figur 2 er en skjematisk illustrasjon av et borehull hvor anordninger produsert ifølge foreliggende oppfinnelse er implantert i borehullsveggen under boring av brønnen 10 slik at de utgjør et kommunikasjonsnettverk. Figur 2 viser en brønn 10 som bores av en borekrone 26 i bunnen av en boreenhet 80 som føres av et borerør 81. Borefluid 83 tilført under trykk gjennom røret 81 strømmer ut i bunnen av borekronen 26. Strømbare anordninger 63 introduseres eller pumpes inn i fluidet 83 og fanges opp etler hentes inn av en anordning 84 i boreenheten 80. Boreenheten 80 inkluderer en implanteringsanordning 85 som implanterer de innhentede strømbare anordningene 63, via et hode 86, inn i borehullsveggen 10a. Anordningene som implanteres under boringen av brønnen 10 er betegnet med referansenummer 63b. Anordningene 63 kan pumpes nedihulls gjennom et dedikert rør 71 plassert i borerøret 81. Dersom det anvendes spiralrullet rør som røret 81, kan røret 71 som fører de strømbare anordningene 63 til implanteringsanordningen 85 være plassert inne i eller utenfor spiralrøret. Streamable devices can also be periodically implanted in the borehole wall in a controlled operation to create a line of communication along the borehole, unlike randomly deposited streamable devices, by using the hydraulic pressure in the drilling fluid. As part of the downhole assembly, a device can be constructed that mechanically applies a force that presses or screws the streamable device into the borehole wall. During this operation, the force required to implant the device can be measured, either by sensors in the streamable device or sensors inside the implanting device. This measured parameter can be communicated to the surface and used to examine and monitor the mechanical nature of the ground. The flowable devices can be pumped downhole to the implanting device or stored in a downhole magazine used by the implanting device. In this case, the streamable devices can be permanently installed. Figure 2 is a schematic illustration of a borehole where devices manufactured according to the present invention are implanted in the borehole wall during drilling of the well 10 so that they form a communication network. Figure 2 shows a well 10 that is drilled by a drill bit 26 at the bottom of a drilling unit 80 that is guided by a drill pipe 81. Drilling fluid 83 supplied under pressure through the pipe 81 flows out at the bottom of the drill bit 26. Flowable devices 63 are introduced or pumped into the fluid 83 and is captured or retrieved by a device 84 in the drilling unit 80. The drilling unit 80 includes an implanting device 85 which implants the retrieved streamable devices 63, via a head 86, into the borehole wall 10a. The devices that are implanted during the drilling of the well 10 are designated by reference number 63b. The devices 63 can be pumped downhole through a dedicated pipe 71 placed in the drill pipe 81. If spirally rolled pipe is used as the pipe 81, the pipe 71 which leads the flowable devices 63 to the implanting device 85 can be located inside or outside the spiral pipe.

Alternativt kan anordningene som skat implanteres tagres i et kammer eller magasin 83 som forsyner dem til implanteringsanordningen 85. De implanterte strømbare anordningene 63b i brønnen 10 kan utveksle data med hverandre og/eller andre strømbare anordninger som returnerer til overflaten via ringrommet 13 og/eller med andre anordninger i borestrengen som beskrevet ovenfor i forbindelse med figur 1. En kommunikasjonsanordning 88 kan plasseres i brønnen på et hvilket som helst hensiktsmessig sted, eksempelvis nedenfor det øvre foringsrøret 12, for å kommunisere med de implanterte anordningene 63b. Kommunikasjonsanordningen 88 kan kommunisere med én eller flere strømbare anordninger 63b i sin nærhet, eksempelvis en anordning som er betegnet 63b, hvorpå denne anordningen kommuniserer med den neste anordningen og så videre nedover linjen til de resterende implanterte anordningene 63b. Tilsvarende kan de implanterte anordningene 63b kommunisere oppihulls til anordningene 63b som kommuniserer med anordningen 88, slik at det skapes en toveis kommunikasjonslink eller -tinje langs borehullet 10. Anordningen 88 kan lese data fra og skrive data til anordningene 63b. Den er operativt forbundet til en mottaker/senderenhet 87 og en prosessor 89 ved overflaten med en leder eller link 91. Linken 91 kan være en elektrisk kabel eller en fiberoptisk kabel. Prosessoren 89 prosesserer dataene som mottas av mottaker/senderenheten 87 fra anordningene 63b og sender også data til anordningene 63b via mottakeren/senderen 87. De implanterte anordningene 63b kan anvendes for å gjøre målinger av én eller flere utvalgte nedihullsparametere under og etter boringen av brønnen 10. Figur 3 illustrerer en alternativ fremgangsmåte for å transportere anordningene 63 til et sted nedihulls. Figur 3 viser et borehull 101 laget til et dyp 102. For enkelthets skyld, og for å bedre forståelsen, er ikke utstyr og sensorer som vanligvis utplasseres i en brønn vist. En fluidkanal 110 er plassert i borehullet. Kanelen 110 forløper fra en fluidtilførselsenhet 112, gjør en U-sving 111 og returnerer til overflaten 11. Strømbare anordninger 63 pumpes inn i kanalen 110 av tilførselsenheten 112 med et dertil egnet fluid. En nedihullsanordning 72a henter ut informasjon fra de strømbare anordningene 63 som passerer gjennom en kanal 70a og/eller skriver informasjon til slike anordninger. En kontroller 73a mottar informasjonen fra de strømbare anordningene 63 og anvender denne for det ønskede formålet. Kontroller 73a styrer også opera-sjonen av anordningen 72a og kan således gjøre at den overfører den nød-vendige informasjonen tii de strømbare anordningene 63. De strømbare anordningene 63 returnerer deretter til overflaten via retursegmentet 110a av røret 110. En tilbakehentingsenhet 120 ved overflaten henter opp de returnerende strømbare anordningene 63a, som ved hjelp av en kontroller 122 eller på annen måte kan analyseres. Anordningene 63 kan utføre målinger og annen funksjonalitet som beskrevet ovenfor med henvisning til figur 1. Figur 4 er en skjematisk illustrasjon av en produksjonsbrønn 200 hvor strømbare anordninger 209 introduseres i det produserte fluidet eller forma-sjonsfluidet 204, som fører disse anordningene til overflaten. Figur 4 viser en brønn 201 med et øvre foringsrør 203 og et brønnforingsrør 203 installert deri. Formasjonsfluid 204 strømmer inn i brønnen 201 gjennom perforeringene 207. Fluidet 204 entrer brønnløpet og strømmer til overflaten via et produksjonsrør 210. For enkelhets skyld, og for å bedre forståelsen, viser ikke figur 4 de forskjellige produksjonsanordningene, så som strømstyringssiler, ventiler, ned-senkbare pumper, etc. Mange strømbare anordninger 209 er lagret eller plassert i en dertil egnet beholder på et valgt sted 211 i brønnen 201. Anordningene 209 introduseres selektivt inn i strømmen av det produserte fluidet 204 som fører disse anordningene, hvilke introduserte anordninger er betegnet med nummer 209a, til overflaten. Anordningene 209a hentes opp av en tilbakehentingsenhet 220 og analyseres. Som angitt ovenfor med henvisning til figurene 1 og 3, kan de strømbare anordningene 209a være sensoranordninger eller informasjonsinneholdende anordninger eller begge deler. Periodisk introduksjon av sensoranordninger kan tilveiebringe informasjon om forholdene nedihulls. I dette aspektet av oppfinnelsen introduseres således de strømbare anordningene i brønnen 201 for å overføre nedihullsinfonmasjon under produk-sjonsfasen i brønnen 201. Alternatively, the devices to be implanted can be captured in a chamber or magazine 83 which supplies them to the implantation device 85. The implanted streamable devices 63b in the well 10 can exchange data with each other and/or other streamable devices that return to the surface via the annulus 13 and/or with other devices in the drill string as described above in connection with Figure 1. A communication device 88 can be placed in the well at any suitable location, for example below the upper casing 12, to communicate with the implanted devices 63b. The communication device 88 can communicate with one or more streamable devices 63b in its vicinity, for example a device designated 63b, whereupon this device communicates with the next device and so on down the line to the remaining implanted devices 63b. Correspondingly, the implanted devices 63b can communicate downhole to the devices 63b which communicate with the device 88, so that a two-way communication link or thread is created along the borehole 10. The device 88 can read data from and write data to the devices 63b. It is operatively connected to a receiver/transmitter unit 87 and a processor 89 at the surface by a conductor or link 91. The link 91 may be an electrical cable or a fiber optic cable. The processor 89 processes the data received by the receiver/transmitter unit 87 from the devices 63b and also sends data to the devices 63b via the receiver/transmitter 87. The implanted devices 63b can be used to make measurements of one or more selected downhole parameters during and after the drilling of the well 10 Figure 3 illustrates an alternative method of transporting the devices 63 to a location downhole. Figure 3 shows a borehole 101 made to a depth 102. For the sake of simplicity, and to improve understanding, equipment and sensors that are usually deployed in a well are not shown. A fluid channel 110 is placed in the borehole. The channel 110 extends from a fluid supply unit 112, makes a U-turn 111 and returns to the surface 11. Flowable devices 63 are pumped into the channel 110 by the supply unit 112 with a suitable fluid. A downhole device 72a retrieves information from the streamable devices 63 that pass through a channel 70a and/or writes information to such devices. A controller 73a receives the information from the streamable devices 63 and uses this for the desired purpose. Controller 73a also controls the operation of the device 72a and can thus cause it to transmit the necessary information to the streamable devices 63. The streamable devices 63 then return to the surface via the return segment 110a of the pipe 110. A retrieval unit 120 at the surface picks up the returning streamable devices 63a, which can be analyzed by means of a controller 122 or otherwise. The devices 63 can perform measurements and other functionality as described above with reference to figure 1. Figure 4 is a schematic illustration of a production well 200 where flowable devices 209 are introduced into the produced fluid or formation fluid 204, which leads these devices to the surface. Figure 4 shows a well 201 with an upper casing 203 and a well casing 203 installed therein. Formation fluid 204 flows into the well 201 through the perforations 207. The fluid 204 enters the wellbore and flows to the surface via a production pipe 210. For the sake of simplicity, and to improve understanding, Figure 4 does not show the various production devices, such as flow control screens, valves, down- submersible pumps, etc. Many flowable devices 209 are stored or placed in a suitable container at a selected location 211 in the well 201. The devices 209 are selectively introduced into the flow of the produced fluid 204 which carries these devices, which introduced devices are denoted by number 209a, to the surface. The devices 209a are picked up by a retrieval unit 220 and analyzed. As indicated above with reference to Figures 1 and 3, the streamable devices 209a may be sensor devices or information containing devices or both. Periodic introduction of sensor devices can provide information on conditions downhole. In this aspect of the invention, the streamable devices are thus introduced in the well 201 to transmit downhole information during the production phase in the well 201.

Kommunikasjon i nakne hullseksjoner kan oppnås ved anvendelse av strømbare anordninger i boreslammet som avsettes på borehullsveggen eller ved å anvende implanterte strømbare anordninger som beskrevet ovenfor. I hullseksjoner med foringsrør, som en ofte finner ovenfor åpenh Jllsseksjonene, kan kommunikasjonen oppnås på mange måter; gjennom strømbare anordninger som avsettes i slamfilterkaken (eng: mud filter cake) eller som implanteres i borehullsveggen under boreprosessen, gjennom strømbare anordninger som blandes i sementen som fyller ringrommet mellom borehullsveggen/slamfilterkaken og foringsrøret, eller gjennom en kommunika-sjonskanal installert som en del av foringsrøret. Det sistnevnte tilfellet kan inkludere en mottaker i bunnen av foringsrøret som tar imot informasjon fra anordningene, og en sender for å sende denne informasjonen til overflaten og omvendt. Kommunikasjonsanordningen assosiert med foringsrøret kan være en elektrisk, fiberoptisk eller annen type kabel, et akustisk signal eller et elektromagnetisk signal som ledes inne i foringsrøret eller i grunnen, eller andre fremgangsmåter for kommunikasjon. Som en sammenfatning kan det anvendes et kommunikasjonssystem basert på anvendelse av strømbare anordninger i kombinasjon med andre kommunikasjonsmetoder for å dekke forskjellige deler av borehullet, eller for å kommunisere over avstander som ikke dekkes av borehullet. Communication in bare hole sections can be achieved by using streamable devices in the drilling mud that is deposited on the borehole wall or by using implanted streamable devices as described above. In hole sections with casing, which are often found above the open sections, communication can be achieved in many ways; through flowable devices which are deposited in the mud filter cake (eng: mud filter cake) or which are implanted in the borehole wall during the drilling process, through flowable devices which are mixed in the cement that fills the annulus between the borehole wall/mud filter cake and the casing, or through a communication channel installed as part of the casing. The latter case may include a receiver at the bottom of the casing to receive information from the devices, and a transmitter to send this information to the surface and vice versa. The communication device associated with the casing may be an electrical, fiber optic or other type of cable, an acoustic signal or an electromagnetic signal conducted within the casing or in the ground, or other means of communication. As a summary, a communication system based on the use of streamable devices can be used in combination with other communication methods to cover different parts of the borehole, or to communicate over distances not covered by the borehole.

Et annet eksempel på anvendelse av strømbare anordninger i kombinasjon med andre kommunikasjonssystemer er en mangegrenet brønn. Én eller flere sidegrener i brønnen kan ha et toveis kommunikasjonssystem med strømbare anordninger, mens én eller flere sidegrener i den samme brønnen ikke trenger å ha et fullstendig toveis kommunikasjonssystem med de strøm-bare anordningene. I én utførelsesform av oppfinnelsen er den første sidegrenen utstyrt med et rett rør eller med et U-rør som gjør at strømbare anordninger som inneholder informasjon fra overflaten kan føres ned til bunnen av den første sidegrenen. Den andre sidegrenen er ikke utstyrt med et slikt rør, men har strømbare anordninger lagret i et magasin nedihulls. En melding til den andre sidegrenen pumpes ned i den første sidegrenen. Fra mottakerstasjonen i den første sidegrenen overføres informasjon, eksempelvis en kommando om å frigjøre en strømbar anordning i den andre sidegrenen, fra den første sidegrenen til den andre sidegrenen via akustiske eller elektromagnetiske signaler gjennom grunnen. Ved mottak av denne informasjonen i den andre sidegrenen utføres den nødvendige oppgaven, så som å skrive til og frigjøre en strømbar anordning etler å igangsette en eller annen oppgave nedihulls. Betinget av at avstanden og formasjonsegenskapene tillater overføring av signaler gjennom grunnen, kan det samme konseptet anvendes for å kommunisere mellom individuelle brønner. Another example of the use of streamable devices in combination with other communication systems is a multi-branch well. One or more side branches in the well may have a two-way communication system with streamable devices, while one or more side branches in the same well need not have a complete two-way communication system with the streamable devices. In one embodiment of the invention, the first side branch is equipped with a straight tube or with a U-tube which enables streamable devices containing information from the surface to be led down to the bottom of the first side branch. The other side branch is not equipped with such a pipe, but has flowable devices stored in a magazine downhole. A message to the second side branch is pumped down into the first side branch. From the receiver station in the first side branch, information, for example a command to release a powerable device in the second side branch, is transmitted from the first side branch to the second side branch via acoustic or electromagnetic signals through the ground. Upon receipt of this information in the other side branch, the necessary task is performed, such as writing to and releasing a streamable device or initiating some other task downhole. Provided that the distance and formation properties allow transmission of signals through the ground, the same concept can be used to communicate between individual wells.

Figur 5 er en skjematisk illustrasjon av en eksempelvis mangegrenet produksjonsbrønn 300, der strømbare anordninger pumpes inn i én sidegren og deretter anvendes ved kommunikasjon mellom sidegrenene. Figur 5 viser en hovedbrønnseksjon 301 med to grenbrønner eller sidegrener 301a og 301b. I den eksempelvise forgrenede borehullskonstruksjonen i figur 5 er begge Figure 5 is a schematic illustration of an example multi-branch production well 300, where flowable devices are pumped into one side branch and then used for communication between the side branches. Figure 5 shows a main well section 301 with two branch wells or side branches 301a and 301b. In the exemplary branched borehole construction in Figure 5, both are

brønnene 301a og 301b vist som produksjonsbrønner. Brønnene 301a og 301b produserer fluider (hydrokarboner) som vist henholdsvis med pil 302a og 302b. Strømbare anordninger 63 pumpes inn i den første sidegrenen 301a gjennom et rør 310 fra en tilførselsenhet 321 ved overflaten 11. Anordningene 63 føres ut av røret ved et kjent dyp 303a der en mottakerenhet 370a leser ut data fra anordningene 63. Anordningene returnerer til overflaten med det produserte fluidet 302a. Anordningene som returnerer fra borehullet 301 er angitt som 63d. En senderenhet 380 sender signaler 371 som respons på informasjon hentet ut fra de strømbare anordningene 63. En andre mottaker 370b i den andre sidegrenen 301b mottar signaler 371. En kontrollerenhet eller prosessor 382 anvender de mottatte signalene for å utføre en ønsket funksjon eller operasjon, som kan inkludere operasjon av en anordning nedihulls, eksempelvis en ventil, en glidemuffe, en pumpe, etc. Strømbare anordninger 63c kan være anbragt i et magasin 383 i den andre sidegrenen 301b og introduseres i fluidstrømmen wells 301a and 301b shown as production wells. Wells 301a and 301b produce fluids (hydrocarbons) as shown by arrows 302a and 302b, respectively. Flowable devices 63 are pumped into the first side branch 301a through a pipe 310 from a supply unit 321 at the surface 11. The devices 63 are carried out of the pipe at a known depth 303a where a receiver unit 370a reads out data from the devices 63. The devices return to the surface with the produced the fluid 302a. The devices returning from borehole 301 are indicated as 63d. A transmitter unit 380 sends signals 371 in response to information extracted from the streamable devices 63. A second receiver 370b in the second side branch 301b receives signals 371. A controller unit or processor 382 uses the received signals to perform a desired function or operation, which can include operation of a device downhole, for example a valve, a sliding sleeve, a pump, etc. Flowable devices 63c can be placed in a magazine 383 in the second side branch 301b and introduced into the fluid flow

302b av kontrolleren 382. Anordningene 63d og 63c som strømmer oppihulls hentes opp ved overflaten av en mottakerenhet 320 og dataene som er lagret i de strømbare anordningene 63c og 63d prosesseres av prosessoren 322. Det skal bemerkes at figur 5 kun er ett eksempel på anvendelse av de strømbare anordningene i multiple borehull. Brønnene som velges for interkommunikasjon kan være separate brønner i et brønnfelt. Signalene 371 kan mottas av instru-menter i én eller flere brønner og/eller ved overflaten for anvendelse ved gjennomføring av en ønsket oppgave. 302b by the controller 382. The in-hole streaming devices 63d and 63c are picked up at the surface by a receiver unit 320 and the data stored in the streamable devices 63c and 63d are processed by the processor 322. It should be noted that Figure 5 is only one example of the application of the streamable devices in multiple boreholes. The wells selected for intercommunication can be separate wells in a well field. The signals 371 can be received by instruments in one or more wells and/or at the surface for use in carrying out a desired task.

Figur 6 viser et funksjonelt blokkdiagram av en strømbar anordning 450 ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Anordningen 450 er fortrinnsvis innkapslet i et materiale 452 som er egnet for nedihullsmiljøet, eksempelvis keramikk, og inkluderer ett eller flere sensorelementer 454, en styringskrets eller kontroller 456 og en minneenhet 458. En innebygget strøm-forsyningsmodul 460 forsyner strøm til sensor 454, kontroller 456, minne 458 og eventuelle andre elektriske komponenter i anordningen 450. Kontrolleren 456 kan inkludere en prosessor som interakterer med ett eller flere programmer i anordningen for å prosessere dataene som samles inn av anordningen og/eller målingene gjort av anordningen for å beregne, i hvert fall delvis, én eller flere parametre som er av interesse, inklusive resultatene eller svarene. For eksempel kan anordningen 450 beregne en parameter og endre sin fremtidige funksjonalitet og/eller sende et signal som respons på den beregnede parameteren for å forårsake at det foretas en handling av en annen strømbar anordning eller en anordning i borehullet. For eksempel kan anordningen detektere en ugunstig tilstand nedihulls, eksempelvis nærvær av vann, og sende et signal til en fluidstrømstyringsanordning i borehullet om å stenge av en produksjonssone eller brønnen. Anordningen kan være konstruert med tilstrekkelig intelligens og prosesseirngsevne til å kunne foreta et hvilket som helst antall forskjellige handlinger i borehullet. En strømgenereringsenhet som genererer elektrisk strøm fra turbulensen i strømmen kan inkorporeres i anordningen 450 for å lade et batteri (integrert kraftforsyning) 460. Det tilveie-bringes en antenne 462 for å sende og/eller motta signaler og med det oppnå enveis eller toveis kommunikasjon (etter behov) mellom den strømbare anordningen 450 og en annen anordning, som kan være en strømbar anordning elier en anordning plassert nedihulls eller ved overflaten. Anordningen 450 kan programmeres ved overflaten eller nedihulls for å føre data og instruksjoner. Informasjonen som programmeres inn i en strømbar anordning ved overflaten leses av en anordning i borehullet mens informasjon programmert nedihulls kan leses av ved overflaten eller av aviesingsanordninger nedihulls. Anordningen 450 kan sende og motta signaler i borehullet og således kommunisere med andre anordninger. En slik strømbar anordning kan overføre eller utveksle informasjon med andre anordninger, etablere en kommunikasjonslink langs borehullet, tilveiebringe toveis kommunikasjon mellom overflate- og nedihullsanordninger, mellom forskjellige brønner i et felt eller mellom sidegrener i et borehullssystem, og etablere et kommunikasjonsnettverk i borehullet og/eller mellom overflateinstrumentene og nedihullsanordningene. Hver slik anordning kan kodes med et identifikasjonsnummer eller en adresse som kan anvendes for å bekrefte mottak eller overføring av informasjon ved anordningene som er utplassert for å hente ut informasjon fra den strømbare anordningen 450.1 én fremgangsmåte kan de strømbare anordningene 450 nummereres sekvensielt og introduseres i fluidstrømmen for å mottas ved en destinasjon. Dersom mottakeranordningen mottar en strømbar anordning kan den gjøre at det sendes et signal til avsenderen som bekrefter ankomsten av en gitt anordning. Dersom mottakeranordningen ikke bekrefter ankomsten av en gitt anordning kan det sendes ut en andre anordning med den samme informasjonen og adressen. Dette systemet vil tilveiebringe et lukket ring system for å overføre informasjon mellom områder. Figure 6 shows a functional block diagram of a powerable device 450 according to one embodiment of the present invention. The device 450 is preferably encapsulated in a material 452 that is suitable for the downhole environment, for example ceramic, and includes one or more sensor elements 454, a control circuit or controller 456 and a memory unit 458. A built-in power supply module 460 supplies power to sensor 454, controller 456 , memory 458 and any other electrical components of the device 450. The controller 456 may include a processor that interacts with one or more programs in the device to process the data collected by the device and/or the measurements made by the device to calculate, at least in part, one or more parameters of interest, including the results or responses. For example, the device 450 may calculate a parameter and change its future functionality and/or send a signal in response to the calculated parameter to cause an action to be taken by another powerable device or a downhole device. For example, the device can detect an unfavorable condition downhole, for example the presence of water, and send a signal to a fluid flow control device in the borehole to shut down a production zone or the well. The device can be constructed with sufficient intelligence and processing capability to be able to perform any number of different actions in the borehole. A power generation unit that generates electrical current from the turbulence in the flow can be incorporated into the device 450 to charge a battery (integrated power supply) 460. An antenna 462 is provided to transmit and/or receive signals and thereby achieve one-way or two-way communication ( as needed) between the streamable device 450 and another device, which may be a streamable device or a device placed downhole or at the surface. The device 450 can be programmed at the surface or downhole to carry data and instructions. The information that is programmed into a streamable device at the surface is read by a device in the borehole, while information programmed downhole can be read off at the surface or by de-icing devices downhole. The device 450 can send and receive signals in the borehole and thus communicate with other devices. Such a streamable device can transfer or exchange information with other devices, establish a communication link along the borehole, provide two-way communication between surface and downhole devices, between different wells in a field or between side branches in a borehole system, and establish a communication network in the borehole and/or between the surface instruments and the downhole devices. Each such device may be coded with an identification number or an address that may be used to confirm receipt or transmission of information by the devices deployed to extract information from the streamable device 450. In one method, the streamable devices 450 may be sequentially numbered and introduced into the fluid stream. to be received at a destination. If the receiving device receives a currentable device, it can cause a signal to be sent to the sender confirming the arrival of a given device. If the receiving device does not confirm the arrival of a given device, a second device can be sent out with the same information and address. This system will provide a closed ring system to transfer information between areas.

I et annet aspekt av oppfinnelsen kan den strømbare anordningen inneholde et kjemikalie som endrer tilstand som respons på en nedihullsparameter, og på denne måten tilveiebringer et mål på en nedihullsparameter. Andre anordninger kan også benyttes, for eksempel anordninger som inneholder biologisk masse eller mekaniske anordninger som er konstruert for å føre informasjon eller måle en parameter. I nok et annet aspekt kan den strømbare anordningen være en anordning som fører energi som kan tas imot av mottakeranordningen. Spesialkonstruerte strømbare anordninger kan således anvendes for å overføre energi fra ett sted til et annet, eksempelvis fra overflaten til en anordning nedihulls. In another aspect of the invention, the flowable device may contain a chemical that changes state in response to a downhole parameter, thereby providing a measure of a downhole parameter. Other devices can also be used, for example devices containing biological mass or mechanical devices designed to carry information or measure a parameter. In yet another aspect, the powerable device may be a device that carries energy that can be received by the receiving device. Specially constructed currentable devices can thus be used to transfer energy from one place to another, for example from the surface to a device downhole.

Den strømbare anordningen 450 kan inkludere en ballast 470 som kan slippes eller aktiveres for å endre flyteegenskapene til anordningen 450. En hvilken som helst annen fremgangsmåte kan også anvendes for å gi anordningen variabel oppdrift. I tillegg kan anordningen 450 også inkludere en fremdriftsmekanisme 480 som selektivt kan aktiveres for å hjelpe anordningen 450 å strømme i fluidbanen. Fremdriftsmekanismen kan være selvaktiverende etler aktiveres av noe utenforliggende så som anordningen 450 sin lokalisering eller hastighet. The flowable device 450 may include a ballast 470 that may be released or activated to change the buoyancy characteristics of the device 450. Any other method may also be used to provide the device with variable buoyancy. In addition, the device 450 can also include a propulsion mechanism 480 that can be selectively activated to help the device 450 flow in the fluid path. The propulsion mechanism can be self-activating or activated by something external, such as device 450's location or speed.

Idet den foregående beskrivelsen er vinklet mot de foretrukkede ut-førelsesformene av oppfinnelsen vil forskjellige modifikasjoner være åpenbare for fagfolk på området. Intensjonen er at alle variasjoner som ligger innenfor rekkevidden til og tanken bak de etterfølgende patentkravene innbefattes av den foregående beskrivelsen. As the foregoing description is directed towards the preferred embodiments of the invention, various modifications will be obvious to those skilled in the art. The intention is that all variations that are within the scope of and the thought behind the subsequent patent claims are encompassed by the preceding description.

Claims

1. Method for using one or more movable data-carrying devices (63) in a wellbore (10) and for providing a data exchange device (72) to effect data exchange with the one or more devices (63) in which the method is characterized by a working fluid (60) provides a fluid flow path within which the devices (63) can flow from a first introduction location of the device into the flow path to a second location of interest, the method comprising selection of at least one streamable device (63) which constitutes a data carrier which is adapted to be moved in the wellbore (10) at least partially by the working fluid; introducing the at least one streamable device (63) into the fluid flow path at the first location to cause the working fluid to move the at least one streamable device (63) to the second location of interest; and providing a data exchange device (72) in the flow path to effect data transfer with the at least one streamable device (63).

2. Method according to claim 1, characterized in that the selection of the at least one streamable device (63) comprises the selection of the at least one streamable device (63) from a group consisting of: (i) a device with a sensor to provide a measure of a parameter of interest ; (ii) a device with a memory for storing data therein; (iii) a device that carries energy that can be transferred to another device; (iv) a solid mass carrying a chemical that changes a state when said solid mass encounters a given property in the borehole; (v) a device carrying a biological mass; (vi) a data recording device; (vii) a device designed to perform a mechanical action; and (viii) a device that self-charges through interaction with the working fluid in the borehole (10).

3. Method according to claim 1, characterized in that said selection of the at least one streamable device (63) comprises selection of a device that provides a measure for a parameter of interest and selected from a group consisting of: (i) pressure; (ii) temperature; (iii) flow rate; (iv) vibration; (v) presence of a given chemical in the borehole; (vi) viscosity; (vii) water saturation; (viii) the composition of a material; (ix) corrosion; (x) speed; (xi) a physical dimension; and (xii) deposition of a given matter in a fluid.

4. Method according to claim 1, characterized in that the selection of the at least one streamable device (63) comprises the selection of a device comprising: a sensor for providing a measurement representative of a parameter of interest; a memory for storing data at least partially related to the parameter of interest; an energy source for supplying power to a component of said powerable device; and a controller for determining which data is to be stored in said memory.

5. Method according to claim 4, characterized in that it further comprises providing a transmitter for the at least one streamable device (63) which effects data exchange with the data exchange device (72).

6. Method according to claim 5, characterized in that carrying out the data exchange comprises communication with said at least one streamable device (63) by means of a method selected from a group consisting of: (i) electromagnetic radiation; (ii) optical signals; and (iii) acoustic signals.

7. Method according to claim 1, characterized in that selecting the at least one streamable device (63) comprises selecting a streamable device (63) that is designed to carry data that is one of (i) pre-stored in the at least one streamable device (63); (ii) stored in the at least one streamable device (63) downhole; (iii) self-stored by the at least one streamable device (63); (iv) detected by a state change associated with the at least one streamable device (63).

8. Method according to claim 1, characterized in that the selection of the at least one flowable device (63) comprises the selection of a device from a group of devices consisting of: (i) a device which is freely movable in the working fluid; (ii) a variable buoyancy device; (iii) a device including a propulsion mechanism (480) that assists the at least one flowable device (63) to flow in the working fluid; (iv) a device which can be moved in an additional field; and (v) a device whose movement in the working fluid is assisted by the gravitational field.

9. Method according to claim 1, characterized in that the selection of the at least one streamable device (63) comprises the selection of a device which is one of: (i) resistant to the temperatures in the borehole; (ii) resistant to chemicals; (iii) resistant to borehole pressure; (iv) vibration resistant; (v) shockproof; (vi) resistant to electromagnetic radiation; (vii) resistant to electrical noise; and (viii) resistant to nuclear fields.

10. Method according to claim 1, characterized in that said introduction of the at least one flowable device (63) into the working fluid further comprises introduction of the at least one flowable device (63) into the working fluid by means of one of: (i) an isolated flow path; (ii) a chemical injection line; (iii) a pipe member in the borehole; (iv) a hydraulic line extending to the second area of interest and returning to the surface; (v) through a drill string carrying drilling fluid; (vi) through an annulus between a drill string and the wellbore; (vii) through a pipe member located outside a drill string; and (viii) in a container designed to discharge said at least one streamable device (63) into the borehole.

11. Method according to claim 1, characterized in that it further comprises recovery of the at least one streamable device (63).

12. Method according to claim 11, characterized in that recovery of the at least one streamable device (63) comprises recovery of the at least one streamable device (63) by means of one of (i) fluid to solid separation; and (ii) fluid to fluid separation.

13. Method according to claim 1, characterized in that said introduction of the at least one streamable device (63) includes the introduction of many streamable devices (63), each such streamable device (63) being adapted to perform at least one task.

14. Method according to claim 13, characterized in that said introduction of many streamable devices (63) comprises one of (i) timed introduction; (ii) time-independent introduction; (iii) introduction as needed; and (iv) event-initiated introduction.

15. Method according to claim 1, characterized in that introduction of said at least one streamable device (63) comprises the introduction of many streamable devices (63) into fluid flowing in a borehole (10) to cause at least a number of the streamable devices (63) to remain in the borehole ( 10) at all times, thereby creating a network of the streamable devices (63) in the borehole (10).

16. Method according to claim 15, characterized in that the streamable devices (63) of said many devices are designed to communicate information with other devices (63), thereby creating a communication network in the borehole (10).

17. Method according to claim 1, characterized in that it further comprises providing a unique address for the at least one streamable device (63).

18. Method according to claim 1, characterized in that it further comprises providing a data communication device (72) in the borehole (10) to communicate with the at least one streamable device (63).

19. Method according to claim 18, characterized in that it further comprises causing the data communication device to exchange data with the at least one streamable device (63) and transmitting a signal that confirms said data exchange.

20. Method according to claim 1, characterized in that said selection of said at least one streamable device (63) comprises selection of the at least one streamable device (63) including a sensor (454) which is one among: (i) mechanical; (ii) electrical; (iii) chemical; (iv) nuclear; and (v) biological.

21. Method according to claim 1, characterized in that it further comprises the implantation of many streamable devices (63) at a distance from each other in said borehole (10) during drilling of said borehole (10).

22. Method according to claim 7, characterized in that it further comprises receiving the data contained in said at least one streamable device (63) by a downhole device and transmitting a signal in response to said received signal to a device located outside said borehole (10).

23. Method according to claim 22, characterized in that it further comprises that said device outside said borehole (10) is located in a location which is one of: (i) in a side branch hole associated with said well; (ii) in a separate well; (iii) at the surface; and (iv) in an injection well.

24. Borehole system which uses at least one movable data-carrying device (63) in a borehole (101) and which provides a data exchange device (72a) to effect data exchange with the at least one device (63) in which the system is characterized in that the at least one device ( 63) is adapted to be flowable within a fluid flowing in the wellbore (101) and wherein the system comprises: a forward fluid flow path (110) associated with the wellbore (101) carrying the at least one flowable device (63) from a first location

(112) wherein the at least one streamable device (63) is introduced into the forward fluid path (110) to a second location of interest; and a data exchange device (72a) at the second location of interest for effecting data exchange with the at least one streamable device (63) which is one of (i) retrieving information carried by the at least one streamable device (63) or ( ii) writing selected information to the at least one streamable device (63).

25. Borehole system according to claim 24, characterized in that it further comprises a return flow path (110a) which leads the at least one streamable device (63) from the other location of interest to a return destination (120).

26. Borehole system according to claim 24, characterized in that the first place of introduction and the return destination is at the surface.

27. Borehole system according to claim 25, characterized in that the forward flow path passes through a drill string that is used for drilling the wellbore (101) and that the return flow path is an annulus between the drill string and the drill hole (101).

28. Borehole system according to claim 25, characterized in that (i) the forward fluid flow path comprises a first section consisting of a u-shaped tube (110) extending from the first location (112) to the second location of interest and (ii) the return path comprises a second section of the the u-shaped pipe (110a) which returns to the return destination (120).

29. Borehole system according to claim 24, characterized in that the second place of interest is in the borehole (101) and that the data exchange device (72a) is located near said second place of interest.

30. Borehole system according to claim 24, characterized in that it further comprises a controller (122) which performs an operation which is one of (i) extracting information, via the at least one streamable device (63), from the data exchange device (72a), or (ii) causing that the data exchange devices (72a) write given information to the at least one streamable device (63).

31. Borehole system according to claim 25, characterized in that it further comprises a control unit (73a) which processes data contained in the streamable device which returns to the destination (120).

32. Borehole system according to claim 30, characterized in that the controller (73a) performs at least one operation in response to the data retrieval from the at least one streamable device (63).

33. Method for using movable data-carrying devices (209) in a wellbore (201) in which the method is characterized in that a working fluid (204) provides a fluid flow path within which the devices (209) are flowable from a first introduction point (211) for the devices (209) into the flow path of a second location (220) comprising: selectively employing a plurality of flowable devices (209) adapted to be moved in the borehole (201) by the working fluid at a first selected introduction location (211) in a wellbore (201); detecting one or more parameters of interest with the streamable devices (209a) at or near the first location; moving the streamable devices (209a) from the first location to a second location (220); and effecting data exchange with the streamable devices (209a) at the second location.

34. Method according to claim 33, wherein the first wetted location (211) is inside the borehole (201) and the second location (220) is at the surface.

35. Method according to claim 33, characterized in that the placement of many of the flowable devices (209a) includes placement of said devices in a magazine (211) from which said devices can be individually introduced into the fluid flow

(204).

36. Method according to claim 33, characterized in that it further comprises providing a controller in the borehole (201) to write information to the streamable devices (209) before they are introduced into the fluid (204).

37. Method according to claim 33, characterized in that introducing the streamable devices (209a) includes at least one of (i) introducing the streamable devices (209) over predetermined time intervals; (ii) introducing the streamable devices (209) when a given event occurs; or (iii) periodically introducing the streamable devices (209).

38. Separate device (450) comprising: (i) a sensor (454) for making measurements regarding a borehole parameter; (ii) a controller (456) for processing the measurements from the sensor; (iii) a memory (458) for storing data; (iv) an energy source (460) for supplying power to the elements of the streamable device (450); (v) an antenna (462) for communicating information to a device external to the streamable device (450); and (vi) a housing that houses the sensor, the controller, the memory and the energy source, which housing is designed to protect the device (450) from the borehole environment and wherein the separate device (450) is characterized in that it is adapted to be powered within , and moved, at least partially, a fluid flowing in a borehole.

39. Separately powerable device (450) according to claim 38, characterized in that it further comprises an external element which interacts with fluid in the borehole as an aid in generating electrical energy.

40. Separately powerable device (450) according to claim 39, characterized in that the electrical energy is used to charge the power source.

41. Separately powerable device (450) according to claim 38, characterized in that it further comprises a buoyancy device (470) to change the buoyancy properties of the separate streamable device (450).

42. Separately powerable device (450) according to claim 38, characterized in that it further comprises a propeller device (480) to assist the discrete streamable device (450) to flow in the borehole.