NO323963B1 - Nedihulls oppblasings-/uttommingsanordning - Google Patents

Nedihulls oppblasings-/uttommingsanordning Download PDF

Info

Publication number
NO323963B1
NO323963B1 NO20031577A NO20031577A NO323963B1 NO 323963 B1 NO323963 B1 NO 323963B1 NO 20031577 A NO20031577 A NO 20031577A NO 20031577 A NO20031577 A NO 20031577A NO 323963 B1 NO323963 B1 NO 323963B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
downhole
control
borehole
well
valve
Prior art date
Application number
NO20031577A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20031577L (no
NO20031577D0 (no
Inventor
Terry R Bussear
Bruce Weightman
Michael F Krejci
David Rothers
Kevin R Jones
Jr William E Aeschbacher
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Publication of NO20031577L publication Critical patent/NO20031577L/no
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO20031577D0 publication Critical patent/NO20031577D0/no
Publication of NO323963B1 publication Critical patent/NO323963B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/028Electrical or electro-magnetic connections
    • E21B17/0283Electrical or electro-magnetic connections characterised by the coupling being contactless, e.g. inductive
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/03Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for setting the tools into, or removing the tools from, laterally offset landing nipples or pockets
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/127Packers; Plugs with inflatable sleeve
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/066Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/16Control means therefor being outside the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Automatic Analysis And Handling Materials Therefor (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)
  • Surgical Instruments (AREA)
  • Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
  • Nozzles (AREA)
  • Air Bags (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Description

Oppfinnelsen vedrører generelt styring av olje- og gass-produksjonsbrønner. Mer spesielt angår oppfinnelsen en anordning for automatisk styring av petroleumsproduserende brønner ved bruk av nedhulls datamaskinstyrte systemer. Som eksempler som kjent teknikk på området kan nevnes EP 647.764 B1, US 5,018,574, US 5,234,057, NO 180.055 C og US 4,787,446.
Styring av olje- og gass-produserende brønner er et problem for petrole-umsindustrien som delvis skyldes de enorme pengemessige kostnader som inn-går, samt risikoene i forbindelse med miljø- og sikkerhetsaspekter.
Styring av produksjonsbrønner er blitt spesielt viktig og mer komplisert på bakgrunn av at brønner som har flere grener (dvs. sidebrønner eller multilaterale brønner) vil bli stadig viktigere og vanligere. Slike multilaterale brønner omfatter diskrete produksjonssoner som produserer fluid i enten felles eller egne produk-sjonsrør. I alle tilfeller er det et behov for å styre soneproduksjon, isolere spesielle soner og ellers overvåke hver sone i en spesiell brønn.
Før beskrivelse av teknikkens aktuelle stand vedrørende slike systemer og fremgangsmåter for styring av produksjonsbrønner skal det gis en kort beskrivelse av selve produksjonssystemet som trenger styring. En type produksjonssystem benytter elektrisk nedsenkbare pumper (ESP) til pumping av fluider nede fra hullet. I tillegg er det to andre generelle typer produksjonssystemer for olje- og gass-brønner, nemlig stempelløfting og gassløfting. Produksjonssystemer med stempel-løfting medfører bruk av et lite, sylindrisk stempel som beveger seg gjennom rør som strekker seg fra et sted i nærheten av produksjonsformasjonen nede i borehullet til overflateutstyret som befinner seg ved den åpne ende av borehullet. Vanligvis blir fluider som samler seg i borehullet og hindrer strømning av fluider ut av formasjonen og inn i borehullet, oppsamlet i røret. Periodisk blir enden av røret åpnet ved overflaten og det akkumulerte reservoartrykk er tilstrekkelig til å presse stempelet opp gjennom røret. Stempelet fører med seg til overflaten en last med akkumulerte fluider som blir utstøtt ved toppen av brønnen og derved tillater gass å strømme friere fra formasjonen og inn i borehullet for levering til et distribusjons-system på overflaten. Etter at gass-strømningen igjen er blitt begrenset på grunn av ytterligere akkumulering av fluider nede i hullet, blir en ventil i røret ved brønn-overflaten lukket slik at stempelet igjen faller tilbake ned gjennom røret og er klart til å løfte en annen last med fluider til overflaten ved gjenåpning av ventilen.
Et produksjonssystem med gassløfting innbefatter et ventilsystem for styring av injeksjon av trykk-gass fra en kilde utenfor brønnen, slik som en annen gassbrønn eller en kompressor, inn i borehullet. Det økede trykk fra den injiserte gassen tvinger akkumulerte formasjonsfluider opp gjennom et sentralt rør som strekker seg langs borehullet, for å fjerne fluidene og gjenopprette den frie strøm-ning av gass og/eller olje fra formasjonen inn i brønnen. I brønner hvor væske faller tilbake er det et problem under gassløfting, og stempelløfting kan kombineres med gassløfting for å forbedre effektiviteten.
I produksjonssystemer med stempelløfting og gass-løfting er det et krav til periodisk styring av en motorventil ved overflaten av brønnhodet for å styre enten fluidstrømningen fra brønnen eller strømmen av injeksjonsgass inn i brønnen for å bidra til produksjonen av gass og væsker fra brønnen. Disse motorventilene blir konvensjonelt styrt ved hjelp av tidsmekanismer og er programmert i samsvar med prinsipper for reservoar-utnyttelse, som bestemmer lengden av den tid som brøn-nen bør være enten "innelukket" og sperret for strømning av gass eller væsker til overflaten, og den tid brønnen bør være "åpnet" for fri produksjon. Generelt er de kriterier som brukes til drift av motorventilen strengt begrenset til utløpet av en for-ut bestemt tidsperiode. I de fleste tilfeller blir målte rørparametere slik som trykk, temperatur, osv. brukt bare til å overstyre tidssyklusen under spesielle forhold.
Man vil forstå at en relativt enkel, tidsstyrt, periodevis drift av motorventilene og lignende ofte ikke er tilstrekkelig til å styre verken utstrømning fra brønnen eller gassinjeksjon til brønnen for å optimalisere brønnproduksjonen. Følgelig har innviklede datamaskinstyrte styreanordninger blitt anordnet på toppen av produk-sjonsbrønner for styring av anordninger nede i brønnen, slik som motorventilen.
Slike datamaskinstyrte styreanordninger har i tillegg blitt brukt til å styre andre anordninger nede i borehullet, slik som hydromekaniske sikkerhetsventiler. Disse vanligvis mikroprosessor-baserte styreanordningene blir også brukt til sone-styring inne i en brønn, og kan for eksempel brukes til å aktivere glidehylser eller pakninger ved utsending av en overflate-kommando til mikroprosessor-styreanordningene nede i borehullet og/eller elektromekaniske styreanordninger.
Styre-anordningene på overflaten er ofte ledningsforbundet med sensorer nede i hullet som sender informasjon til overflaten om for eksempel trykk, temperatur og strømning. Disse data blir så behandlet på overflaten ved hjelp av det datamaskinbaserte styresystemet. Elektrisk nedsenkbare pumper benytter trykk-og temperatur-avlesninger mottatt på overflaten fra sensorer nede i borehullet til å endre hastigheten på pumpen i borehullet. Som et alternativ til sensorer nede i borehullet, blir kabel-produksjonsloggeanordninger også brukt til å fremskaffe data nede i hullet om trykk, temperatur, strømning, gammastråling og pulset nøytron-stråling ved bruk av en kabel-overflateenhet. Disse data blir så brukt til styring av produksjonsbrønnen.
Det finnes mange tidligere kjente patenter vedrørende styring av olje- og gass-produksjonsbrønner. Disse tidligere patentene vedrører generelt (1) overflate-styringssystmer som benytter en overflate-mikroprosessor og (2) nedhulls styre-systemer som blir igangsatt ved hjelp av overflate-styresignaler.
Patentene vedrørende overflate-styringssystemer beskriver generelt datamaskinbaserte systemer for overvåkning og styring av en gass/olje-produksjons-brønn, hvorved styreelektronikken er anbrakt på overflaten og kommuniserer med sensorer og elektromekaniske anordninger nær overflaten. Som et eksempel på et system av denne typen kan vises til US-patent nr 4,633,954. Det systemet som er beskrevet i dette patentet, innbefatter en fullt programmerbar mikroprosessor-styreanordning som overvåker parameteret nede i hullet, slik som trykk og strøm-ning, og styrer driften av gassinjeksjon til brønnen, utstrømning av fluider fra brøn-nen eller avstengning av brønnen for å maksimalisere brønnens utbytte. Dette spesielle systemet innbefatter en batteridrevet faststoff-krets omfattende et tasta-tur, et programmerbart minne, en mikroprosessor, styrekretser og en fremvis-ningsanordning med flytende krystall. Et annet eksempel på et styresystem av denne typen er beskrevet i US-patent nr 5,132,904. I dette patentet beskrives et system maken til det foregående, og beskriver i tillegg også et trekk hvor styreanordningen innbefatter serier- og parallell-kommunikasjonsporter gjennom hvilke alle kommunikasjoner til og fra styreanordningen passerer. Håndholdte anordninger eller bærbare datamaskiner som er egnet for seriekommunikasjon, kan få tilgang til styreanordningen. Et telefonmodem eller en telemetriforbindelse til en sentral vertsdatamaskin kan også brukes for å tillate tilgang til flere styreanordninger fra et fjerntliggende sted.
US-patent nr 4 757 314 beskriver et apparat for styring og overvåkning av
et brønnhode som er neddykket i vann. Dette systemet innbefatter et antall sensorer, et antall elektromagnetiske ventiler og et elektronisk styresystem som kommuniserer med sensorene og ventilene. Det elektroniske styresystemet er anordnet i en vanntett omhylling, og den vanntette omhylling er neddykket. Elektronikken
som befinner seg i den neddykkede omhylling styrer og drive de elektromekaniske ventilene basert på innmating fra sensorene. Spesielt benytter elektronikken i om-hyllingen de beslutningstagende egenskapene til mikroprosessoren for å overvåke kabelintegriteten fra overflaten til brønnhodet for automatisk å åpne eller lukke ventilene hvis det skulle oppstå et brudd i ledningen.
Patenter på nedhulls styresystemer beskriver generelt nedhulls mikroprosessor-styreanordninger, elektromekaniske styreanordninger og sensorer. Eksempler innbefatter US-patent nr 4 915 168 og 5 273 112.1 hvert tilfelle sender imidlertid mikroprosessor-styreanordningene styresignaler bare ved aktivering fra overflaten eller et annet ytre styresignal. Det er ikke beskrevet i disse patentene at de nedhulls mikroprosessor-styreanordningene selv automatisk kan igangsette styring av de elektromekaniske anordningene basert på forprogrammerte instruksjoner. Ingen av de nevnte patentene rettet mot mikroprosessorbas-erte styresystemer for styring av produksjonen fra olje- og gassbrønner, innbefattet de foran nevnte patentene '954, '904 og '314, beskriver bruk av nedhulls elektroniske styreanordninger, elektromekaniske styreanordninger og sensorer hvor de elektroniske styreenhetene automatisk vil styre de elektromekaniske anordningene basert på innmating fra sensorene uten at det er nødvendig med et overflatesignal eller et annet ytre signal.
Man vil forstå at nedhulls styresystemer av de typer som er beskrevet i patentene '168 og '112 er svært analoge med de overflatebaserte styresystemer som er beskrevet i '954, '904 og "314-patentene ved at en overflate-styreanordning er nødvendig ved hver brønn for å igangsette og sende styreinstruksjoner til mikroprosessoren nede i borehullet. I alle tilfeller er det således nødvendig med en eller annen type overflate-styreanordning med tilhørende bæreplattform ved hver brønn.
Mens det er velkjent at petroleumproduserende brønner vil ha øket produk-sjonseffektivitet og lavere driftskostnader hvis datamaskinbaserte styreanordninger på overflaten og nedhulls mikroprosessor-styreanordrringer (aktivert ved hjelp av eksterne signaler eller overflatesignaler) av den type som er beskrevet ovenfor, blir brukt, vil de til nå utviklede styresystemer likevel være beheftet med ulemper. Som nevnt krever for eksempel alle disse tidligere kjente systemene en overflate-plattform ved hver brønn for understøttelse av styreelektronikken og tilhørende ut-styr. I mange tilfeller vil brønnoperatøren imidlertid helst unngå bygging og vedlikehold av den dyre plattformen. Det oppstår derved et problem ved at bruk av foreliggende overflate-styreanordninger krever nærvær av et sted for styresystemet, nemlig plattformen. Nok et problem i forbindelse med kjente overflate-styresystemer slik som beskrevet i patentene '168 og '112 hvor en nedhulls mikroprosessor blir aktivert ved hjelp av et overflatesignal, er påliteligheten til signalinte-griteten fra overflaten til hullet. Man vil forstå at hvis overflatesignalet på noen måte blitt ødelagt på sin vei end gjennom hullet, så vil viktige styreoperasjoner (slik som å hindre vann fra å strømme inn i produksjonsrøret) ikke finne sted som nødvendig.
I multilaterale brønner hvor flere soner blir styrt av et enkelt styresystem på overflaten, er det en iboende risiko for at hvis overflate-styresystemet svikter eller på annen måte koples ut, så vil alle apparater og annet produksjonsutstyr nede i hver separat sone likeledes bli utkoplet, noe som fører til et stort produksjonstap og selvsagt tap av fortjeneste.
Nok en annen betydelig ulempe ved nåværende styresystemer for produk-sjonsbrønner er de ekstremt høye kostnader i forbindelse med realisering av endringer i brønnstyring og beslektede operasjoner. Hvis et problem blir detektert i brønnen, er nå kunden nødt til å sende en rigg til brønnstedet til ekstremt høye kostnader (for eksempel 5 millioner dollar for 30 dagers arbeid til sjøs). Brønnen må så lukkes under vedlikeholdet, noe som medfører et stort fortjenestetap (for eksempel 1,5 millioner dollar for en 30 dagers periode). I forbindelse med disse høye kostnadene er den forholdsvis store risiko for ugunstig påvirkning av miljøet på grunn av utslipp og andre uhell, samt en potensiell fare for personalet på riggen. Disse risikoene kan selvsagt føre til enda høyere kostnader. På grunn av de høye kostnader og risikoen som er involvert, kan en kunde utsette viktig og nød-vendig vedlikehold av en enkelt brønn inntil andre brønner i området får problemer. Denne utsettelsen kan forårsake minskning av brønnproduksjonen eller stengning inntil riggen blir brakt inn.
Andre problemer i forbindelse med nåværende styringssystemer for pro-duksjonsbrønner omfatter behovet for kabel-formasjonsevaluering for å avføle endringer i formasjonen og fluidsammensetningen. Slik kabel-formasjonsevaluering er dessverre uhyre kostbar og tidkrevende. Den krever i tillegg stengning av brønnen og tilveiebringer ikke informasjon i sann tid. Behov for sanntids informasjon vedrørende formasjonen og fluidet er særlig akutt ved vur-dering av uønsket gass-strømning inn i produksjonsfluidene.
De ovenfor diskuterte og andre problemer og ulemper ved teknikkens stand blir overvunnet eller lettet ved hjelp av styresystemet for produksjonsbrønner ifølge foreliggende oppfinnelse. I henhold til den første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er det anordnet et nedhulls styresystem for en produksjons-lønn for automatisk å styre apparater nede i hullet som reaksjon på avfølte, valgte nedhulls-parametere. Et viktig trekk ved oppfinnelsen er at den automatiske styring blir innledet nede i hullet uten et igangsettende styresignal fra overflaten eller fra andre eksterne kilder.
Den første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse omfatter generelt nedhulls sensorer, nedhulls elektromagnetiske anordninger og nedhulls datamaskinstyrte elektronikk-kretser hvor styreelektronikken automatisk styrer de elektromekaniske anordninger basert på innmatning fra sensorene nede i hullet. Ved således å bruke sensorer nede i hullet, vil det datamaskinstyrte systemet nede i hullet overvåke aktuelle nedhulls parametere (slik som trykk, temperatur, strømning, gassinnstrømming, osv.) og automatisk utføre styreinstruksjoner når de overvåk-ede nedhulls parametere er utenfor et valgt arbeidsområde (som for eksempel indikerer en usikker tilstand). De automatiske styreinstruksjoner vil så forårsake en elektromekanisk styreanordning (slik som en ventil) til å aktivere et egnet apparat (for eksempel aktivere en glidehylse eller pakning; eller lukke en pumpe eller en annen fluidstrømningsanordning).
Styresystemet nede i hullet ifølge oppfinnelsen innbefatter også kombinerte sendere/mottakere for toveis kommunikasjon med overflaten, såvel som en tele-metrianordning for å kommunisere fra produksjonsbrønnens overflate til et fjerntliggende sted.
Styresystemet nede i hullet er fortrinnsvis anordnet i hver sone av en brønn slik at et antall brønner tilknyttet en eller flere plattformer vil ha et antall nedhulls styresystemer, ett for hver sone i hver brønn. Styresystemene nede i hullet har evne til å kommunisere med andre nedhulls styresystemer i andre soner i den samme eller andre brønner. Som diskutert mer detaljert i forbindelse med den annen utførelsesform av oppfinnelsen, kan i tillegg hvert nedhulls styresystem i en sone også kommunisere med et styresystem på overflaten. Styresystemet nede i hullet ifølge foreliggende oppfinnelse er således uhyre velegnet for bruk i forbindelse med multilaterale brønner som innbefatter flere soner.
Det valgte arbeidsområdet for hvert apparat som styres av styresystemet nede i hullet ifølge foreliggende oppfinnelse, blir programmet i et nedhulls minne enten før eller etter at styresystemet er senket ned i hullet. Den nevnte kombinerte sender/mottaker kan brukes til å endre arbeidsområdet eller endre programmer-ingen av styresystemet fra overflaten av brønnen eller fra et fjerntliggende sted.
En kraftkilde tilveiebringer energi til styresystemet nede i borehullet. Energi for kraftkilden kan genereres i borehullet (for eksempel ved hjelp av en turbin-generator), på overflaten eller kan leveres fra energilagringsanordninger slik som batterier (eller en kombinasjon av en eller flere av disse kraftkildene). Kraftkilden tilveiebringer elektrisk spenning og strøm til elektronikken nede i borehullet, elektromagnetiske anordninger og sensorer i borehullet.
I motsetning til de tidligere kjente styresystemer som består av enten data-maskinsystemer anbrakt i sin helhet på overflaten eller nedhulls datamaskinsyste-mer som krever et ytre (for eksempel fra overflaten) igangsetnings-signal (såvel som et styresystem på overflaten), arbeider styresystemet ifølge oppfinnelsen automatisk basert på nedhulls tilstander avfølt i sann tid uten behov for et ytre signal fra overflaten eller andre steder. Dette viktige trekk utgjør en betydelig fordel når det gjelder styring av produksjonsbrønner. Bruk av det nedhulls styresystemet ifølge foreliggende oppfinnelse fjerner for eksempel behovet for en overflateplatt-form (selv om slike overfiateplattformer fremdeles kan være ønskelige i visse an-vendelser slik som når en fjerntliggende overvåknings- og styre-fasilitet er ønsket som diskutert nedenfor i forbindelse med den annen utførelsesform av oppfinnelsen). Styresystemet nede i hullet ifølge denne oppfinnelsen er også iboende mer pålitelig siden ikke noe aktiveringssignal fra overflaten til hullet er nødvendig, og den tilhørende risiko for at et slikt aktiveringssignal vil bli ødelagt, er derfor ikke lenger til stede. Med hensyn til multilaterale brønner (dvs. flere soner) er det nok er fordel ved oppfinnelsen at fordi hele produksjonsbrønnen og dens flere soner ikke blir styrt av en enkelt styringsanordning på overflaten, så er risikoen for at en hel brønn innbefattende alle dens diskrete produksjonssoner, vil bli lukket samtidig sterkt redusert.
I samsvar med en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt et system tilpasset til styring og/eller overvåkning av et antall produk-sjonsbrønner fra et fjerntliggende sted. Dette systemet er i stand til å styre og/eller overvåke: (1) et antall soner i en enkelt produksjonsbrønn; (2) et antall soner/brønner på et enkelt sted (for eksempel en enkelt plattform); eller (3) et antall soner/brønner anbrakt på et antall steder (for eksempel flere plattformer).
Styresystemet for flere soner og/eller flere brønner ifølge oppfinnelsen er sammensatt av flere nedhulls elektronisk styrte, elektromekaniske anordninger (noen ganger referert til som nedhulls moduler), og flere datamaskinbaserte overflatesystemer operert fra flere steder. Viktige funksjoner for disse systemene innbefatter evne til å forutsi den fremtidige strømningsprofil for flere brønner og å overvåke og styre fluid- eller gass-strømningen fra enten formasjonen inn i borehullet, eller fra borehullet til overflaten. Styresystemet ifølge den annen utførelses-form av oppfinnelsen er også i stand til å motta og sende data fra flere fjerntliggende steder, slik som inne i borehullet, til eller fra andre plattformer, eller fra et sted i avstand fra ethvert brønnsted.
Styreanordningene nede i hullet er tilpasset overflatesystemet ved å bruke enten et trådløst kommunikasjonssystem eller gjennom en elektrisk ledningsfor-bindelse. Styresystemene nede i borehullet kan sende og motta data og/eller kommandoer til/fra overflatesystemet. Dataoverføringen fra brønnhullet kan foretas ved å tillate overflatesystemet å avspørre hver enkelt anordning i hullet, selv om enkelte anordninger vil kunne ta styring over kommunikasjonene under et nødstil-felle. Anordningene nede i hullet kan programmeres mens de er i borehullet ved å sende den riktige kommando og data for å regulere de parametere som overvåkes med hensyn til endringer i borehullet og strømningstilstander og/eller for å endre dens primærfunksjon i borehullet.
Overflatesystemet kan styre aktiviteten til modulene nede i borehullet ved å etterspørre data på periodisk basis, og kommandere modulene til å åpne eller lukke de elektromekaniske styreanordninger, og/eller endre overvåkningsparamet-eret med hensyn på endringer i langtids tilstander nede i borehullet. Overflatesystemet på et sted vil være i stand til å kommunisere med et system på et annet sted via telefonlinjer, satellitt-forbindelse eller andre kommunikasjons-anordninger. Et fjerntliggende sentralt styresystem vil fortrinnsvis styre og/eller overvåke alle sonene, brønnene og/eller plattformene fra et enkelt fjerntliggende sted.
I samsvar med en tredje utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er styresystemene nede i borehullene forbundet med permanente, nedhulls formasjonsevaluerende sensorer som forblir nede i hullet under produksjonsoperasjo-ner. Disse formasjonsevaluerende sensorene for formasjonsmålinger kan for eksempel innbefatte gammastråle-deteksjon for evaluering av formasjoner, nøytron-porøsitet, resistivitet, akustiske sensorer og pulsnøytron som i sann tid kan avføle og evaluere formasjonsparametere, innbefattet viktig informasjon vedrørende vanninntrengning fra forskjellige soner. Det er viktig at denne informasjonen kan oppnås før vannet virkelig kommer inn i produksjonsrørene og at en korrigerende aksjon (for eksempel lukking av en ventil eller en glidehylse) eller formasjonsbe-handling kan foretas før vann blir produsert. Denne avspørring i sann tid av forma-sjonsdata i produksjonsbrønnen utgjør en viktig fordel i forhold til nåværende kab-elteknikker ved at foreliggende oppfinnelse er langt mindre kostbar og kan forutsi og reagere på potensielle problemer før de oppstår. I tillegg kan de formasjonsevaluerende sensorer selv anbringes meget nærmere den aktuelle formasjon (dvs. ved siden av foringsrøret eller det nedhulls apparatet som ferdigstiller brøn-nen) enn kabelanordninger som er begrenset til det indre av produksjonsrørene.
De ovenfor diskuterte og andre trekk og fordeler ved foreliggende oppfinnelse vil fremgå av og bli forstått av fagfolk på området ut fra den følgende detal-jerte beskrivelse og de vedføyde tegningene, hvor like komponenter har samme henvisningstall på de forskjellige figurer, og hvor: Fig. 1er et skjematisk riss som skisserer flerbrønns/flersone-styresystemet ifølge foreliggende oppfinnelse for bruk ved styring av et antall brønnplattformertil sjøs; Fig. 2er en forstørret skjematisk skisse av en del av figur 1, som viser en valgt brønn og valgte soner i en slikt valgt brønn, og et nedhulls styresystem for bruk der; Fig. 3er en forstørret skjematisk skisse av en del av figur 2, som viser styre-systemer for kompletteringssoner i både åpne og forede hull; Fig. 4er et blokkskjema som skisserer styresystemet for flere brønner/flere soner i samsvar med foreliggende oppfinnelse; Fig. 5er et blokkdiagram som skisserer et styresystem på overflaten for bruk med flerbrønn/flersone-styresystemet ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 5Aer et blokkskjema over et kommunikasjonssystem som benytter av-følte nedhulls trykktilstander; Fig. 5Ber et blokkskjema over en del av kommunikasjonssystemet 5A; Fig. 5Cer et blokkskjema over datainnhentingssystemet som brukes i overflate-styresystemet på figur 5; Fig. 6er et blokkskjema som skisserer et nedhulls styresystem for en pro-duksjonsbrønn i samsvar med foreliggende oppfinnelse; Fig. 7er et elektrisk skjema over styresystemene nede i produksjonsbrøn-nen på figur 6; Fig. 8er et oppriss i tverrsnitt av en gjenvinnbar sidelomme-anordning for en trykkføler i samsvar med foreliggende oppfinnelse; Fig. 8Aer en forstørret skisse av en del av figur 8; Fig. 9er en skjematisk skisse av et underjordisk system for sikkerhetsventil-posisjon og trykkovervåkning; Fig. 10er en skjematisk skisse av en fjernstyrt oppblåsnings/uttapnings-anordning for trykkovervåkning nede i et borehull; Fig. 11A og 11B er skjematiske skisser av et system for fjernaktivering av nedhulls apparatanslag i respektive utstrakte og tilbaketrukne stillinger; Fig. 12er en skjematisk skisse av et fjernstyrt fluid-gass-styresystem; Fig. 13er en skjematisk skisse over en fjernstyrt lukkeventil og en variabel innsnevringsanordning; Fig. 14er et sideriss i tverrsnitt av en nedhulls formasjonsevaluerende sensor i samsvar med foreliggende oppfinnelse; og Fig. 15A-D er sekvensielle tverrsnittsskisser av den opp/ned-stilte utførel-sesform av sidelomme-spindel ifølge oppfinnelsen.
Oppfinnelsen vedrører et system for styring av produksjonsbrønner fra et fjerntliggende sted. Ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen blir det spesielt beskrevet et styre- og overvåkningssystem for styring og/eller overvåkning av minst to soner i en enkelt brønn fra et fjerntliggende sted. Foreliggende oppfinnelse omfatter også fjernstyringen og/eller overvåkningen av flere brønner ved en enkelt plattform (eller et annet sted) og/eller flere brønner anbrakt ved flere plattformer eller steder. Styresystemet ifølge foreliggende oppfinnelse ha således evne til å styre individuelle soner i flere brønner på flere plattformer, alle fra et fjerntliggende sted. Styre- og/eller overvåkningssystemet ifølge oppfinnelsen er sammensatt av et antall styresystemer eller moduler på overflaten anbrakt ved hvert brønnhode og ett eller flere nedhulls styresystemer eller moduler anbrakt inne i soner i hver brønn. Disse undersystemene muliggjør overvåkning og styring fra et enkelt fjerntliggende sted av aktiviteter i forskjellige soner i et antall brønner i nær sann tid.
Som beskrevet mer detaljert i forbindelse med figurene 2, 6 og 7 er styresystemet nede i hullet i henhold til en foretrukket utførelsesform av foreliggende oppfinnelse sammensatt av nedhulls sensorer, nedhulls styreelektronikk og nedhulls elektromekaniske moduler som kan være anbrakt i forskjellige posisjoner (for eksempel soner) i en brønn, idet hvert nedhulls styresystem har en entydig elektronikk-adresse. Et antall brønner kan være utstyrt med disse nedhulls styre-anordningene. Styre- og overvåkningssystemet på overflaten kan være tilkoplet alle brønnene hvor nedhulls styreanordninger er anordnet for å avspørre hver anordning etter data vedrørende tilstanden til de nedhulls sensorer som er forbundet med den modulen som avspørres. Generelt gjør overflatesystemet det mulig for operatøren å styre posisjonen, status, og/eller fluidstrømning i hver sone av brøn-nen ved å sende en kommando til den anordningen som styres i borehullet.
Som diskutert nedenfor kan de nedhulls styremodulene for bruk i flersone-eller flerbrønns-styresystemet ifølge oppfinnelsen enten styres ved å bruke en ekstern kommando eller overflatekommando som kjent på området, eller styresystemet nede i hullet kan aktiveres automatisk i samsvar med et nytt styresystem som styrer aktivitetene i borehullet ved å overvåke brønnsensorene som er forbundet med datainnhentingselektronikken. I sistnevnte tilfelle vil en nedhulls datamaskin (for eksempel en mikroprosessor) kommandere et nedhulls apparat slik som en pakning, glidehylse eller ventil til å åpne, lukke, endre tilstand eller gjøre hvilken som helst annen aksjon som er nødvendig hvis visse avfølte parametere er utenfor det normale eller forhåndsvalgte arbeidsområde for brønnsonen. Dette arbeidsområdet kan være programmert inn i systemet enten før det anbringes i borehullet, eller slik programmering kan utføres ved hjelp av en kommando fra overflaten etter at styremodulen er blitt anbrakt nede i hullet.
Det vises nå til figurene 1 og 4 hvor overvåknings- og styresystemer for flere brønner/flere soner ifølge foreliggende oppfinnelse kan innbefatte et fjerntliggende sentralt styresenter 10 som kommuniserer enten trådløst eller via telefon-ledninger med et antall brønnplattformer 12. Man vil forstå at ethvert antall brønn-plattformer kan være omfattet av styresystemet ifølge foreliggende oppfinnelse med tre plattformer, nemlig plattform 1, plattform 2 og plattform N vist på figurene 1 og 4. Hver brønnplattform er tilknyttet et antall brønner 14 som strekker seg fra hver plattform 12 gjennom vann 16 til overflaten av havbunnen 18 og så nedover inn i formasjoner under havbunnen. Man vil forstå at selv om plattformene 12 på figur 1 er blitt vist til sjøs, er den gruppe med brønner 14 som er tilknyttet hver plattform, analog med grupper av brønner posisjonert sammen i et område på land; og foreliggende oppfinnelse er derfor også velegnet for styring av landbas-erte brønner.
Som nevnt er hver plattform 12 tilknyttet et antall brønner 14. Av illustra-sjonsmessige grunner er tre brønner skissert tilknyttet plattform nr 1, idet hver brønn er identifisert som brønn nr 1, brønn nr 2 og brønn nr N. Som kjent kan en gitt brønn være delt i et antall separate soner hvor det er nødvendig å isolere spesielle områder av en brønn med det formål å produsere valgte fluider, forhindre ut-blåsninger og forhindre vanninntak. Slike soner kan være posisjonert i en enkelt vertikal brønn slik som brønn 19 i forbindelse med plattform 2, som vist på figur 1, eller slike soner kan bli resultatet når flere brønner er lenket til hverandre eller forbundet på annen måte. Et spesielt betydningsfullt trekk ved brønnproduksjon er boringen og avslutningen av laterale brønner eller grenbrønner som strekker seg fra et spesielt primært borehull. Disse laterale brønnene eller grenbrønnene kan være avsluttet slik at hver lateral brønn utgjør en adskillbar sone og kan isoleres for valgt produksjon. En mer fullstendig beskrivelse av borehull som inneholder en eller flere sidebrønner (kjent som multilaterale brønner) kan finnes i US patent nr 4,807,407, 5,325,924 og nr 5,411,082, idet innholdet av alle disse dokumentene herved inntas som referanse.
Det vises til figurene 1 - 4 hvor hver av brønnene 1,2 og 3 tilknyttet plattform 1 innbefatter et antall soner som skal overvåkes og/eller styres for effektiv produksjon og håndtering av brønnfluidene. Med henvisning til figur 2 innbefatter for eksempel brønn nr 2 tre soner, nemlig sone nr 1, sone nr 2 og sone nr N. Hver av sonene 1, 2 og N er blitt komplettert på kjent måte; og er mer spesielt blitt komplettert på den måte som er beskrevet i det foran nevnte US-patent nr 5,411,082. Sone nr 1 er blitt komplettert ved å bruke en kjent slisset foringsrør-komplettering, sone nr 2 er blitt komplettert ved å bruke en selektiv åpen hull-komplettering, og sone nr N er blitt komplettert ved å bruke en selektiv foret hull-avslutning med glidehylser. I forbindelse med hver av sonene 1, 2 og N er et nedhulls styresystem 22. Tilknyttet hver brønnplattform 1, 2 og N er likeledes et overflate-styresystem 24.
Som diskutert er styresystemet ifølge foreliggende oppfinnelse sammensatt av flere nedhulls elektronisk styrte elektromekaniske anordninger og flere datamaskinbaserte overflatesystemer drevet fra flere steder. En viktig funksjon ved disse systemene er å forutsi den fremtidige strømningsprofil for flere brønner og overvåke og styre fluid- eller gass-strømmen fra formasjonen inn i borehull og fra borehullet til overflaten. Systemet er også i stand til å motta og sende data fra flere steder slik som inne i borehullet, og til eller fra andre plattformer 1, 2 eller N, eller fra et sted i avstand fra ethvert brønnsted slik som det sentrale styresenter 10.
De nedhulls styresystemer 22 vil være forbundet med overflatesystemet 24 ved å bruke et trådløst kommunikasjonssystem eller gjennom en elektrisk trådfor-bindelse. Systemene nede i borehullet kan sende og motta data og/eller kommandoer til eller fra overflaten og/eller til eller fra andre anordninger i borehullet. Det vises nå til figur 5 hvor overflatesystemet 24 er sammensatt av et datamaskinsys-tem 30 brukt til behandling, lagring og fremvisning av den informasjon som er inn-samlet nede i hullet, og forbundet med operatøren. Datamaskinsystemet 30 kan være sammensatt av en personlig datamaskin eller en arbeidsstasjon med et pro-sessorkort, kortsiktige og langsiktige lagringsmedier, video- og lyd-kapasiteter på kjent måte. Datamaskinstyringen 30 blir energisert av kraftkilden 32 for å tilveiebringe den energi som er nødvendig for å drive overflatesystemet 24 samt ethvert nedhulls system 22 hvis grensesnittet er utført ved å bruke en ledning eller kabel. Kraften vil bli regulert og omdannet til de riktige verdier som er nødvendige for å drive eventuelle overflatesensorer (samt et nedhulls system hvis en trådforbind-else er tilgjengelig mellom overflaten og hullet).
En kombinert sender/mottaker 34 fra overflaten til borehullet blir brukt til å sende data ned i borehullet og for å motta den informasjon som sendes inne fra
borehullet til overflaten. Senderen/mottakeren omdanner de pulser som mottas fra borehullet til signaler som er kompatible med datamaskin-systemet på overflaten, og omfatter signaler fra datamaskinen 30 til en passende kommunikasjonsanord-ning for å kommunisere ned gjennom hullet til styresystemet 22. Kommunikasjoner ned gjennom hullet kan bevirkes ved hjelp av en rekke kjente fremgangsmåter innbefattet teknikker med kabler og trådløs kommunikasjon. En foretrukket teknikk sender akustiske signaler ned gjennom en rørstreng slik som produksjonsrørstren-gen 38 (se figur 2) eller viklede rør. Akustiske kommunikasjoner kan innbefatte
variasjoner av signalfrekvenser, spesielle frekvenser eller koder eller akustiske
signaler eller kombinasjoner av disse. De akustiske overføringsmedier innbefatter rørstrengen som illustrert i US-patent nr 4,375,239, 4,347,900 eller 4,378,850 som alle herved inntas som referanse. Alternativt kan den akustiske overføring sendes gjennom foringsstrømmen, en elektrisk ledning, en malmåreledning, underjordisk grunn omkring borehullet, rørfluid eller ringrom-fluid. En foretrukket akustisk sender er beskrevet i US-patent nr 5,222,049 hvis innhold herved inntas som referanse, og som beskriver en keramisk piezoelektrisk-basert sender/mottaker. De
piezoelektriske skivene som utgjør transduseren er stablet og komprimert for korrekt kopling til det medium som brukes til å føre datainformasjonen til sensorene i borehullet. Denne transduseren vil generere en mekanisk kraft når vekselspenn-ing blir tilført de to kraftinngangene på transduseren. Det signal som genereres ved mekanisk påkjenning av de piezoelektriske skivene vil forplante seg langs borehullsaksen til mottakerne som er anbrakt i apparatanordningen hvor signalet blir detektert og behandlet. Overføringsmediet hvor det akustiske signalet vil forplante seg i borehullet, kan være produksjonsrøret eller spolerøret.
Kommunikasjoner kan også bevirkes ved hjelp av avfølte nedhulls trykktilstander som kan være naturlige tilstander eller som kan være en kodet trykkpuls eller lignende innført i brønnen ved overflaten av brønnoperatøren. Egnede systemer som mer detaljert beskriver beskaffenheten av slike kodede trykkpulser, er beskrevet i US-patent nr 4,712,613, 4,468,665, 3,233,674, 4,078,620, 5,226,494 og 5,343,963. Likeledes beskriver de foran nevnte patenter '168 og '112 også bruk av kodede trykkpulser ved kommunikasjon fra overflaten til hullet.
Et foretrukket system for avføling av nedhulls trykktilstander er skisser på figurene 5A og 5B. Det vises til figur 5A hvor systemet innbefatter en håndholdt terminal 300 brukt til programmering av apparatet på overflaten, batterier (ikke vist) for energisering av elektronikken og aktivering nede i borehullet, en mikroprosessor 302 brukt til sammenkopling med den håndholdte terminal og for innstilling av de frekvenser som skal brukes av den slettbare, programmerbare logikkanord-ning (EPLD) 304 for aktivering av drivkretsene, forforsterkere 306 brukt til kondi-sjonering av pulsene fra overflaten, tellere (EPLD) 304 brukt for innhenting av de pulsene som sendes fra overflaten for å bestemme pulsfrekvensene, og for å klar-gjøre drivanordningene 306 i apparatet; og drivanordninger 308 brukt til styring og drift av elektromekaniske anordninger og/eller tennere.
Det vises så til figur 5B hvor EPLD-systemet 304 fortrinnsvis er sammensatt av seks tellere. En fire bits teller for telling av overflatepulser og for styring av aktivering av de elektromekaniske anordninger. En tibits teller for å redusere frekvensen til inntakten fra 32 768 KHz til 32 Hz; og en 10bits teller for å telle dødtid-frekvensen. To tellere blir brukt til å bestemme den korrekte pulsfrekvensen. Bare en frekvensteller er klargjort til enhver tid. Et skiftregister blir satt av mikroprosessoren for å beholde frekvensinnstillingene. De tibits anordningene klargjør også pulstelleren til å øke tellingen oppover hvis en puls blir mottatt etter utløpet av dødtiden, og før pulsvindu-tellingen på 6 sekunder løper ut. Dette systemet vil bli tilbakestilt hvis en puls ikke blir mottatt i løpet av de 6 sekundene i en gyldig periode. En OG-port er anordnet mellom inngangspulsene og klokken i pulstelleren. OG-porten vil tillate pulsen fra en strekklapp å nå telleren hvis klargjøringslinjen fra den 10 bits telleren er lav. En ELLER-port med to inngangen vil tilbakestille pulstelleren fra den 10 bits telleren eller hovedtilbakestillingen fra prosessoren. En ELLER-port med tre innganger vil bli brukt til tilbakestillingen av de 11, 10 bits tellerne såvel som frekvenstellerne.
Kommunikasjonssystemet på figurene 5A og 5B kan arbeide på følgende måte: 1. Innstille apparatadressen (frekvenser) ved å bruke den håndholdte terminal på overflaten; 2. Bruke den håndholdte terminal til også å innstille tidsforsinkelsen for apparatet til å slå seg selv på og lytte ti de pulser som sendes fra overflaten; 3. Prosessoren 302 vil innstille skiftregisteret med et binært tall som vil indikere for tellerne de frekvenser (adressen) den skal detektere for drift av drivanordningene; 4. Operatøren vil bruke en passende sender i overflatesystemet 224 til å generere de riktige frekvenser som skal sendes til apparatet nede i hullet; 5. Elektronikken 22 nede i hullet vil motta pulsene fra overflaten, bestemme om de er gyldige og slå på eller av drivanordningene; 6. I en foretrukket utførelsesform som er beskrevet i trinnene 6-8, er der totalt seksten forskjellige frekvenser som kan brukes til å aktivere systemene nede i hullet. Hvert nedhulls system vil kreve to frekvenser som skal sendes fra overflaten for korrekt aktivering; 7. Overflatesystemet 24 vil være tilkoplet apparatets prosessor 302 for å innstille de to frekvensene for kommunikasjon og aktivering av systemene i borehullet. Hver frekvens adskilt med multipler av 30 sekunders intervaller er sammensatt av fire pulser. Et system nede i borehullet vil bli aktivert når åtte pusler ved de to forhåndsinnstilte frekvensene blir mottatt av elektronikken i apparatet. Det må være fire pulser ved en frekvens fulgt av fire pulser ved en annen frekvens; 8. En teller vil overvåke frekvensene nede i hullet og vil tilbakestille maskinvaren hvis en puls ikke blir mottatt innenfor et vindu på 6 sekunder.
Også andre egnede kommunikasjonsteknikker innbefatter radio-overføring fra overflatestedet eller fra et sted under overflaten, med tilsvarende radio-tilbakemelding fra apparatene nede i hullet til overflatestedet eller stedet under overflaten; bruken av mikrobølge-sending og mottakelse; bruk av fiberoptiske kommunikasjoner gjennom en fiberoptisk kabel opphengt fra overflaten til styrepakken nede i borehullet; bruk av elektrisk signalering fra en kabelopphengt sender til styrepakken nede i hullet med etterfølgende tilbakemelding fra styrepakken til den kabelopphengte sender/mottaker. Kommunikasjon kan også bestå av frekvenser, amplituder, poder eller variasjoner eller kombinasjoner av disse parametere, eller en transformator-koplet teknikken som medfører kabeloverføring av en spesiell transformator til et apparat nede i hullet. Enten primærsiden eller sekundærsiden av transformatoren blir overført på en kabel med den andre halv-del av transformatoren beroende inne i apparatet nede i borehullet. Når de to deler av transformatoren blir ført sammen, kan data utveksles.
Det vises igjen til figur 5 hvor styresystemet 24 på overflaten videre innbefatter en skriver/plotter 40 som blir brukt til å frembringe en papirregistrering av de hendelser som inntreffer i brønnen. Hardkopien som genereres ved hjelp av datamaskinen 30 kan brukes til å sammenligne tilstanden for forskjellige brønner, sammenligne tidligere hendelser med hendelser som inntreffer i eksisterende brønner og fremskaffe evalueringslogger for formasjonen. I forbindelse med datamaskinstyringen er også et datainnhentingssystem 42 som blir brukt til tilkopling av brønnsenderen/mottakeren 34 til datamaskinen for behandling. Datainnhentings-systemet 42 er sammensatt av analoge og digitale innganger og utganger, datamaskin-bussgrensesnitt, høyspente grensesnitt og signalbehandlende elektronikk. I en utførelsesform av datainnhentingssensoren 42 er vist på figur 5C og omfatter en forforsterker 320, et båndpassfilter 322, en forsterkningsstyrt forsterker 324 og en analog/digital-omformer 326. Datainnhentingssystemet (ADC) vil behandle de analoge signaler som er detektert av overflatemottakeren for omforming til de nødvendige inngangs-spesifikasjoner til det mikroprosessor-baserte databehandlings- og styre-system. Overflatemottakeren 34 blir brukt til å detektere de pulsene som mottas på overflaten fra borehullet og omforme dem til signaler som er kompatible med forforsterkeren 320 for datainnsamling. Signalene fra transduseren vil være analoge spenninger med lavt nivå. Forforsterkeren 320 blir brukt til å øke spenningsnivåene og til å minske de støynivåer som finnes i det opprinnelige signalet fra transduserne. Forforsterkeren 320 vil også bufferlagre dataene for å hindre eventuelle endringer i impedans eller problemer med transduseren fra å skade elektronikken. Båndpassfilteret 322 eliminerer den høyfrek-vente og lavfrekvente støy som genereres fra ytre kilder. Filteret vil tillate signalene i forbindelse med transduserfrekvensene å passere uten særlig forvrenging eller dempning. Den forsterkningsstyrte forsterkeren 324 overvåker spennings-nivået til inngangssignalet og forsterker eller demper det for å sikre at det holder seg innenfor de nødvendige spenningsområder. Signalene blir tilpasset for å ha det høyest mulige området for å tilveiebringe dens tørste oppløsning som kan oppnås i systemet. Endelig vil analog/digital-omformeren 326 transformere ana-logsignalet som er mottatt fra forsterkeren, til en digital verdi ekvivalent med spen-ningsnivået til det analoge signalet. Analog/digital-omformingen vil inntreffe etter at mikroprosessoren 30 kommanderer apparatet til å starte en omforming. Proses-sorsystemet 30 vil innstille analog/digital-omformeren til å behandle det analoge signalet i 8 eller 16 biter med informasjon. Analog/digital-omformeren vil informere prosessoren når en omforming finner sted og når den er ferdig. Prosessoren 30 kan til enhver tid anmode analog/digital-omformeren om å overføre de innsamlede data til prosessoren.
Det vises fremdeles til figur 5 hvor de elektriske pulser fra senderen/mottak-eren 34 vil bli tilpasset for å passe innenfor et område hvor dataene kan digitalise-res for behandling av datamaskinstyringen 30. I forbindelse med både datamaskinstyringen 30 og senderen/mottakeren 34 er et tidligere nevnt modem 36. Mode-met 36 er tilgjengelig for overflatesystemet 24 for overføring av dataene fra brann-stedet til et fjerntliggende sted, slik som et fjerntliggende sted 10 eller et annet overflate-styresystem 24 anbrakt på for eksempel plattform 2 eller plattform N. På dette fjerntliggende sted kan dataene betraktes og vurderes, eller igjen ganske enkelt bli sendt til andre datamaskiner som styrer andre plattformer. Den fjerntliggende datamaskin 10 kan ta kontroll over systemet 24 som er i forbindelse med styremodulene 22 nede i hullet og innsamlede data fra borehullet og/eller styring av tilstanden til anordningene nede i borehullet og/eller styring av fluidstrømningen fra brønnen eller fra formasjonen. I forbindelse med styresystemet 24 på overflaten er også et dybdemålingssystem som står i forbindelse med datamaskin-styresystemet 30 for å tilveiebringe informasjon vedrørende posisjonen av apparatene i borehullet etter hvert som apparatstrengen blir senket ned i bakken. Endelig innbefatter styresystemet 24 på overflaten også en eller flere overflatesensorer 46 som er installert på overflaten for å overvåke brønnparameteret slik som trykk, riggpumper og hiv, som alle kan være forbundet med overflatesystemet for å forsyne operatøren med ytterligere informasjon om brønnens tilstand.
Overflatesystemet 24 kan styre aktivitetene til de nedhulls styremoduler 22 ved å etterspørre data på en periodisk basis og kommandere modulene nede i hullet til å åpne eller lukke elektromekaniske anordninger og endre overvåknings-parameteret som skyldes endringer i langsiktige borehullstilstander. Som vist skjematisk på figur 1 kan overflatesystemet 24 på et sted slik som plattform 1, være forbundet med overflatesystemet 24 på et annet sted slik som plattform 2 eller N eller den sentrale fjerntliggende styresensor 10 via telefonlinjer eller via trådløs overføring. På figur 1 er for eksempel hvert overflatesystem 24 tilknyttet en antenne 48 for direkte kommunikasjon med hverandre (dvs. fra plattform 2 til plattform N), for direkte kommunikasjon med en antenne 50 anbrakt med et sentralt styre-system 10 (dvs. fra plattform 2 til styresystem 10) eller for indirekte kommunikasjon via en satellitt 52. Hvert styresenter 24 på overflaten innbefatter således følg-ende funksjoner: 1. Avsperrer sensorene nede i hullet etter datainformasjon; 2. Behandler den innsamlede informasjon fra borehullet for å tilveiebringe opera-tøren med formasjons-, apparat- og strømnings-status; 3. Står i forbindelse med andre overflatesystemer for overføring av data og kommandoer; og 4. Tilveiebringer grensesnittet mellom operatøren og apparatene og sensorene nede i hullet.
I en mindre foretrukket utførelsesform av foreliggende oppfinnelse kan styresystemet 22 nede i hullet være sammensatt av ethvert antall kjente nedhulls styresystemer som krever et signal fra overflaten for aktivering. Eksempler på slike nedhulls styresystemer innbefatter de som er beskrevet i US-patent nr 3,227,228, 4,796,669, 4,896,722, 4,915,168, 5,050,675, 4,856,595, 4,971,160, 5,273,112, 5,273,113, 5,332,035, 5,293,937, 5,226,494 og 5,343,963 som alle herved inntas som referanse. Alle disse patentene beskriver forskjellige apparater og fremgangsmåter hvor en mikroprosessor-basert styreanordning nede i hullet blir aktivert ved hjelp av et signal fra overflaten eller et annet eksternt sted slik at mikroprosessoren utfører et styresignal som blir sendt til en elektromekanisk styreanordning som så aktiverer et nedhulls apparat slik som glidehylse, en pakning eller en ventil. I dette tilfellet sender styresystemet 24 på overflaten aktiveringssignalet til styreanordningen 22 nede i borehullet.
I samsvar med en utførelsesform av oppfinnelse samvirker således det fjerntliggende sentrale styresenter 10, overflate-styresentrene 24 og de nedhulls styresystemer 22 alle for å tilveiebringe en eller flere av de følgende funksjoner: 1. Tilveiebringe en- eller to-veis kommunikasjon mellom overflatesystemet 24 og et nedhulls apparat via det nedhulls styresystem 22; 2. Innsamle, behandle, fremvise og/eller lagre på overflaten data sendt fra borehullet vedrørende borehullsfluidene, gassene og apparatstatus-parametrene som er innhentet av sensorer i borehullet; 3. Tilveiebringe en operatør med evne til å styre apparater nede i hullet ved å sende en spesiell adresse og kommandoinformasjon fra det sentrale styresenter 10 eller fra et enkelt styresenter 24 på overflaten ned til borehullet; 4. Styre flere apparater i flere soner inne i enhver enkelt brønn ved hjelp av et enkelt fjerntliggende styresystem 24 eller det fjerntliggende sentrale styresenter 10; 5. Overvåke og/eller styre flere brønner med et enkelt overflatesystem 10 eller 24; 6. Overvåke flere plattformer fra ett eller flere overflatesystemer som arbeider sammen gjennom en fjerntliggende kommunikasjons-forbindelse eller som arbeider individuelt; 7. Innhente, behandle og sende til overflaten fra borehullet flere parametere vedrørende brønnens status, strømningstilstand og strømning, apparattil-stand og geologisk evaluering; 8. Overvåke parameteret vedrørende brønngass og fluid og utføre funksjoner automatisk, slik som å avbryte fluidstrømningen til overflaten, åpne eller lukke ventiler når visse innhentede parametere fra borehullet slik som trykk,
strømning, temperatur eller fluidinnhold blir bestemt å være utenfor de normale områder som er lagret i systemets minne (som beskrevet nedenfor i
forbindelse med figurene 6 og 7); og
9. tilveiebringe operatør/system- og system/operatør-grensesnitt på overflaten ved å bruke et datamaskinstyrt styresystem.
10. Frembringe data og styreinformasjon blant systemer i borehullet.
I en foretrukket utførelsesform og i samsvar med et viktig trekk ved foreliggende oppfinnelse benyttes istedenfor å bruke et nedhulls styresystem av den type som er beskrevet i de forannevnte patenter hvor nedhulls aktiviteter bare blir aktivert ved hjelp av overflatekommandoer, et nedhulls styresystem som automatisk styrer nedhulls apparater som reaksjon på avfølte, valgte nedhulls parametere uten behov for et igangsettende styresignal fra overflaten eller fra en annen ekstern kilde. Det vises til figurene 2, 3, 6 og 7 hvor dette nedhulls datamaskinbaserte styresystemet omfatter et mikroprosessorbasert databehandlings- og styre-system 50.
Det elektroniske styresystemet 50 innhenter og behandler data sendt fra overflaten som mottatt fra sender/mottaker-systemet 52, og sender også ned i hullet sensorinformasjon som mottatt fra data-innhentingssystemet 54 til overflaten. Datainnhentings-systemet 54 vil behandle de analoge og digitale sensordata ved sampling av dataene periodisk og formatering av disse for overføring til prosessoren 50. Innbefattet blant disse data er data fra strømningssensorer 56, formasjonsevaluerende sensorer 58 og elektromekaniske posisjonssensorer 59 (disse sistnevnte sensorer 59 gir informasjon om posisjon, orientering og lignende for apparater nede i borehullet). De formasjonsevaluerende data blir behandlet for bestemmelse av reservoarparameteret vedrørende den produksjonssone i brøn-nen som blir overvåket ved hjelp av styremodulen nede i hullet. Strømningssensor-dataene blir behandlet og evaluert mot parameteret lagret i den nedhulls modulens minne for å bestemme om det eksisterer en tilstand som krever intervensjon fra prosessorelektronikken 50 til automatisk å styre de elektromekaniske anordninger. Man vil forstå at i samsvar med et viktig trekk ved oppfinnelsen blir den automatiske styring som utføres av prosessoren 50, innledet uten behov for et igangsettings- eller styresignal fra overflaten eller fra en annen ekstern kilde. Istedet evaluerer prosessoren 50 ganske enkelt parameteret som finnes i sann tid i borehullet og som er avfølt ved hjelp av strømningssensorer 56 og/eller formasjonsevaluerende sensorer 58, og utfører så automatisk instruksjoner for passende styring. Legg merke til at selv om slik automatisk igangsetting er et viktig trekk ved oppfinnelsen, kan en operatør fra overflaten i visse situasjoner også sende styreinstruksjoner ned i brønnen fra overflaten til sender/mottaker-systemet 52 og til prosessoren 50 for å utføre styring av apparater og annet elektronisk ut-styr nede i borehullet. Som et resultat av denne styringen kan styresystemet 50 innlede eller stoppe fluid/gass-strømning fra den geologiske formasjon i borehullet eller fra borehullet til overflaten.
Sensorene nede i borehullet i forbindelse med strømningssensorene 56 og de formasjonsevaluerende sensorer 58 kan innbefatte, men er ikke begrenset til, sensorer for avføling av trykk, strømning, temperatur, olje/vann-innhold, geologisk formasjon, gammastrålingsdetektorer og formasjonsevaluerende sensorer som benytter akustisk, nukleær, resistivitets- og elektromekanisk teknologi. Man vil forstå at vanligvis vil trykk-, strømnings-, temperatur- og fluid/gass-innholds-sensorene bli brukt til overvåkning av produksjonen av hydrokarboner, mens de formasjonsevaluerende sensorer vil måle blant annet bevegelsen av hydrokarboner og vann i formasjonen. Datamaskinen nede i borehullet (prosessoren 50) kan automatisk utføre instruksjoner for aktivering av elektromekaniske drivanordninger 60 eller annen elektronisk styreapparatur 62. Den elektromekaniske drivanordning 60 vil igjen aktivere en elektromekanisk anordning for styring av et nedhulls apparat slik som en glidehylse, lukke en anordning, ventil, en variabel strupeanordning, en inntrengningsanordning, en perforeringsventil eller et gassløftende verktøy. Som nevnt kan datamaskinen 50 nede i borehullet også styre andre elektroniske styreapparater slik som et apparat som kan bevirke strømningskarakteri-stikker for fluidene i brønnen.
I tillegg er datamaskinen 50 nede i borehullet i stand til å registrere nedhulls data innhentet ved hjelp av strømningssensorer 56 formasjonsevaluerende sensorer 58 og elektromekaniske posisjonssensorer 59. Disse nedhulls data blir regi-strert i en registreringsanordning 66. Informasjon lagret i registreringsanordningen 66 kan enten hentes fra overflaten på et senere tidspunkt når styresystemet blir brakt til overflaten, eller data i registreringsanordningen kan sendes til sender/ mottaker-systemet 52 og så sendes til overflaten.
Senderen/mottakeren 52 i borehullet overfører data fra borehullet til overflaten og mottar kommandoer og data fra overflaten og mellom andre nedhulls moduler. Sender/mottaker-anordningen 52 kan bestå av enhver kjent og egnet sender / mottaker-mekanisme og innbefatter fortrinnsvis en anordning som kan brukes til å sende som såvel å motta dataene i en halv dupleks-kommunikasjonsmodus, slik som en akustisk piezoelektrisk anordning (dvs. som beskrevet i foran nevnte US-patent nr 5,222,049), eller individuelle mottakere slik som akselerometeret for full dupleks-kommunikasjon hvor data kan sendes og mottas av apparatene nede i borehullet samtidig. Elektroniske drivanordninger kan brukes til å styre den elektriske kraft som leveres til senderen/mottakeren under dataoverføring.
Man vil forstå at styresystemet 22 nede i borehullet krever en kraftkilde 66 for drift av systemet. Kraftkilden 66 kan være generert i borehullet, på overflaten eller den kan leveres av energilagringsanordninger slik som batterier. Kraft blir brukt til å tilveiebringe elektrisk spenning og strøm til elektronikken og de elektromekaniske anordninger som er forbundet med en spesiell sensor i borehullet. Kraft for kraftkilden kan komme fra overflaten gjennom ledninger eller kan være anordnet i borehullet, slik som ved bruk av en turbin. Andre kraftkilder innbefatter kjemiske reaksjoner, strømningsstyring, termiske eller konvensjonelle batterier, elektriske potensialdifferanser i bet, faststoff-produksjon eller hydrauliske kraft-metoder.
Det vises til figur 7 hvor et elektrisk skjema over en nedhulls styreanordning 22 er vist. Som diskutert detaljert ovenfor vil det nedhulls elektroniske systemet styre de elektromekaniske systemer, overvåke formasjons- og strømningspara-meteret, behandle data innhentet i borehullet, og sende og motta kommandoer og data til og fra andre moduler og overflatesystemene. Den elektroniske styreanordningen er sammensatt av en mikroprosessor 70, en analog/digital-omformer 72, analog tilpasnings-maskinvare 74, en digital signalprosessor 76, et kommunika-sjonsgrensesnitt 78, et seriebuss-grensesnitt 80, ikke flyktig fulltransistorisert lagringsenhet 82 og elektromekaniske drivanordninger 60.
Mikroprosessoren 70 tilveiebringer styre- og behandlingsegenskapene til systemet. Prosessoren vil styre datainnhentingen, databehandlingen og evalueringen av dataene for å bestemme om de er innenfor korrekte arbeidsområder. Styreanordningen vil også preparere dataene for overføring til overflaten og drive senderen til å sende informasjonen til overflaten. Prosessoren har også ansvaret for å styre de elektromekaniske anordninger 64.
Analog/digital-omformeren 72 omformer dataene fra kondisjoneringskret-sen til et binært tall. Det binære tallet vedrører en elektrisk strøm eller spennings-verdi som brukes til å betegne en fysisk parameter innhentet fra den geologiske formasjon, fluidstrømningen, eller tilstanden til de elektromekaniske anordninger. Den analoge kondisjonerings-maskinvare behandler signalene fra sensorene i spenningsverdier som er ved det området som er nødvendig for analog/digital-omformeren.
Den digitale signalprosessor 76 tilveiebringer evnen til å utveksle data med prosessoren for å understøtte evalueringen av den innhentede nedhulls informasjon, samt å kode/dekode data for senderen 52. Prosessoren 70 tilveiebringer også styring og tidstakt for drivanordningene 78.
Kommunikasjonsdriverne 70 er elektroniske brytere som brukes til å styre strømningen av elektrisk kraft til senderen. Prosessoren 70 tilveiebringer styring og takt for drivanordningene 78.
Seriebuss-grensesnittet 80 gjør det mulig for prosessoren 70 å vekselvirke med datainnsamlings- og styresystemet 42 (se figurene 5 og 5C) på overflaten. Seriebussen 80 gjør det mulig for overflatesystemet 74 å overføre koder og inn-stilte parametere til mikrokontrolleren 70 for å utføre dens funksjoner nede i borehullet.
De elektromekaniske drivanordninger 60 styrer strømmen av elektrisk kraft til de elektromekaniske anordninger 64 som brukes til drift av glidehylser, pakninger, sikkerhetsventiler, plugger og eventuelt andre fluidstyringsanordninger ned i borehullet. Drivanordningene blir operert av mikroprosessoren 70.
Det ikke-flyktige minnet 82 lagrer kodekommandoene som brukes av mikrokontrolleren 70 til å utføre dens funksjoner nede i borehullet. Minnet 82 inneholder også de variabler som brukes av prosessoren 70 til å bestemme om de innhentede parametere er i det riktige operasjonsområdet.
Man vil forstå at ventiler nede i hullet blir brukt til å åpne og lukke anordninger som benyttes ved styring av fluidstrømning i borehullet. Slike elektromekaniske nedhulls ventilanordninger vil bli aktivert av datamaskinen 50 nede i borehullet enten i tilfelle av at en borehullssensor-verdi blir bestemt å være utenfor et sikkert driftsområde innstilt av operatøren, eller hvis en kommando blir sendt fra overflaten. Som diskutert er det et særlig betydelig trekk ved oppfinnelsen at styresystemet 22 nede i borehullet tillater automatisk styring av nedhulls apparater og andre nedhulls elektroniske styreanordninger uten å kreve et igangsettings- eller aktiveringssignal fra overflaten eller fra en annen ekstern kilde. Dette er i tydelig motsetning til tidligere kjente styresystemer hvor styring enten blir aktivert fra overflaten eller blir aktivert av en nedhulls styreanordning som krever et aktiveringssignal fra overflaten, som diskutert ovenfor. Man vil forstå at det nye nedhulls styresystemet ifølge oppfinnelsen hvor styring av elektromekaniske anordninger og/eller elektronisk styringsapparatur blir utført automatisk uten behov for et overflatesignal eller et annet eksternt aktiveringssignal, kan brukes separat fra den fjerntliggende brønnproduksjonsstyring som er vist på figur 1.
Det vises nå til figurene 2 og 3 hvor et eksempel på styresystemet 22 nede
1 borehullet er vist forstørret for brønn nr 2 fra plattform 1 som skisserer sonene 1, 2 og N. Hver av sonene 1, 2 og N er tilknyttet et nedhulls styresystem 22 av den type som er vist på figurene 6 og 7.1 sone 1 er en avslutning med en slisset foring vist ved 69 i forbindelse med en pakning 71.1 sone 2 er en avslutning med et åpent hull vist med en rekke pakninger 73 og intermitterende glidehylser 75.1 sone N er en avslutning med et foret hull vist igjen med rekken av pakninger 77, glidehylse 79 og perforeringsanordninger 81. Styresystemet 22 i sone 1 innbefatter elektromekaniske drivanordninger og elektromekaniske anordninger som styrer pakningen 69 og ventilene i forbindelse den slissede foringen for å styre fluid-strømningen. Likeledes innbefatter styresystemet 22 i sone 2 elektromekaniske drivanordninger og elektromekaniske anordninger som styrer pakningene, glidehylsene og ventilene i forbindelse med det åpne hullets avslutningssystem. Styresystemet 22 i sone N innbefatter også elektromekaniske drivanordninger og elektromekaniske styreanordninger for styring av pakningene, glidehylsene og perfore-ringsutstyr som skissert. Enhver kjent elektromekanisk drivanordning 60 eller elektromekanisk styreanordning 64 kan brukes i forbindelse med oppfinnelsen til å styre et nedhulls apparat eller ventil. Eksempler på egnede styreapparater er for eksempel vist i US-patent nr 5,343,963, 5,199,497, 5,346,014 og 5,188,183 hvis innhold herved inntas som referanse. Figurene 2,10 og 11 i patent "168 og figurene 10 og 11 i patent '160, figurene 11 -14 i "112 og figurene 1-4 i patent 3,227,228.
Styreanordningene 22 i hver av sonene 1, 2 og N har evne til ikke bare å styre de elektromekaniske anordninger i forbindelse med hvert av apparatene nede i borehullet, men har også evne til å styre annen elektronisk styreapparatur som kan være forbundet med for eksempel ventilanordninger for ytterligere fluid-styring. Styresystemet 22 nede i hullet i sonene 1, 2 og N har videre evne til å kommunisere med hverandre (for eksempel gjennom ledningsføring) slik at aksjo-ner i en sone kan brukes til å bevirke aksjonene i en annen sone. Denne kommunikasjon fra sone til sone utgjør nok et annet trekk ved foreliggende oppfinnelse. I tillegg kan ikke bare datamaskinen 50 nede i hver av styresystemene 22 kommunisere med hverandre, men datamaskinene 50 har også evne (via sender / mottaker-systemet 52) til å kommunisere gjennom overflate-styresystemet 24 og derved kommunisere med andre overflate-styresystemer 24 på andre brønnplatt-former (dvs. plattformene 2 eller N), ved et fjerntliggende sentralt styrested slik som vist ved 10 på figur 1, eller hver av prosessorene 50 i hvert nedhulls styre-system 22 i hver sone 1, 2 eller N kan ha evnen til å kommunisere gjennom sitt sender/mottaker-system 52 til andre nedhulls datamaskiner 50 i andre brønner. For eksempel kan datamaskinsystemet 22 i sone 1 i brønn 2 ved plattform 1 kommunisere med et nedhulls styresystem ved plattform 2 anbrakt i en av sonene eller en av de brønnene som er tilknyttet denne. Det nedhulls styresystemet i henhold til foreliggende oppfinnelse tillater således kommunikasjon mellom datamaskiner i forskjellige borehull, kommunikasjon mellom datamaskiner i forskjellige soner og kommunikasjon mellom datamaskin fra en spesiell son til et sentralt, fjerntliggende sted.
Informasjon sendt fra overflaten til senderen/mottakeren 52 kan bestå av aktuell styreinformasjon, eller kan bestå av data som blir brukt til å omprogram-mere minnet i prosessoren 50 for igangsetting av automatisk styring basert på sensorinformasjon. I tillegg til omprogrammerende informasjon kan informasjon sendt fra overflaten også brukes til å rekalibrere en spesiell sensor. Prosessoren 50 kan igjen ikke bare sende rådata og statusinformasjon til overflaten gjennom senderen/mottakeren 52, men kan også behandle data nede i borehullet ved å bruke passende algoritmer og andre metoder slik at den informasjon som sendes til overflaten, utgjør utledede data i en form som er velegnet for analyse.
Det vises til figur 3 hvor et forstørret riss av sonene 2 og N fra brønn 2 ved plattform 1 er vist. Som diskutert kommuniserer et antall nedhulls strømningssen-sorer 56 og nedhulls formasjonsevaluerende sensorer 58 med styreanordningen 22 nede i borehullet. Sensorene er permanent anbrakt nede i borehullet og er anordnet i avslutningsstrengen og/eller i borehullsforingen. I samsvar med nok et annet viktig trekk ved oppfinnelsen kan de formasjonsevaluerende sensorer være innbefattet i avslutningsspringen, som vist ved 58A-C i sone 2; eller kan være anbrakt ved siden av borehullsforingen 78 slik som vist ved 58D-F i sone N. I sistnevnte tilfelle blir de formasjonsevaluerende sensorer ledningsforbundet tilbake til styresystemet 22. De formasjonsevaluerende sensorer kan være av den type som er beskrevet ovenfor, innbefattet densitets-, porøsitets- og resistivitets-typer. Disse sensorene måler formasjonsgeologi, formasjonsmetning, formasjonsporøsitet, gassinnstrømning, vanninnhold, petroleumsinnhold og kjemiske elementer i formasjonen slik som kalium, uran og torium. Eksempler på egnede sensorer er beskrevet i US-patent nr 5,278,758 (porøsitet), 5,134,285 (densitet), og 5,001,675 (elektromagnetisk resistivitet), idet innholdet av hvert patent herved inntas som referanse.
Det vises til figur 14 hvor et eksempel på en nedhulls formasjonsevaluerende sensor for permanent anbringelse i en produksjonsbrønn er vist ved 280. Denne sensoren 280 er sammensatt av en sidelomme-spindel 282 som innbefatter en primær langsgående boring 284 og en lateralt anbrakt sidelomme 286. Spindelen 282 innbefatter gjenging 288 ved begge ender for feste til produksjons-røret. Anordnet sekvensielt i adskilt forhold i langsgående retning langs sidelommen 286 er et antall (i dette tilfellet 3) akustiske, elektromagnetiske eller nukleære mottakere 290 som er anordnet mellom et par respektive akustiske, elektromagnetiske eller nukleære sendere 292. Senderne 292 og mottakerne 290 kommuniserer alle med passende og kjent elektronikk for å utføre formasjonsevaluerende målinger.
Informasjonen vedrørende den formasjon som er oppnådd ved hjelp av senderne 292 og mottakerne 286, vil bli videresendt til en nedhulls modul 22 og overført til overflaten ved å bruke noen av de foran nevnte ledningsførende eller trådløse kommunikasjonsteknikker. I den utførelsesformen som er vist på figur 14, blir formasjonsevaluerende informasjon sendt til overflaten på en induktiv kop-lingsanordning 294 og en rørformet, omsluttet leder (TEC) 296, som begge vil bli beskrevet med detaljert nedenfor.
Som nevnt ovenfor ble formasjonsevaluering i produksjonsbrønner tidligere utført ved å bruke kostbare og tidkrevende kabelanordninger som ble anbrakt gjennom produksjonsrøret. De eneste sensorer som var permanent anordnet i en produksjonsbrønn, var de som ble brukt til å måle temperatur, trykk og fluidstrøm-ning. Foreliggende oppfinnelse anbringer derimot permanent formasjonsevaluerende sensorer nede i hullet i produksjonsbrønnen. De permanent anbrakt formasjonsevaluerende sensorene ifølge foreliggende oppfinnelse vil overvåke både fluidstrømning og, viktigere, vil måle formasjonsparameteret slik at endrede forhold i formasjonen vil bli avfølt før problemer oppstår. For eksempel kan vann i formasjonen måles før slikt vann når borehullet, og derfor vil vann bli forhindret fra å bli produsert i borehullet. På det nåværende tidspunkt blir vann avfølt bare etter at det kommer inn i produksjonsrøret.
De formasjonsevaluerende sensorene ifølge oppfinnelsen er anordnet nærmere formasjonen sammenlignet med kabelsensorer i produksjonsrøret, og vil derfor tilveiebringe mer nøyaktige resultater. Siden formasjonsevaluerende data konstant vil være tilgjengelig i sann til eller nesten sann tid, vil det ikke være noe behov for periodisk å lukke brønnen og utføre kostbare kabelevalueringer.
Styresystemet for flerbrønns/flersone-produksjonsbrønner ifølge foreliggende oppfinnelse kan opereres på følgende måte:
1. Anbringe den nedhulls systemer 22 i rørstrengen 38.
2. Bruke datamaskinsystemet 24 på overflaten til å teste de nedhulls moduler
22 som strekker seg inn i borehullet for å sikre at de virker riktig.
3. Programmere modulene 22 for overvåkning av de riktige nedhulls parametere. 4. Installere og tilkople overflatesensorene 46 til det datamaskinstyrte systemet 24. 5. Anbringe modulene 22 i borehullet og sikre at de når de riktige soner som skal overvåker og/eller styres ved innsamling av formasjonens naturlige gammastråling i borehullet, og sammenligne dataene med eksisterende MWD- eller kabel-logger, og overvåke informasjonen tilveiebrakt ved hjelp
av dybdemålingsmodulen 44.
6. Innsamle data ved faste intervaller etter at alle nedhulls moduler 22 er blitt Installert, ved å avspørre hver av de nedhulls systemene 22 i borehullet ved
å bruke det datamaskinbaserte systemet 24 på overflaten.
7. Hvis de elektromekaniske anordninger 64 må aktiveres for å styre formasjons- og/eller brønn-strømningen, kan operatøren sende en kommando til eiektronikkmodulen 50 nede i hullet for å instruere den om å aktivere den elektromekaniske anordning. En melding vil bli sendt til overflaten fra den elektroniske styremodul 50 som indikerer at kommandoen ble utført. Alternativt kan eiektronikkmodulen nede i borehullet automatisk aktivere den
elektromekaniske anordning uten en ekstern kommando fra overflaten.
8. Operatøren kan be om status for brønner fra et fjerntliggende sted ved å opprette en telefon- eller satellitt-forbindelse til den ønskede posisjon. Den fjerntliggende overflate-datamaskinen 24 vil spørre operatøren om et pass-ord for riktig tilgang til det fjerntliggende system. 9. En melding vil bli sendt fra modulen 22 i brønnen til overflatesystemet 24 som indikerer at en elektromekanisk anordning 64 ble aktivert av elektronikken 50 nede i hullet hvis en strømning eller borehullsparameter endret seg utenfor det normale virkeområdet. Operatøren vil ha mulighet til å spørre modulen nede i borehullet hvorfor en aksjon ble igangsatt i borehullet og overskrive aksjonen ved å kommandere modulen i borehullet om å gå tilbake til den opprinnelige tilstand. Operatøren kan valgfritt sende til modulen
et nytt sett med parametere som vil avspeile de nye arbeidsområder.
10. Under en nødsituasjon eller tap av kraft vil alle anordninger vende tilbake til en kjent sviktsikker modus.
Styresystemet for produksjonsbrønner ifølge foreliggende oppfinnelse kan utnytte et stort antall konvensjonelle såvel som nye apparater, sensorer, ventiler og lignende nede i borehullet. Eksempler på disse foretrukne og nye apparater nede i borehullet for bruk i systemet ifølge foreliggende oppfinnelse, innbefatter:
1. en gjenvinnbar sidelomme-spindel med sensorer; 2. et undergrunns-system for sikkerhetsventil-posisjon og trykkovervåkning; 3. fjernstyrt oppblåsnings/uttømnings-anordning med trykkovervåkning; 4. fjernaktivert nedhulls apparat stoppesystem;
5. fjernstyrt fluid/gass-styresystem; og
6. en fjernstyrt variabel strupe- og lukke-ventil.
De foran opplistede apparater vil nå bli beskrevet under henvisning til figurene 8-13.
Tradisjonelle permanente nedhulls måleanordnings- (for eksempel sensor) installasjoner krever montering og installasjon av en trykkføler utenfor produk-sjonsrøret for således å gjøre måleanordningen til en helhetlig del av rørstrengen. Dette blir gjort slik at rør- og/eller ringrom-trykk kan overvåkes uten å begrense rørets strømningsdiameter. En ulempe med denne konvensjonelle målekonstruk-sjonen er imidlertid at hvis en måleanordning skulle svikte eller drive ut av kalibre-ring og kreve utskifting, må hele rørstrengen trekkes opp for å hente og erstatte måleanordningen. I samsvar med foreliggende oppfinnelse er en forbedret måle-eller sensor-konstruksjon (i forhold til de tidligere kjente permanente måleinstalla-sjonene) å montere måleanordningen eller sensoren på en slik måte at den kan hentes ved hjelp av en felles kabelanordning gjennom produksjonsrøret uten å begrense strømningsbanen. Dette blir realisert ved å montere måleanordningen i en sidelomme-spindel.
Sidelomme-spindler er blitt brukt i mange år i oljeindustrien for å frembringe et hensiktsmessig middel til å hente opp eller skifte ut tjenesteanordninger som må være i nærheten av bunnen av brønnen eller anbrakt ved en spesiell dybde. Sidelomme-spindler utfører en rekke funksjoner der den mest vanlige er å tillate gass fra ringrommet å kommunisere med olje i produksjonsrøret for å lette det for forsterket produksjon. En annen populær anvendelse av sidelomme-spindler er den kjemiske injeksjonsventil som tillater kjemikalier pumpet fra overflaten å bli innført ved strategiske dybder for å blande seg med de produserte fluider eller gass. Disse kjemikalier hindrer korrosjon, partikkeloppbygging på innsiden av røret og mange andre funksjoner.
Som nevnt ovenfor har permanent monterte trykkmålere tradisjonelt blitt montert i røret som i virkeligheten gjør dem til en del av røret. Ved å benytte en sidelomme-spindel kan imidlertid en trykkføler eller en annen sensor bli installert i lommen for å gjøre det mulig å hente den opp når det er nødvendig. Denne nye monteringsmetoden for en trykkføler eller en annen nedhulls sensor er vist på figurene 8 og 8A. På figur 8 er det vist en sidelomme-spindel (maken til sidelomme-spindelen 282 på figur 14) ved 86, og den omfatter en primær gjennomboring 88 og en lateralt anbrakt sidelomme 90. Spindelen 86 er gjengeforbundet med pro-duksjonsrøret ved på bruke en gjengeforbindelse 92. Anordnet i sidelommen 90 er en sensor 94 som kan omfatte enhver egnet transduser for måling av strømning, trykk, temperatur eller lignende. I utførelsesformen på figur 8 er det skissert en trykk/temperatur-transduser 94 (modell 225A eller 2250A som er kommersielt tilgjengelig fra Panex Corporation i Houston, Texas). Skissert som innført i sidelommen 90 gjennom en åpning 96 i den øvre overflate (for eksempel skulderen) 94 til sidelommen 90 (se figur 8A).
Informasjon utledet fra sensoren 94 nede i bet, kan sendes til en nedhulls elektronikkmodul 22 som diskutert detaljert ovenfor, og kan overføres (ved hjelp av kabler eller trådløst) direkte til et overflatesystem 24. På figurene 8 og 8A blir en ledningskabel 94 brukt til overføring. Fortrinnsvis omfatter kabelen 98 en rørfor-met omhyllet leder eller TEC tilgjengelig fra Baker Oil Tools, Houston, Texas. TEC omfatter en sentral leder eller ledere innkapslet i rustfritt stål eller en annen stål-kappe med eller ute epoxyfylling. En olje eller et annet pneumatisk eller hydraulisk fluid fyller det ringformede området mellom stålkappen og den sentrale leder eller de sentrale ledere. Det blir således oppnådd en hydraulisk eller pneumatisk styrelinje som inneholder en elektrisk leder. Styrelinjen kan brukes til å transportere pneumatisk trykk eller fluidtrykk over lange avstander med den elektrisk isolerte tråd eller tråder benyttet til å transportere et elektrisk signal (kraft og/eller data) til eller fra et instrument, en trykkavlesningsanordning, en bryterkontakt, en motor eller en annen elektrisk anordning. Alternativt kan kabelen være sammensatt av en omsluttet ledningstråd med senter-Y-rør som også er tilgjengelig fra Baker Oil Tools. Denne sistnevnte kabelen omfatter en eller flere sentraliserte ledere innhyl-let i en Y-formet isolasjon, hvor det hele videre er innkapslet i en epoxyfylt stålkap-pe. Man vil forstå at TEC-kabelen må være forbundet med en trykkforseglet gjen-nomtrengningsanordning for å foreta signaloverføring med måleanordningen 94. Forskjellige metoder innbefattet mekanisk (for eksempel ledende), kapasitiv, induktiv eller optiske metoder er tilgjengelige for å utføre denne koplingen av måleanordningen 94 og kabelen 92. En foretrukket fremgangsmåte som antas mest pålitelig og som mest sannsynlig vil overleve de ugunstige miljøer nede i et borehull, er en kjent induktiv kopler 99.
Overføring av elektroniske signaler ved hjelp av induksjonen har vært i bruk i mange år, mest vanlig ved hjelp av transformatorer. Transformatorer blir også referert til som induktorer og utgjør et middel for overføring av elektrisk strøm uten en fysisk forbindelse med terminalanordningene. Tilstrekkelig elektrisk strøm som flyter gjennom en trådspole, kan indusere en lignende strøm i en annen spole hvis den er meget nær den første. Ulempen ved denne type overføring er at effektiviteten er lav. Et krafttap finner sted fordi der ikke er noen fysisk kontakt mellom ledere; bare virkningen av et magnetfelt i kildespolen som driver en elektrisk strøm i den annen. For å oppnå kommunikasjon gjennom den induktive anordning 99, må vekselstrøm benyttes for å skape arbeidsspenningen. Vekselstrømmen blir så likerettet eller endret til likestrøm for å energisere de elektroniske komponentene.
Meget lik den induktive kopler eller transformatormetoden for signaloverfør-ing finnes det et meget likt prinsipp som er kjent som "kapasitive kopiere". Disse kapasitans-anordningene utnytter det axiom at når to ledere eller poler som er nær hverandre, blir ladet med spenninger eller potensialdifferanser av motsatt pol-aritet, kan en strøm bringes til å flyte gjennom kretsen ved å påvirke en av polene til å bli mer positiv eller mer negativ i forhold til den andre polen. Når prosessen blir gjentatt flere ganger i sekundet, etableres det en frekvens. Når frekvensen er høy nok (flere tusen gagner pr sekund), blir det generert en spenning "over" de to polene. Tilstrekkelig spenning kan skapes til å gi nok kraft til mikroprosessering og digitale kretser i instrumentene nede i hullet. Når den først er energisert, kan anordningen nede i borehullet sende radiometriske, digitale eller tidsdelte frekvens-tog som kan være modulert på den genererte spenning og tolket ved hjelp av av-lesningsanordningen på overflaten. En kommunikasjon blir således opprettet mellom en anordning nede i hullet og overflaten, som med induktive anordninger, kan kapasitive anordninger lide av ledningstap gjennom lange kabellengder hvis kom-munikasjonsfrekvensen er for høy til å få signalet til å bli dempet av selve kabel-ens iboende kapasitans. Som med de induktive anordninger må igjen kapasitive anordninger benytte vekselstrømsmetoden for overføring med likeretting til like-strøm for å energisere elektronikken.
Ved å sende stråler av lys gjennom en glassfiberkabel, kan elektroniske anordninger også kommunisere med hverandre ved å bruke en lysstråle som en leder, i motsetning til en fast metall-leder i en konvensjonell kabel. Dataoverføring blir utført ved å pulse lysstrålen ved kilden (overflateinstrumentet som er mottatt av en endeanordning (nedhulls instrument) som overfører pulsene og omformer dem til elektroniske signaler.
Konduktiv eller mekanisk kopling er ganske enkelt å foreta en direkte fysisk forbindelse av en leder med en annen. I sidelomme-spindelen 86 er en leder til
stede i lommen 90, trykktettet hvor den trenger inn i sidelomme-legemet og tilpasset en ytre anordning for å sende signalet til overflaten (dvs. ledningskabelen, den trådløse senderen/mottakeren eller en annen anordning). Den ledningsførte kopte-ren kan eksistere i enhver form som er ledende for riktig elektronisk signaloverfør-ing samtidig som den ikke ødelegger trykktetningen til apparatet. Kopleren må også kunne overleve eksponeringen for det harde miljøet nede i borehullet mens den ikke er tilkoplet, slik tilfellet vil være når et instrument 94 ikke er installert i lommen 90.
Den foretrukne induktive kopler 99 er forbundet med TSE-kabelen 98 ved å bruke en trykktettet forbindelse 95.
Med måleanordningen eller en annen sensor 90 som befinner seg inne i og er eksponert for innerdiameteren av røret 88, og hvor kabelen 98 er utenfor spindelen 86, men eksponert for ringrom-omgivelsene, må koplingsanordningen 95 trenge gjennom lommen 90 for å tillate måleanordningen 94 og kabelen 98 å bli satt sammen. På grunn av trykkdifferanser mellom rørets indre diameter og ringrommet, tilveiebringer lederen 95 også en trykktetning for å hindre kommunikasjon mellom spindelen og ringrommet.
En elektronisk overvåkningsanordning 94 som er "landet" i sidelommen 90 i spindelen 86, omfatteren låsemekanisme 101 for å holde sensoren 94 på plass når trykk blir utøvet på den enten fra det indre av spindelen eller ringromsiden. Denne låsemekanismen 101 utgjør også et middel til opplåsing slik at anordningen kan hentes opp. Det finnes flere fremgangsmåter til å utføre denne låsingen, slik som å bruke spesielle profiler i lommen 90 som er innrettet med fjærbelastede knaster (ikke vist) på sensoranordningen 94. Straks de er innrettet, vil fjærene tvinge låseknastene ut for å møte profilen til lommen 90 og tilveiebringe en hake, meget lik tilholderne i en vanlig nøkkeloperert husholdningslås. Denne låsevirknin-gen forhindrer at sensorapparatet 94 blir brakt ut fra sin posisjon. Dette er viktig siden enhver bevegelse opp eller ned kunne forårsake feilinnretting og påvirke integriteten til den elektronisk koplingsanordningen 99 som sensorapparat 94 nå er innsatt i.
Låsemekanismen 101 må være tilstrekkelig robust til å kunne motstå flere innsettings- og opphentings-operasjoner uten å ødelegge integriteten til låse- og frigjøringsegenskapene til sensorapparatet 94.
Som nevnt må trykkintegriteten opprettholdes for å holde spindelen isolert fra ringrommet. Når sensorapparatet 94 blir innsatt i lommen 90, bør det aktivere eller deaktivere trykktetnings-anordningen 95 for å eksponere avfølingsdelen av sensorapparatet 94 for enten spindelen eller ringrommet. Når sensorapparatet 94 blir hentet opp fra lommen 90, må det likeledes også tette for enhver trykkåpning som ble åpnet under innsettingsprosedyren.
Trykkåpningsmekanismen er i stand til å kunne åpnes selektivt til enten ringrommet eller spindelen. Velgeranordningen kan være, men er ikke begrenset til, en spesiell profil maskineri til det ytre hus av sensorapparatet 94 kombinert med forskjellige konfigurasjoner av låse/aktiverings-knaster for å: åpne en glidehylse, stikke inn i en utpekt trykkåpning, forskyve et stempel eller enhver lignende konfigurasjon av trykkåpnings-åpning eller lukking. Når den valgte åpning først er aktivert, må en positiv tetning opprettholdes på den ikke-valgte åpning for å hindre lekkasje eller avføling av en uønsket tilstand (trykk, strømning, vannkutt, osv.) mens den er i den ikke tilkoplede tilstand slik tilfellet ville være når et instrument ikke var installert i lommen.
Det vises til figur 9 hvor et undergrunns sikkerhets-ventilposisjonerings- og trykkovervåknings-system er vist generelt ved 100. Systemet 100 innbefatter et ventilhus 102 som rommer en nedhulls ventil slik som en lukkeventil 104. Forskjellige trykk- og posisjons-parametere ved lukkeventilen 104 blir bestemt, og gjennom vekselvirkningen med fem sensorer som fortrinnsvis er forbundet med en enkelt elektrisk enleder eller flerleder-linje (for eksempel den foran nevnte TEC-kabel). Disse fem sensorene overvåker de kritiske trykk og ventilposisjoner i forhold til en trygg, pålitelig fjernstyrt sikkerhetsventil på overflaten. Sensorene nede i hullet innbefatter fire trykksensorer 106, 108, 110 og 112 og en nærhetssensor 114. Trykksensoren eller transduseren 106 er anbrakt for å avføle rørtrykk opp-strøms for stengeventilen 104. Trykktransduseren 108 er anbrakt for å avføle det hydrauliske styrelinje-trykk fra den hydrauliske styrelinjen 116. Trykktransduseren 110 er posisjonert for å avføle ring rom stry kket ved en gitt dybde, mens trykktransduseren 112 er posisjonert for å avføle rørtrykket nedstrøms for ventilen 104. Nærhetssensoren 114 er anbrakt utenfor ventilen eller lukkeorganet 104 og virker til å frembringe bekreftelse på ventilens 104 posisjon. Kodede signaler fra hver av sensorene 106 til 114 blir matet tilbake til overflatesystemet 24 eller til en nedhulls modul 22 gjennom en kraftforsynings/data-kabel 118 som er forbundet med overflatesystemet 24 eller nedhulls-modulen 22. Alternativt kan de kodede signaler overføres ved hjelp av en trådløs overføringsmekanisme. Fortrinnsvis omfatter kabelen 118 en røromkapslet enkelt- ellerflerleder-linje (foreksempel den foran nevnte TEC-kabel) som løper utenfor rørstrømmen nede i hullet og tjener som en databane mellom sensorene og styresystemet på overflaten.
En nedhulls modul 22 kan automatisk eller ved styresignaler sendt fra overflaten, aktivere en nedhulls styreanordning for å åpne eller lukke ventilen 104 basert på innmatning fra sensorene 106 til 114 nede i hullet.
Det foregående ventilposisjons- og trykkovervåknings-systemet nede i hullet frembringer mange trekk for fordeler i forhold til tidligere kjente anordninger. For eksempel tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et middel for absolutt fjernbe-kreftelse av ventilposisjon nede i borehullet. Dette er av avgjørende viktighet for pålitelige operasjoner gjennom rør med kabel eller andre transportanordninger, og er også viktig for nøyaktig diagnose av feil ved ventilsystemer. I tillegg tilveiebringer bruken av ventilposisjons- og trykkovervåknings-systemet ifølge oppfinnelsen en sann tids bekreftelse på overflaten av riktige trykkforhold for sviktsikker drift i alle modi. Dette systemet gir også et middel til å bestemme endringer i tilstander nede i hullet som kunne gjøre sikkerhetssystemet inoperativt under ugunstige forhold eller katastrofeforhold, og foreliggende oppfinnelse gir et middel for bekreftelse av korrekt ventilutligning før gjenåpning etter lukning av ventilen nede i borehullet.
Det vises nå til figur 10 hvor en mikroprosessor-basert anordning for overvåkning av trykk i forbindelse med oppblåsing av apparater nede i et borehull, er presentert. Denne mikroprosessor-baserte anordning kan aktiveres enten automatisk av styremodulen 22 nede i borehullet eller styremodulen 22 nede i borehullet kan aktivere den foreliggende anordning via et overflatesignal som blir sendt ned gjennom hullet fra overflatesystemet 24. På figur 10 er det oppblåsbare element (slik som en pakning) vist ved 124, og er montert i en passende spindel 126.1 forbindelse med det oppblåsbare element 124 er et ventilhus 128 som omfatter en aksial åpning 130 med en første diameter og et koaksialt hulrom 132 med en annen diameter som er større enn den første diameter. Inne i ventilhuset 128 er også en motor 134 som aktiverer passende giring 136 for å tilveiebringe lineær translasjon til en aksel 138 med en stempellignende ventil 141 montert på en ende. Som vist ved pilene på figur 10, aktiverer motoren 130 giringen 136 for å bevege stempelet 140 mellom en lukket eller stengeposisjon hvor stempelet 140 befinner seg fullstendig i den aksiale åpning 130, og en åpen stilling hvor stempelet 140 befinner seg inne i det sentrale hulrom 132. Den aksiale åpning 130 ender i det indre av ventilhuset 128 ved en oppblåsings-åpning 142 gjennom hvilken fluid fra en fluidkilde 104 kommer inn i og ut fra det indre av ventilhuset 128.
I henhold til et viktig trekk ved foreliggende oppfinnelse er oppblåsings- / uttømmings-anordningen 124 fjernstyrt og/eller fjernovervåket ved bruk av et antall sensorer i forbindelse med en mikroprosessor-basert styreanordning 146. Selvsagt er styreanordningen 146 analog med modulene 22 nede i hullet som er diskutert mer detaljert ovenfor i forbindelse med for eksempel figuren 6 og 7.1 en foretrukket utførelsesform kommuniserer et par trykktransdusere med den mikro-prosessorbaserte styreanordning 146. En trykktransduser er vist ved 148 og befinner seg inne i det indre hulrom 132 av ventilhuset 128. Den annen trykktransduser er vist ved 150 og befinner seg i oppblåsningsåpningen 142. I tillegg er et par samvirkende nærhetssensorer 152 og 154 anordnet mellom ventilhuset 128 og spindelen 126. Fortrinnsvis blir både kraft og data levert til styreanordningen 146 gjennom en passende kabel 156 via en trykkfitting 158. Denne kabelen er fortrinnsvis den TEC-kabelen som er beskrevet ovenfor. Kraft kan også leveres av batterier eller lignende, og data kan overføres ved å bruke trådløse metoder.
Man vil forstå at tetningsanordningen ifølge denne oppfinnelse funksjonerer som en ventil og tjener til positivt å åpne og stenge passasjen for oppblåsningsfluid for derved å tillate bevegelse av oppblåsningsfluid fra fluidkilden 144 til tetningselementet 124. Den spesielle utførelsesform som er beskrevet på figur 10, opereres ventilen 140 ved aksial forskyvning av tetningselementet 124 mellom de to diametriske boringene i fluidpassasjen ved hjelp av motor-giringsmekanismen 134/136, som i sin helhet blir drevet av den derværende mikroprosessor 146. Ventilen 140 har to funksjonelle posisjoner, dvs. åpen og lukket. Selvsagt kunne ventilen funksjonere på alternative måter slik som en magnetventil. Den elektroniske styreanordningen 146 tjener til å integrere trykkinnmatningene fra trykktransdus-erne 148 og 150 og nærhetsinnmatningene fra nærhetssensorene 152 og 154 sammen med data/styre-banen 156 for på korrekt måte å drive styreventil-mekanismen under oppblåsing av apparatet. Deretter tjener sensorene 148, 150, 152 og 154 til å sikre trykkintegritet og andre funksjoner ved apparatposisjonen.
Den fjernstyrte oppblåsnings/uttømmings-anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse oppviser mange trekk og fordeler. For eksempel eliminerer foreliggende oppfinnelse den nåværende vanlige industrikonstruksjon for trykkaktiverte skjærmekanismer som er utsatt for store variasjoner i aktiveringstrykk og for tidlig oppblåsing. Foreliggende oppfinnelse gir en direkte styrbar mekanisme for innled-ning av nedhulls apparatoppblåsing, og gjennom den unike selvrensende oppblåsings-styreventilkonstruksjon som er vist på figur 18, fjernes nåværende konstruksjonsformer som er utsatt for tilsmussing i oppblåsingsfluidet. I tillegg mul-iggjør foreliggende oppfinnelse direkte styring av lukkingen av oppblåsingsven-tilen, men de tidligere kjente fjærbelastede og trykkaktiverte konstruksjoner resul-terte i trykktap under operasjon og upålitelig positiv tetningsvirkning. Bruken av en motordrevet, mekanisk oppblåst styreventil utgjør også et viktig trekk ved foreliggende oppfinnelse. Nok et annet trekk ved oppfinnelsen er bruken av elektroniske nærhetssensorer i forhold til oppblåsbare apparater for å sikre korrekt posisjonering av selektive oppblåsbare apparater. Høy vinkel/horisontal orientering av oppblåsbare apparater krever transport av oppblåsingsverktøy via spolerør som er utsatt for betydelig forsinkelse. I motsetning til foreliggende oppfinnelse har teknikkens stand vært begrenset til å posisjonere oppblåsingsverktøy ved hjelp av anordninger av patrontypen eller trykkopererte anordninger, som begge var meget upå-litelige under disse forhold. Bruken av en mikroprosessor i forbindelse med et oppblåsbart nedhulls apparat og bruken av et mikroprosessorbasert system for å tilveiebringe både oppblåsing og uttømming for å styre apparatene nede i borehullet, utgjør også viktige trekk ved oppfinnelsen. Foreliggende oppfinnelse mulig-gjør således flere tilbakestillbare operasjoner i tilfelle hvor prosedyrer kan kreve dette, eller i tilfelle av opprinnelig uriktig posisjonering av apparater i et borehull. Endelig tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et kontinuerlig elektronisk trykkovervåknings-system for å tilveiebringe positiv, sanntids borehull- og/eller sone-isolasjon nede i borehullet.
Det vises nå til figurene 11A og 11B hvor et fjernstyrt apparatanslag i samsvar med foreliggende oppfinnelse er vist generelt ved 160.1 den viste utførelses-form innbefatter det fjernaktiverte apparatanslag en sidelomme-spindel 162 med en primær boring 164 og en sideboring 166. Et apparatanslag 168 er svingbart montert på en gjenget aksel 170 med akselen 170 tettet ved hjelp av en tetning 172 for å hindre strømning av fluid eller andre urenheter inn i sideboringen 166. Den gjengede akselen 170 er forbundet med en holdeanordning 174 som igjen er forbundet med en passende giring 176 og en motor 178. Selv om motoren 178 kan være drevet av en rekke kjente anordninger, blir det fortrinnsvis brukt en induktiv kopler 180 av den type som er beskrevet ovenfor til å energisere motoren gjennom en rørkapslet leder eller TEC 192 som beskrevet ovenfor. Legg merke til at trykkavlastnings-åpningen 184 er anordnet mellom sideboringen 166 og pri-mærboringen 164.
Det foregående system som er beskrevet på figur 11 A, virker til å tilveiebringe en fjemaktivert anordning som positivt begrenser den nedadgående bevegelse av ethvert apparat som brukes i borehullet. En primær anvendelse av apparatanslaget innbefatter bruk som en posisjoneringsanordning meget nær (dvs. under) et apparat, for eksempel sidelomme-spindelen 162. Systemet ifølge oppfinnelsen kan også brukes med andre anordninger som det er vanskelig å anbringe i høyvinklede eller horisontale borehull. Når aktivert som vist på figur 11 A, kan ope-ratøren på overflaten på denne måten fortsette nedover med en arbeidsstreng inntil det dannes kontakt med apparatanslaget 168. Apparatene og/eller arbeidsstrengen som leveres ned gjennom borehullet, kan så trekkes tilbake opp en kjent avstand for derved å sikre riktig posisjonering for å utføre den tilsiktede funksjon i det hulrom som var målet. En alternativ funksjon ville være som en generell sik-kerhetsanordning, posisjonert nær bunnen av rørstrengen i borehullet. Apparatan-slagssystemet ifølge oppfinnelsen ville så bli aktivert hver gang kabel- eller rør-operasjoner blir utført over og inne i borehullet. I det tilfellet at arbeidsstrengen eller individuelle apparater utilsiktet blir sluppet, sikrer apparatanslaget ifølge oppfinnelsen at de ikke tapes ned i hullet, og den sørger for lett opphenting ved dyb-den for apparatanslaget. Etter at operasjoner gjennom røret er ferdig, blir apparatanslag-systemet ifølge oppfinnelsen deaktivert/tilbaketrukket som vist på figur 11 B for å tilveiebringe en uhindret rørboring 164 for normal brønnproduksjon eller injeksjon. Man vil forstå at under bruk vil motoren 178 aktivere giringen 176 som igjen vil dreie den gjengede akselen 170 for å heve apparatanslaget 168 til den posisjon som er vist på figur 11A eller senke (dekativere eller trekke tilbake) apparatanslaget 168 til den tilbaketrukne posisjon som er vist på figur 11B. Motoren vil bli digitalt styrt ved hjelp av en elektronisk styremodul 22 anordnet i den induktive koplerseksjon 180. Styremodulen 22 kan enten aktiveres ved hjelp av et overflatestyresignal eller et eksternt styresignal, eller kan aktiveres automatisk nede i borehullet basert på forprogrammerte instruksjoner som beskrevet ovenfor under henvisning til figur 7.
Det fjernaktiverte apparatanslaget ifølge foreliggende oppfinnelse gir mange fordeler, innbefattet et middel for selektiv overflateaktivering av en nedhulls anordning for å forhindre tap av verktøy; et middel for selektiv overflateaktivering av en nedhulls anordning for å tilveiebringe positiv apparatposisjonering nede i hullet og som et middel til å forhindre utilsiktet slagskade på sensitive apparater nede i hullet, slik som undergrunns sikkerhetsventiler og oppblåsbare rørplugger.
Det vises nå til figur 12 hvor et fjernstyrt fluid/gass-styresystem er vist, og som omfatter en sidelomme-spindel 190 med en primær boring 192 og en sideboring 194. Anbrakt inne i sideboringen 194 er en fjernbar strømningsstyreanord-ning i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Denne strømningsstyreanordningen innbefatter en låseanordning 196 som er festet til en teleskopisk seksjon 198, fulgt av en gassregulator-seksjon 200, en fluidregulatorseksjon 202, en girseksjon 204 og en motor 206. Forbundet med motoren 206 er en elektronisk styremodul 208. Tre adskilte tetningsseksjoner 210, 212 og 214 tilbakeholder strømningsstyrean-ordningen inne i sideboringen eller sidelommen 194. Ved aktivering ved hjelp av eiektronikkmodulen 208 blir styresignaler sendt til motoren 206 som igjen aktiverer gir 204 og beveger gassregulator-seksjonen 200 og fluidregulator-seksjonen 202 på lineær måte opp eller ned i sidelommen 194. Denne lineære bevegelse vil anbringe enten gassregulatorseksjonen 200 eller fluidregulatorseksjonen 202 på hver side av en innløpsåpning 216.
Fortrinnsvis blir den elektroniske styremodulen 208 energisert og/eller data-signaler blir sendt til denne via en induktiv kopler 218 som er forbundet via en passende elektrisk trykkfitting 220 til TEC-kabelen 192 av den type som er beskrevet ovenfor. En trykktransduser 224 avføler trykket i sidelommen 194 og kommuniserer det avfølte trykk til den elektroniske styremodulen 208 (som er analog med modulen 22). En trykkavlastningsåpning er anordnet i sidelommen 194 i det området som omgir eiektronikkmodulen 208.
Strømningsstyreanordningen som er vist på figur 12, sørger for regulering av væske- og/eller gass-strømning fra borehullet til røret/foringsringrommet eller omvendt. Strømningskontroll blir utøvet ved separat fluid- og gass-strømningsregulator-systemer inne i anordningen. Kodede data/styresignaler blir levert enten eksternt fra overflaten eller undergrunns via én datastyrebane 222 og/eller internt via vekselvirkningen mellom trykksensorene 224 (som er anordnet enten oppstrøms eller nedstrøms i rørledningen og i ringrommet) og/eller passende sensorer sammen med mikroprosessoren 208 på en måte som er beskrevet ovenfor under henvisning til figurene 6 og 7.
Strømningsstyre-anordningen ifølge oppfinnelsen sørger for to unike og dis-tinkte delsystemer, en respektiv fluid- og gass-strømningsregulering. Disse delsystemene er trykk/fluid-isolerte og befinner seg i strømningsstyreanordningen. Hvert av systemene er konstruert for de spesifikke respektive behov for strømningsstyr-ing og skadebestandighet, som begge er unikt forskjellige for de to styremediene. Aksial tilbaketrekking av de to delsystemene ved hjelp av motoren 206 og giran-ordningen 204 samt den teleskopiske seksjonen 19, tillater posisjonering av de riktige fluid- eller gass-strømningsdelsystemer i forbindelse med den enkelte fluid/gass-passasje inn i og ut av sidelomme-spindelen 190 som tjener som mon-terings/styre-plattform for ventilsystemet nede i hullet. Både fluid- og gass-strømningsdelsystemene muliggjør faste eller regulerbare strømningshastighets-mekanismer.
De eksterne avfølings- og styresignal-innganger blir levert i en foretrukket utførelsesform via den innkapslede, isolerte en- eller flerledertråd 222 som er elektrisk forbundet med det induktive koplersystemet 218 (eller alternativt til en mekanisk, kapasitiv eller optisk kontakt), hvis to halvdeler er montert i den nedre del av sidelommen 194 i spindelen 190, og den nedre del av en reguleringsventil-anordning, respektive. Interne innganger blir levert fra sidelommen 194 og/eller strømningsstyre-anordningen. Alle signalinnganger (både eksterne og interne) blir levert til den på kortet datamaskinbaserte styreanordning 208 for all behandling og fordelt styring. I tillegg til behandling av innganger fra andre steder enn kortet, ut-gjør en evne til lagring og manipulering på kortet av kodede elektroniske driftsmo-deller i en anvendelse av foreliggende oppfinnelse som sørger for autonom opti-malisering av mange parametere, innbefattet forsyningsgass-utnyttelse, fluidpro-duksjon, strømning fra ringrom til rør og lignende.
Det fjernstyrte fluid/gass-styresystemet ifølge oppfinnelsen eliminerer tidligere kjente konstruksjoner for gassløftende ventiler som tvinger fluidstrømning gjennom gassregulatorsystemer. Dette resulterer i forlenget levetid og eliminerer for tidlige feil som skyldes fluidstrømning fra gassreguleringssystemet. Nok et annet trekk ved oppfinnelsen er evnen til å frembringe separat regulerbar strømnings-hastighetskontroll av både gass og væske i den ene ventilen. Også fjernaktivering, fjernstyring og/eller fjemregulering av strømningsregulatoren nede i borehullet er tilveiebrakt ved hjelp av oppfinnelsen. Nok et annet trekk ved oppfinnelsen er den valgte realisering av to anordninger inne i en sidelomme-spindel ved aksial manipulering/forskyvning som beskrevet ovenfor. Nok et annet trekk ved oppfinnelsen er bruken av en motordrevet, induktivt koplet anordning i en sidelomme. Anordningen ifølge oppfinnelsen reduserer den totale mengde sirkulerende anordninger i en gassløftende brønn ved å forlenge levetiden til sirkulerende mek-anismer. Som nevnt er bruken av en mikroprosessor 208 i forbindelse med en nedhulls gassløfte/regulerings-anordning såvel som bruken av en mikroprosessor i forbindelse med et nedhulls styresystem for væskestrømning et viktig trekk ved oppfinnelsen.
Det vises nå til figur 13 hvor en fjernstyrt nedhulls anordning er vist som sørger for aktivering av en variabel nedhulls strupeanordning og positivt forsegler borehullet over fra brønntrykk nedenfra. Denne variable strupeanordning og sten-geventilsystemet er utsatt for aktivering fra overflaten, automatisk eller i vekselvirk-ning med andre intelligente nedhulls apparater som reaksjon på endring av tilstander nede i hullet uten behov for fysisk gjeninnføring av borehullet for å posisjonere en stengeanordning. Dette systemet kan også styres automatisk nede i hullet som diskutert i forbindelse med figurene 6 og 7. Som forklart i det etterfølgende inneholder dette systemet trykksensorer oppstrøms og nedstrøms for strupe/ventil-organene og sanntids overvåkning av reaksjonen til brønnen sørger for kontinuerlig regulering av strupekombinasjonen for å oppnå de ønskede trykkparametere i borehullet. Strupeorganene blir aktivert selektivt og sekvensielt for derved å sørge for kabelerstatning av strupeåpninger om nødvendig.
Det vises til figur 13 hvor den variable strupe- og stenge-ventil ifølge oppfinnelsen omfatter et hus 230 med en aksial åpning 232. Inne i den aksiale åpning 232 er en rekke (i dette tilfellet to) kuleventil-strupere 234 og 236 som er i stand til å bli aktivert for å tilveiebringe sekvensielt mindre åpninger; for eksempel er åpningen i kuleventil-struperen 234 mindre enn den forholdsvis store åpningen i kuleventil-struperen 236. En stengeventil 238 kan lukkes fullstendig for å tilveiebringe en fullstendig strømningsposisjon gjennom den aksiale åpning 232. Hver kuleventil-strupe 234 og 236 og stengeventilen 238 er løsbart festet til et inngreps-gir 240, 242 og 244. Disse inngrepsgirene er festet til en gjenget drivaksel 246, og drivakselen 246 er festet til en passende motorgiring 248 som igjen er festet til en skrittmotor 250. En datamaskinbasert elektronisk styreanordning 252 frembringer aktiveringsstyresignaler til skrittmotoren 250. Styreanordningen 252 nede i hullet kommuniserer med et par trykktransdusere, hvor en transduser 254 er anordnet oppstrøms for kuleventil-struperne og en annen trykktransduser 256 er anordnet nedstrøms for kuleventil-struperne. Mikroprosessor-styreanordningen 252 kan kommunisere med overflaten enten ved hjelp av trådløse anordninger av den type som er beskrevet detaljert ovenfor, eller som vist på figur 13 ved hjelp av en led-ningsanordning slik som den kraft/data-forsyningskabelen 258 som fortrinnsvis er av den ovenfor beskrevne TEC-type.
Som vist på figur 13 er kuleventil-struperne anordnet i en stablet form inne i systemet, og blir sekvensielt aktivert ved hjelp av styrerotasjons-mekanismen til skrittmotoren, motorgiret og den gjengede drivakselen. Hver kuleventil-struper er utformet for å ha to funksjonsmessige posisjoner, en "åpen" posisjon med en fullstendig åpen boring, og en "aktivert" posisjon hvor strupeboringen eller lukkeventilen er innført i borehullsaksen. Hvert organ roterer 90° ved å svinge omkring sin respektive midtakse inn i hver av de to funksjonelle posisjoner. Rotasjon av hvert av organene blir utført ved aktivering av skrittmotoren som aktiverer motorgiringen som igjen driver den gjengede drivakselen 246 slik at inngrepsgirene 240, 242 eller 244 vil komme i inngrep med en respektiv kuleventil-strupe 234 eller 236 eller stengeventilen 238. Aktivering av den elektroniske styreanordningen 252 kan delvis være baser på avlesninger fra trykktransdusere 254 og 256 eller ved hjelp av et styresignal fra overflaten.
Det variable strupe- og stengeventil-systemet ifølge foreliggende oppfinnelse tilveiebringer viktige trekk og fordeler innbefattet en ny anordning for selektiv aktivering av en nedhulls regulerbar struper såvel som et nytt middel til installasjon av flere, fjernt eller interaktivt styrte nedhulls strupe re og stengeventiler for å tilveiebringe avstemt/optimalisert borehullsytelse.
I en alternativ konstruksjon av oppfinnelsen som i det foregående er beskrevet og referert til figurene 15A-D, er en sidelomme 290 orientert opp ned i forhold til den konvensjonelle sidelomme. Istedenfor å orientere sidelomme-åpningen 296 nedhulls, er sidelomme-åpningen 296 med andre ord opp i hullet for derved å la sidelomme-strukturen strekke seg ned gjennom hullet istedenfor opp gjennom hullet. Dette letter problemet med slamoppsamling i sidelommen. Som en fagmann på området vil forstå blir det i en normalt orientert (oppadrettet) sidelomme skapt en kopp som tillater slam som føres med produksjonsfluidet, å avsette seg i lommen. Dette kan forstyrre virkemåten til sensorer og ganske sikkert forårsake problemer vedrørende utskifting av sensorer siden slammet straks den opprinnelige sensor blir fjernet, vil avsette seg i åpningen 96 og således fullstendig eller delvis lukke denne. Med den alternative konstruksjonen blir imidlertid ikke lommen 296 tilstoppet med slam siden fallende eller avsettende partikler faller ned gjennom produksjonsrøret og ikke blir oppsamlet i lommen 290. Dessuten vil eventuelt slam som skylles inn i lommen 290 settes tilbake i produksjonsrøret via den nedad vinklede funksjon 297 for således å holde lommeåpningen 290 i en åpen tilstand. På grunn av den åpnere tilstanden til lommen, blir skifting av sensorer forenklet. I andre henseender er lommen 290 den samme som de andre utfør-elsesformer diskutert her. Den er i stand til å understøtte alle de samme sensorene i ekvivalente posisjoner (selv om de er opp ned) og gir bare den ytterligere fordel som her er diskutert.
I tillegg er sidelommen 290 særlig tilpasset for å motta måleanordningen / den induktive kopleren 310 (figur 15C). Måleanordningen/den induktive kopleren 310 er i kommersiell form, tilgjengelig fra Panex Corporation, Sugarland, Texas og er beskyttet under US-patent nr 5 457 988 og 5 455 573, idet beskrivelsen til begge disse herved inntas som referanse. Den induktive kopleren er sammensatt av en induktiv hunnkopler 348 og en induktiv hannkopler 349.
Som en fagmann på området klart vil forstå ut fra figurene 15A-D, henger sidelommen 290 ned fra hovedboringen 288 i likhet med de tidligere beskrevne ut-førelsesformer imidlertid orientert opp ned. Sidelommen 290 ifølge oppfinnelsen innbefatter et forholdsvis bredt skulderområde 312 som har en gjennomboring 313 innrettet for tettende å motta en kontaktanordning 336 som induktivt, eller alternativt konduktivt, kommuniserer med en sensor eller en måleanordning 318 anordnet inne i sidelommen 290. Sidelommen 290 er avgrenset av skulderområdet 312 og en ytre vegg 330 og en indre vegg 332. Innerveggen 332 strekker seg en kortere avstand enn hele utstrekningen av sidelommen 290 for å frilegge låsen 320 til måleanordningen 318. Låsen 320 tilveiebringer den tredobbelte funksjon med tett-ing av den nedre ende av sidelommen 290, og sørger for en konstruksjon for å holde sensoren i sidelommen og er også innrettet for inngrep med et fjerningsapparat når sensoren skal skiftes. Tetningen 334 er av typen metall til metall og forhindrer primært borefluid fra å "vaske" sidelommen og sensoren. Dette er fordelaktig fordi det reduserer slitasje av komponentene. Låsen 320 innbefatter knaster 322 og 324 som er i en nedsenket posisjon under installering av måleanordningen 318, men strekker seg inn i fordypninger 326 og 328 ved lasting av sensoren på kjent måte. Straks knastene 322, 324 er i inngrep med fordypningene 326 og 328, er sensoren festet i sidelommen. For å fjerne sensoren fra sidelommen, blir et fjerningsapparat (ikke vist) kjørt under sidelommen; deretter blir et overslagsappa-rat anvendt til å skyve fjerningsapparatet over og inn i sidelommen slik at inngrep med låsen er mulig; et rykk oppover for å frigjøre knastene og et rykk nedover for å trekke tilbake sensoren er alt som er nødvendig. Sensoren kan så beveges langs hovedboringen 288 som ønsket. Innerveggen 332 innbefatter også en åpning 333 for å tillate trykk fra hovedboringen og nå sensoren eller måleanordningen 318. Åpningen skaper ikke noen risiko for utvasking, men muliggjør som kjent for en fagmann på området, avlesning av trykk ved hjelp av sensoren eller måleanordningen. Det er også viktig at sidelommen 290 ifølge oppfinnelsen blir opp-rettholdt parallelt i forhold til hovedboringen 288 i motsetning til noen tidligere kjente sidelomme-spindler hvor sidelommene er anordnet i en vinkel til hovedboringen. Arrangementet ifølge foreliggende oppfinnelse gir fordelen med mindre to-tal diameter enn teknikkens stand. Dette muliggjør innføring i mindre identifiserte borehull og er således en klar fordel for industrien.
Det er også gunstig at høytrykksfittingene 338 og 340 av typen metall mot metall ifølge oppfinnelsen er anordnet, en på overflate-forbindelsesanordningen 336 (338) og en i gjennomboringen 313 (340). Fittingene med metall mot metall gir en utmerket høytrykkstetning som har vist seg uhyre pålitelig. Tetningen blir hjulpet av to o-ringer 350 og 351.
Arrangementet ifølge oppfinnelsen er fordelaktig ikke bare av de grunner som er diskutert ovenfor, men fordi den muliggjør lett utveksling av overflate-forbindelsesanordninger.
Selv om foretrukne utførelsesformer er blitt vist og beskrevet, kan modifika-sjoner og erstatninger foretas uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. Følgelig vil man forstå at foreliggende oppfinnelse er blitt beskrevet som en illustrasjon og ikke en begrensning.

Claims (5)

1. Nedhulls oppblåsings/uttømmingsanordning som har en styremodul (22) anordnet nede i borehullet, karakterisert ved : et ventilhus (128) med en ventilåpning (130) gjennom dette, der ventilåpningen (139) innbefatter et hulrom (132) med større diameter og hvor åpningen (130) også innbefatter en oppblåsings-åpning (142); et oppblåsbart element (124) som kommuniserer med ventilhuset (128) og er innrettet for oppblåsing ved hjelp av fluid overført fra ventilåpningen (130); en aktuator (134) i ventilhuset (102); en ventil (140) som er driftsmessig forbundet med motoren (134) og be-vegelig mellom en åpen stilling hvor ventilen befinner seg i hulrommet (132) og en lukket stilling hvor ventilen befinner seg i ventilåpningen (130); en spindel (126) som rommer det oppblåsbare element (124) og ventilhuset (128).
2. Nedhulls oppblåsings/uttømmingsanordning i følge krav 1, karakterisert ved. at aktuatoren (134) er en motor.
3. Nedhulls oppblåsings/uttømmingsanordning i følge krav 1, karakterisert ved at anordningen videre omfatter en første trykksensor (148) som befinner seg i hulrommet (132) og en elektronisk styreanordning (146) som kommuniserer med den første sensoren (148).
4. Nedhulls oppblåsings/uttømmingsanordning i følge krav 3, karakterisert ved at anordningen videre omfatter en andre trykksensor (150) som befinner seg i oppblåsingsåpningen (142) og at styreanordningen (146) også kommuniserer med denne.
5. Nedhulls oppblåsings/uttømmingsanordning i følge krav 4, karakterisert ved at anordningen videre omfatter minst en nærhetssensor (152,154) for avføling av relativ bevegelse mellom ventilhuset (128) og spindelen (126), og at styreanordningen (124) også kommuniserer med nærhetssensoren (152,154).
NO20031577A 1995-02-09 2003-04-08 Nedihulls oppblasings-/uttommingsanordning NO323963B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US38650595A 1995-02-09 1995-02-09

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20031577L NO20031577L (no) 1996-08-12
NO20031577D0 NO20031577D0 (no) 2003-04-08
NO323963B1 true NO323963B1 (no) 2007-07-23

Family

ID=23525865

Family Applications (4)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19960526A NO317626B1 (no) 1995-02-09 1996-02-09 Anordning for blokkering av verktoytransport i en produksjonsbronn
NO20031576A NO324785B1 (no) 1995-02-09 2003-04-08 Datamaskin-styrte nedhulls sonder for styring av produksjonsbronner
NO20031578A NO324862B1 (no) 1995-02-09 2003-04-08 Datamaskin-styrte nedhulls sonder for styring av produksjonsbronner
NO20031577A NO323963B1 (no) 1995-02-09 2003-04-08 Nedihulls oppblasings-/uttommingsanordning

Family Applications Before (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19960526A NO317626B1 (no) 1995-02-09 1996-02-09 Anordning for blokkering av verktoytransport i en produksjonsbronn
NO20031576A NO324785B1 (no) 1995-02-09 2003-04-08 Datamaskin-styrte nedhulls sonder for styring av produksjonsbronner
NO20031578A NO324862B1 (no) 1995-02-09 2003-04-08 Datamaskin-styrte nedhulls sonder for styring av produksjonsbronner

Country Status (5)

Country Link
US (3) US5706892A (no)
AU (1) AU710376B2 (no)
GB (6) GB2333791B (no)
NO (4) NO317626B1 (no)
WO (1) WO1996024745A2 (no)

Families Citing this family (213)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5959547A (en) * 1995-02-09 1999-09-28 Baker Hughes Incorporated Well control systems employing downhole network
US5896924A (en) * 1997-03-06 1999-04-27 Baker Hughes Incorporated Computer controlled gas lift system
CA2230691C (en) * 1995-08-30 2004-03-30 Baker Hughes Incorporated An improved electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores
WO1997014869A1 (en) * 1995-10-20 1997-04-24 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for improved communication in a wellbore utilizing acoustic signals
GB2348452B (en) * 1996-04-01 2000-11-22 Baker Hughes Inc Downhole flow control devices
AU728634B2 (en) 1996-04-01 2001-01-11 Baker Hughes Incorporated Downhole flow control devices
US5918669A (en) * 1996-04-26 1999-07-06 Camco International, Inc. Method and apparatus for remote control of multilateral wells
GB9614761D0 (en) 1996-07-13 1996-09-04 Schlumberger Ltd Downhole tool and method
GB9619551D0 (en) * 1996-09-19 1996-10-30 Bp Exploration Operating Monitoring device and method
CA2215628C (en) * 1996-09-23 2006-01-31 Baker Hughes Incorporated Well control systems employing downhole network
US6378627B1 (en) 1996-09-23 2002-04-30 Intelligent Inspection Corporation Autonomous downhole oilfield tool
US6434435B1 (en) 1997-02-21 2002-08-13 Baker Hughes Incorporated Application of adaptive object-oriented optimization software to an automatic optimization oilfield hydrocarbon production management system
US6446014B1 (en) 1997-02-25 2002-09-03 Cham Ocondi Method and apparatus for measuring and controlling the flow of fluids from coal seam gas wells
US5983164A (en) * 1997-02-25 1999-11-09 Stella, Llc Method and apparatus for measuring and controlling the flow of natural gas from gas wells
US6464004B1 (en) * 1997-05-09 2002-10-15 Mark S. Crawford Retrievable well monitor/controller system
US6691779B1 (en) 1997-06-02 2004-02-17 Schlumberger Technology Corporation Wellbore antennae system and method
US6028534A (en) * 1997-06-02 2000-02-22 Schlumberger Technology Corporation Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling
US6766854B2 (en) 1997-06-02 2004-07-27 Schlumberger Technology Corporation Well-bore sensor apparatus and method
AU8070798A (en) * 1997-07-24 1999-02-16 Camco International, Inc. Full bore variable flow control device
US6012016A (en) * 1997-08-29 2000-01-04 Bj Services Company Method and apparatus for managing well production and treatment data
US6199629B1 (en) * 1997-09-24 2001-03-13 Baker Hughes Incorporated Computer controlled downhole safety valve system
US6075462A (en) * 1997-11-24 2000-06-13 Smith; Harrison C. Adjacent well electromagnetic telemetry system and method for use of the same
US6223821B1 (en) * 1997-11-26 2001-05-01 Baker Hughes Incorporated Inflatable packer inflation verification system
US6009941A (en) * 1997-12-17 2000-01-04 Haynes; Michael Jonathon Apparatus for axially displacing a downhole tool or a tubing string in a well bore
US6209633B1 (en) * 1997-12-17 2001-04-03 Michael Jonathon Haynes Apparatus and method for axially displacing a downhole tool or a tubing string in a well bore
US6236894B1 (en) * 1997-12-19 2001-05-22 Atlantic Richfield Company Petroleum production optimization utilizing adaptive network and genetic algorithm techniques
US6199628B1 (en) * 1998-04-20 2001-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole force generator and method
US6283138B1 (en) 1998-04-24 2001-09-04 Anderson, Greenwood Lp Pressure relief valve monitoring device
AU746996B2 (en) 1998-06-26 2002-05-09 Weatherford Technology Holdings, Llc Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures
US6383237B1 (en) 1999-07-07 2002-05-07 Deborah A. Langer Process and apparatus for making aqueous hydrocarbon fuel compositions, and aqueous hydrocarbon fuel compositions
US6368367B1 (en) 1999-07-07 2002-04-09 The Lubrizol Corporation Process and apparatus for making aqueous hydrocarbon fuel compositions, and aqueous hydrocarbon fuel composition
US6368366B1 (en) 1999-07-07 2002-04-09 The Lubrizol Corporation Process and apparatus for making aqueous hydrocarbon fuel compositions, and aqueous hydrocarbon fuel composition
US6158714A (en) * 1998-09-14 2000-12-12 Baker Hughes Incorporated Adjustable orifice valve
US6752083B1 (en) 1998-09-24 2004-06-22 Schlumberger Technology Corporation Detonators for use with explosive devices
GB2357825B (en) 1998-09-24 2004-02-18 Schlumberger Technology Corp Detonators for use with explosive devices
US6938689B2 (en) 1998-10-27 2005-09-06 Schumberger Technology Corp. Communicating with a tool
US7383882B2 (en) * 1998-10-27 2008-06-10 Schlumberger Technology Corporation Interactive and/or secure activation of a tool
US6283227B1 (en) * 1998-10-27 2001-09-04 Schlumberger Technology Corporation Downhole activation system that assigns and retrieves identifiers
US6148263A (en) * 1998-10-27 2000-11-14 Schlumberger Technology Corporation Activation of well tools
US7347278B2 (en) * 1998-10-27 2008-03-25 Schlumberger Technology Corporation Secure activation of a downhole device
US6289999B1 (en) 1998-10-30 2001-09-18 Smith International, Inc. Fluid flow control devices and methods for selective actuation of valves and hydraulic drilling tools
US6257338B1 (en) 1998-11-02 2001-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow within wellbore with selectively set and unset packer assembly
AU5601999A (en) * 1998-11-02 2000-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole hydraulic power source
US6078868A (en) * 1999-01-21 2000-06-20 Baker Hughes Incorporated Reference signal encoding for seismic while drilling measurement
US6250138B1 (en) 1999-02-01 2001-06-26 Wood Group Logging Services Holdings, Inc. Determining fluid bubble point pressure using an adjustable choke
MY120832A (en) * 1999-02-01 2005-11-30 Shell Int Research Multilateral well and electrical transmission system
US6429784B1 (en) 1999-02-19 2002-08-06 Dresser Industries, Inc. Casing mounted sensors, actuators and generators
US6367545B1 (en) * 1999-03-05 2002-04-09 Baker Hughes Incorporated Electronically controlled electric wireline setting tool
US6321842B1 (en) * 1999-06-03 2001-11-27 Schlumberger Technology Corp. Flow control in a wellbore
US6463813B1 (en) 1999-06-25 2002-10-15 Weatherford/Lamb, Inc. Displacement based pressure sensor measuring unsteady pressure in a pipe
NL1012468C2 (nl) 1999-06-29 2001-01-02 Ver Bedrijven Van Den Berg Hee Bodemsondeerinrichting met optische gegevenstransmissie.
US6536291B1 (en) 1999-07-02 2003-03-25 Weatherford/Lamb, Inc. Optical flow rate measurement using unsteady pressures
US6691584B2 (en) 1999-07-02 2004-02-17 Weatherford/Lamb, Inc. Flow rate measurement using unsteady pressures
US6652607B2 (en) 1999-07-07 2003-11-25 The Lubrizol Corporation Concentrated emulsion for making an aqueous hydrocarbon fuel
US6530964B2 (en) 1999-07-07 2003-03-11 The Lubrizol Corporation Continuous process for making an aqueous hydrocarbon fuel
US6419714B2 (en) 1999-07-07 2002-07-16 The Lubrizol Corporation Emulsifier for an acqueous hydrocarbon fuel
US6827749B2 (en) 1999-07-07 2004-12-07 The Lubrizol Corporation Continuous process for making an aqueous hydrocarbon fuel emulsions
US20040111956A1 (en) * 1999-07-07 2004-06-17 Westfall David L. Continuous process for making an aqueous hydrocarbon fuel emulsion
US6913630B2 (en) 1999-07-07 2005-07-05 The Lubrizol Corporation Amino alkylphenol emulsifiers for an aqueous hydrocarbon fuel
US6266619B1 (en) 1999-07-20 2001-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for real time reservoir management
US6853921B2 (en) 1999-07-20 2005-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for real time reservoir management
US6216784B1 (en) 1999-07-29 2001-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Subsurface electro-hydraulic power unit
US6279660B1 (en) 1999-08-05 2001-08-28 Cidra Corporation Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid
US6257332B1 (en) 1999-09-14 2001-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Well management system
US6873267B1 (en) 1999-09-29 2005-03-29 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for monitoring and controlling oil and gas production wells from a remote location
US6980940B1 (en) * 2000-02-22 2005-12-27 Schlumberger Technology Corp. Intergrated reservoir optimization
US6813962B2 (en) * 2000-03-07 2004-11-09 Weatherford/Lamb, Inc. Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement
US6601458B1 (en) 2000-03-07 2003-08-05 Weatherford/Lamb, Inc. Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement
US6302203B1 (en) * 2000-03-17 2001-10-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for communicating with devices positioned outside a liner in a wellbore
AU782691B2 (en) * 2000-04-19 2005-08-18 Baker Hughes Incorporated Intelligent thru tubing bridge plug with downhole instrumentation
FR2808836B1 (fr) * 2000-05-12 2002-09-06 Gaz De France Procede et dispositif de mesure de parametres physiques dans un puits d'exploitation d'un gisement ou d'une reserve souterraine de stockage de fluide
US6598675B2 (en) * 2000-05-30 2003-07-29 Baker Hughes Incorporated Downhole well-control valve reservoir monitoring and drawdown optimization system
US6360820B1 (en) * 2000-06-16 2002-03-26 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore
US6896055B2 (en) * 2003-02-06 2005-05-24 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for controlling wellbore equipment
US7264050B2 (en) * 2000-09-22 2007-09-04 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for controlling wellbore equipment
WO2002027139A1 (en) * 2000-09-28 2002-04-04 Tubel Paulo S Method and system for wireless communications for downhole applications
GB2402692A (en) * 2000-10-03 2004-12-15 Halliburton Energy Serv Inc Downhole flow control device with ratchet mechanism
US6782150B2 (en) 2000-11-29 2004-08-24 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for sensing fluid in a pipe
US6659174B2 (en) * 2001-03-14 2003-12-09 Schlumberger Technology Corp. System and method of tracking use time for electric motors and other components used in a subterranean environment
US6568481B2 (en) * 2001-05-04 2003-05-27 Sensor Highway Limited Deep well instrumentation
US20030000411A1 (en) * 2001-06-29 2003-01-02 Cernocky Edward Paul Method and apparatus for detonating an explosive charge
GB2377952B (en) * 2001-07-27 2004-01-28 Schlumberger Holdings Receptacle for sampling downhole
US6698297B2 (en) 2002-06-28 2004-03-02 Weatherford/Lamb, Inc. Venturi augmented flow meter
US7059172B2 (en) * 2001-11-07 2006-06-13 Weatherford/Lamb, Inc. Phase flow measurement in pipes using a density meter
US6971259B2 (en) * 2001-11-07 2005-12-06 Weatherford/Lamb, Inc. Fluid density measurement in pipes using acoustic pressures
US7104331B2 (en) * 2001-11-14 2006-09-12 Baker Hughes Incorporated Optical position sensing for well control tools
GB0215065D0 (en) * 2002-06-28 2002-08-07 Alpha Thames Ltd A method and system for controlling the operation of devices in a hydrocarbon production system
US6886631B2 (en) * 2002-08-05 2005-05-03 Weatherford/Lamb, Inc. Inflation tool with real-time temperature and pressure probes
WO2004015377A2 (en) * 2002-08-08 2004-02-19 Cidra Corporation Apparatus and method for measuring multi-phase flows in pulp and paper industry applications
GB0222357D0 (en) * 2002-09-26 2002-11-06 Sensor Highway Ltd Fibre optic well control system
GB2403752A (en) * 2002-09-26 2005-01-12 Sensor Highway Ltd Fibre optic well control system
US7255173B2 (en) * 2002-11-05 2007-08-14 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US7451809B2 (en) * 2002-10-11 2008-11-18 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve
US20040084186A1 (en) * 2002-10-31 2004-05-06 Allison David B. Well treatment apparatus and method
US6962202B2 (en) * 2003-01-09 2005-11-08 Shell Oil Company Casing conveyed well perforating apparatus and method
US7584165B2 (en) * 2003-01-30 2009-09-01 Landmark Graphics Corporation Support apparatus, method and system for real time operations and maintenance
US20040173363A1 (en) * 2003-03-04 2004-09-09 Juan Navarro-Sorroche Packer with integrated sensors
US6986276B2 (en) * 2003-03-07 2006-01-17 Weatherford/Lamb, Inc. Deployable mandrel for downhole measurements
US6837098B2 (en) * 2003-03-19 2005-01-04 Weatherford/Lamb, Inc. Sand monitoring within wells using acoustic arrays
US7261162B2 (en) 2003-06-25 2007-08-28 Schlumberger Technology Corporation Subsea communications system
GB2403488B (en) * 2003-07-04 2005-10-05 Flight Refueling Ltd Downhole data communication
US20080264182A1 (en) * 2003-08-22 2008-10-30 Jones Richard T Flow meter using sensitive differential pressure measurement
US6910388B2 (en) * 2003-08-22 2005-06-28 Weatherford/Lamb, Inc. Flow meter using an expanded tube section and sensitive differential pressure measurement
US7413583B2 (en) * 2003-08-22 2008-08-19 The Lubrizol Corporation Emulsified fuels and engine oil synergy
US7191832B2 (en) * 2003-10-07 2007-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack completion with fiber optic monitoring
US7165892B2 (en) * 2003-10-07 2007-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fiber optic wet connect and gravel pack completion
US7228898B2 (en) * 2003-10-07 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack completion with fluid loss control fiber optic wet connect
US20050092523A1 (en) * 2003-10-30 2005-05-05 Power Chokes, L.P. Well pressure control system
US7114557B2 (en) * 2004-02-03 2006-10-03 Schlumberger Technology Corporation System and method for optimizing production in an artificially lifted well
US7740024B2 (en) * 2004-02-12 2010-06-22 Entegris, Inc. System and method for flow monitoring and control
US6973375B2 (en) * 2004-02-12 2005-12-06 Mykrolis Corporation System and method for flow monitoring and control
US7210856B2 (en) * 2004-03-02 2007-05-01 Welldynamics, Inc. Distributed temperature sensing in deep water subsea tree completions
US7252437B2 (en) * 2004-04-20 2007-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic wet connector acceleration protection and tolerance compliance
US7480056B2 (en) * 2004-06-04 2009-01-20 Optoplan As Multi-pulse heterodyne sub-carrier interrogation of interferometric sensors
US7109471B2 (en) * 2004-06-04 2006-09-19 Weatherford/Lamb, Inc. Optical wavelength determination using multiple measurable features
US7641395B2 (en) * 2004-06-22 2010-01-05 Halliburton Energy Serives, Inc. Fiber optic splice housing and integral dry mate connector system
US7231971B2 (en) * 2004-10-11 2007-06-19 Schlumberger Technology Corporation Downhole safety valve assembly having sensing capabilities
US7311144B2 (en) * 2004-10-12 2007-12-25 Greg Allen Conrad Apparatus and method for increasing well production using surfactant injection
GB2421525B (en) * 2004-12-23 2007-07-11 Remote Marine Systems Ltd Improvements in or relating to sub-sea control and monitoring
US7594763B2 (en) * 2005-01-19 2009-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic delivery system and side pocket mandrel removal system
US20060185840A1 (en) * 2005-02-23 2006-08-24 Conrad Greg A Apparatus for monitoring pressure using capillary tubing
US7539548B2 (en) * 2005-02-24 2009-05-26 Sara Services & Engineers (Pvt) Ltd. Smart-control PLC based touch screen driven remote control panel for BOP control unit
US7510001B2 (en) * 2005-09-14 2009-03-31 Schlumberger Technology Corp. Downhole actuation tools
WO2007084611A2 (en) * 2006-01-20 2007-07-26 Landmark Graphics Corporation Dynamic production system management
US7503217B2 (en) * 2006-01-27 2009-03-17 Weatherford/Lamb, Inc. Sonar sand detection
US8286703B2 (en) 2007-02-12 2012-10-16 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods of flow testing formation zones
US20080217022A1 (en) * 2007-03-06 2008-09-11 Schlumberger Technology Corporation Subsea communications multiplexer
CA2695783A1 (en) * 2007-08-14 2009-02-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. System and methods for continuous, online monitoring of a chemical plant or refinery
US8898017B2 (en) * 2008-05-05 2014-11-25 Bp Corporation North America Inc. Automated hydrocarbon reservoir pressure estimation
US8413744B2 (en) * 2008-07-31 2013-04-09 Baker Hughes Incorporated System and method for controlling the integrity of a drilling system
US8186444B2 (en) * 2008-08-15 2012-05-29 Schlumberger Technology Corporation Flow control valve platform
US20100051110A1 (en) * 2008-09-04 2010-03-04 Ch2M Hill, Inc. Gas actuated valve
AU2008361676B2 (en) * 2008-09-09 2013-03-14 Welldynamics, Inc. Remote actuation of downhole well tools
WO2010030266A1 (en) * 2008-09-09 2010-03-18 Welldynamics, Inc. Remote actuation of downhole well tools
US8590609B2 (en) * 2008-09-09 2013-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Sneak path eliminator for diode multiplexed control of downhole well tools
EP2324189B1 (en) * 2008-09-09 2018-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sneak path eliminator for diode multiolexed control of downhole well tools
US20100101774A1 (en) * 2008-10-29 2010-04-29 Ch2M Hill, Inc. Measurement and Control of Liquid Level in Wells
CN102597421B (zh) * 2009-05-27 2016-03-30 光学感应器控股有限公司 压裂监测
US8781747B2 (en) * 2009-06-09 2014-07-15 Schlumberger Technology Corporation Method of determining parameters of a layered reservoir
US9109423B2 (en) 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
US8499828B2 (en) * 2009-12-16 2013-08-06 Schlumberger Technology Corporation Monitoring fluid movement in a formation
US20110184534A1 (en) * 2010-01-27 2011-07-28 Baker Hughes Incorporated Configuration of ordered multicomponent devices
US8708042B2 (en) * 2010-02-17 2014-04-29 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for valve actuation
US20110203805A1 (en) * 2010-02-23 2011-08-25 Baker Hughes Incorporated Valving Device and Method of Valving
CA2797699C (en) 2010-04-27 2015-06-23 National Oilwell Varco, L.P. System and method for managing use of a downhole asset
US8708050B2 (en) 2010-04-29 2014-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly
US8476786B2 (en) 2010-06-21 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for isolating current flow to well loads
AU2011270922B2 (en) 2010-06-22 2015-05-07 Baker Hughes Incorporated Modular downhole gauge for use in retrievable electric submersible pump systems with wet-connect
BR112013022492A2 (pt) * 2011-03-03 2016-12-06 Halliburton Energy Services Inc sistema para ativar múltiplas ferramentas de poço de fundo do poço, método para ativar múltiplos dispositivos de carga no fundo de poço e sistema para ativar múltiplos dispositivos de carga bidirecionais no fundo de poço
SG193332A1 (en) 2011-04-08 2013-10-30 Halliburton Energy Serv Inc Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch
US9016387B2 (en) * 2011-04-12 2015-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure equalization apparatus and associated systems and methods
US10267611B2 (en) * 2011-04-28 2019-04-23 Orica International Pte Ltd. Wireless detonators with state sensing, and their use
WO2013066291A1 (en) 2011-10-31 2013-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection
US8991506B2 (en) 2011-10-31 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection
RU2488686C1 (ru) * 2012-01-10 2013-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления
GB2502616B (en) 2012-06-01 2018-04-04 Reeves Wireline Tech Ltd A downhole tool coupling and method of its use
WO2014011148A1 (en) * 2012-07-10 2014-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Electric subsurface safety valve with integrated communications system
EP2917466B1 (en) 2012-10-16 2017-06-14 Weatherford Technology Holdings, LLC Flow control assembly
US9404349B2 (en) 2012-10-22 2016-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous fluid control system having a fluid diode
EP2895950B1 (en) * 2012-11-13 2018-02-07 Landmark Graphics Corporation System, method and computer program product for a rug plot for geosteering applications
US9416606B2 (en) 2012-11-14 2016-08-16 Schlumberger Technology Corporation While drilling valve system
US9127526B2 (en) 2012-12-03 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Fast pressure protection system and method
US9695654B2 (en) 2012-12-03 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Wellhead flowback control system and method
US20140219056A1 (en) * 2013-02-04 2014-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. ("HESI") Fiberoptic systems and methods for acoustic telemetry
MY175456A (en) 2013-02-08 2020-06-29 Halliburton Energy Services Inc Electronic control multi-position icd
US9587470B2 (en) * 2013-03-15 2017-03-07 Chevron U.S.A. Inc. Acoustic artificial lift system for gas production well deliquification
US9664016B2 (en) 2013-03-15 2017-05-30 Chevron U.S.A. Inc. Acoustic artificial lift system for gas production well deliquification
US9410422B2 (en) 2013-09-13 2016-08-09 Chevron U.S.A. Inc. Alternative gauging system for production well testing and related methods
US10119396B2 (en) 2014-02-18 2018-11-06 Saudi Arabian Oil Company Measuring behind casing hydraulic conductivity between reservoir layers
EP2942475A1 (en) * 2014-05-09 2015-11-11 Welltec A/S Downhole annular barrier system
RU2713071C2 (ru) * 2014-05-09 2020-02-03 Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ Система заканчивания скважин
CA2949675C (en) 2014-05-19 2022-10-25 Danny Spencer A system for controlling wellbore pressure during pump shutdowns
RU2557023C2 (ru) * 2014-06-17 2015-07-20 Олег Сергеевич Николаев Блок регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины (варианты)
CA2990957A1 (en) 2014-06-25 2015-12-30 Daniel Maurice Lerner Piping assembly control system with addressed datagrams
US20160024869A1 (en) * 2014-07-24 2016-01-28 Conocophillips Company Completion with subsea feedthrough
US20160024868A1 (en) * 2014-07-24 2016-01-28 Conocophillips Company Completion with subsea feedthrough
DE112015003794A5 (de) * 2014-08-18 2017-05-18 Jan Franck Energieerzeugung aus einer doppelten Brunnenbohrung
US11171543B2 (en) 2014-08-18 2021-11-09 Jan Franck Energy generation from a double wellbore
WO2016044566A1 (en) * 2014-09-17 2016-03-24 Premier Coil Solutions, Inc. Methods and system for independently controlling injector head drive motor speeds
US10392922B2 (en) 2015-01-13 2019-08-27 Saudi Arabian Oil Company Measuring inter-reservoir cross flow rate between adjacent reservoir layers from transient pressure tests
US10180057B2 (en) 2015-01-21 2019-01-15 Saudi Arabian Oil Company Measuring inter-reservoir cross flow rate through unintended leaks in zonal isolation cement sheaths in offset wells
US10094202B2 (en) * 2015-02-04 2018-10-09 Saudi Arabian Oil Company Estimating measures of formation flow capacity and phase mobility from pressure transient data under segregated oil and water flow conditions
CA2977420A1 (en) * 2015-03-11 2016-09-15 Saudi Arabian Oil Company Method for conducting well testing operations with nitrogen lifting, production logging, and buildup testing on single coiled tubing run
SG11201706438TA (en) 2015-04-30 2017-09-28 Halliburton Energy Services Inc Remotely-powered casing-based intelligent completion assembly
GB2552613B (en) 2015-04-30 2021-04-14 Halliburton Energy Services Inc Casing-based intelligent completion assembly
WO2016181154A1 (en) * 2015-05-12 2016-11-17 Weatherford U.K. Limited Gas lift method and apparatus
CN107923234A (zh) * 2015-07-08 2018-04-17 莫戈公司 井下线性马达和泵传感器数据系统
BR102015027504B1 (pt) * 2015-10-29 2019-09-10 Ouro Negro Tecnologias Em Equipamentos Ind S/A equipamento exclusivamente elétrico para sistema de controle de fluxo de fundo de poço
RU2700357C1 (ru) 2015-12-15 2019-09-16 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Ориентация расположения и приведение в действие активированных давлением инструментов
US10968735B2 (en) 2016-12-28 2021-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Deviated production well telemetry with assisting well/drillship
US10162078B2 (en) 2017-01-12 2018-12-25 Baker Hughes In-well monitoring of components of downhole tools
CN109138940A (zh) * 2017-06-28 2019-01-04 中国石油天然气股份有限公司 完井管柱
US10871068B2 (en) 2017-07-27 2020-12-22 Aol Piping assembly with probes utilizing addressed datagrams
US10830012B2 (en) * 2017-11-02 2020-11-10 Baker Huges, A Ge Company, Llc Intelligent well system
GB2582463A (en) * 2017-11-06 2020-09-23 Schlumberger Technology Bv Intervention based completions systems and methodologies
WO2020023286A1 (en) * 2018-07-27 2020-01-30 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Distributed fluid injection system for wellbores
US11433490B2 (en) * 2019-01-22 2022-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Welding for electrical tools
GB2581485B (en) 2019-02-15 2021-03-10 Reeves Wireline Tech Ltd A downhole connection
EP3744981B1 (en) * 2019-05-28 2024-08-07 Grundfos Holding A/S Submersible pump assembly and method for operating the submersible pump assembly
US11035841B2 (en) 2019-07-09 2021-06-15 Saudi Arabian Oil Company Monitoring the performance of protective fluids in downhole tools
CO2020009687A1 (es) * 2019-08-08 2022-02-07 Schlumberger Technology Bv Sistema y metodología para el monitoreo en un pozo de inyección
US11193370B1 (en) 2020-06-05 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for transient testing of hydrocarbon wells
WO2021255030A1 (en) * 2020-06-17 2021-12-23 DynaEnergetics Europe GmbH Control module for use with a wellbore tool and wellbore toolstring with control module
US11359458B2 (en) 2020-06-23 2022-06-14 Saudi Arabian Oil Company Monitoring oil health in subsurface safety valves
CN113027382B (zh) * 2020-08-18 2023-02-10 陕西中良智能科技有限公司 机器学习装置、间歇式开关气井智能控制系统及控制方法
US11692417B2 (en) 2020-11-24 2023-07-04 Saudi Arabian Oil Company Advanced lateral accessibility, segmented monitoring, and control of multi-lateral wells
US20240102357A1 (en) * 2020-12-04 2024-03-28 Schlumberger Technology Corporation Dual ball seat system
US11885215B2 (en) * 2021-01-14 2024-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole pressure/temperature monitoring of ESP intake pressure and discharge temperature
US20220243581A1 (en) * 2021-02-03 2022-08-04 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Flow regulation tool
US11952887B2 (en) * 2021-07-15 2024-04-09 ExxonMobil Technology and Engineering Company Plunger lift systems and related methods
US20230313648A1 (en) * 2022-04-01 2023-10-05 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole pressure/temperature monitoring of esp intake pressure and discharge temperature with a gauge mandrel employing an offset centerline
CN115749683B (zh) * 2022-12-26 2023-04-11 西南石油大学 单根管线控制多层滑套的解码设备及方法
US11824682B1 (en) 2023-01-27 2023-11-21 Schlumberger Technology Corporation Can-open master redundancy in PLC-based control system

Family Cites Families (77)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3219107A (en) * 1960-09-14 1965-11-23 Socony Mobil Oil Co Inc Remote and automatic control of petroleum production
US3357490A (en) * 1965-09-30 1967-12-12 Mobil Oil Corp Apparatus for automatically introducing coolant into and shutting down wells
US3665955A (en) * 1970-07-20 1972-05-30 George Eugene Conner Sr Self-contained valve control system
US3731742A (en) * 1971-03-17 1973-05-08 Otis Eng Corp Well flow controlling method, apparatus and system
US4078620A (en) * 1975-03-10 1978-03-14 Westlake John H Method of and apparatus for telemetering information from a point in a well borehole to the earth's surface
US4019574A (en) * 1975-05-23 1977-04-26 Hydril Company Subsurface well apparatus having flexing means and method of using same
US3958633A (en) * 1975-05-29 1976-05-25 Standard Oil Company (Indiana) Flapper-type subsurface safety valve
US4105279A (en) * 1976-12-16 1978-08-08 Schlumberger Technology Corporation Removable downhole measuring instruments with electrical connection to surface
US4125163A (en) * 1977-12-02 1978-11-14 Basic Sciences, Inc. Method and system for controlling well bore fluid level relative to a down hole pump
US4150721A (en) * 1978-01-11 1979-04-24 Norwood William L Gas well controller system
US4295795A (en) * 1978-03-23 1981-10-20 Texaco Inc. Method for forming remotely actuated gas lift systems and balanced valve systems made thereby
US4224986A (en) * 1978-12-11 1980-09-30 Exxon Production Research Company Diverter tool
US4295796A (en) * 1979-06-29 1981-10-20 Mcmurry/Hughes, Inc. Gas lift apparatus
US4367794A (en) * 1980-12-24 1983-01-11 Exxon Production Research Co. Acoustically actuated downhole blowout preventer
JPS57113107A (en) * 1980-12-30 1982-07-14 Fanuc Ltd Robot control system
US4337653A (en) * 1981-04-29 1982-07-06 Koomey, Inc. Blowout preventer control and recorder system
US4413676A (en) * 1981-09-04 1983-11-08 Well Research, Inc. Oil well monitoring device
US4581613A (en) * 1982-05-10 1986-04-08 Hughes Tool Company Submersible pump telemetry system
US4574883A (en) * 1982-11-24 1986-03-11 Otis Engineering Corporation Well tool stopping devices, systems and methods
USRE34111E (en) * 1983-01-18 1992-10-27 Apparatus for operating a gas and oil producing well
US4531545A (en) * 1983-04-04 1985-07-30 Hydril Company Drilling choke valve
US4788545A (en) * 1983-08-15 1988-11-29 Oil Dynamics, Inc. Parameter telemetering from the bottom of a deep borehole
US4633954A (en) * 1983-12-05 1987-01-06 Otis Engineering Corporation Well production controller system
US4685522A (en) * 1983-12-05 1987-08-11 Otis Engineering Corporation Well production controller system
US4622635A (en) * 1984-02-13 1986-11-11 Automated Controls Inc. Portable display and control terminal for wells
US4636934A (en) * 1984-05-21 1987-01-13 Otis Engineering Corporation Well valve control system
US4573532A (en) * 1984-09-14 1986-03-04 Amoco Corporation Jacquard fluid controller for a fluid sampler and tester
US4616700A (en) * 1984-09-18 1986-10-14 Hydril Company Automatic well test system and method
US4846269A (en) * 1984-09-24 1989-07-11 Otis Engineering Corporation Apparatus for monitoring a parameter in a well
US4757859A (en) * 1984-09-24 1988-07-19 Otis Engineering Corporation Apparatus for monitoring a parameter in a well
US4664602A (en) * 1984-10-01 1987-05-12 Artificial Lift Systems, Inc. Controller for plunger lift system for oil and gas wells
US4765403A (en) * 1984-12-07 1988-08-23 Crawford Douglas W Apparatus for placing and removing well flow control devices
FR2582048B1 (fr) * 1985-05-15 1988-09-16 Elf Aquitaine Dispositif de commande et de surveillance d'une tete de puits immergee dans un liquide
GB8514887D0 (en) * 1985-06-12 1985-07-17 Smedvig Peder As Down-hole blow-out preventers
US4989671A (en) * 1985-07-24 1991-02-05 Multi Products Company Gas and oil well controller
US4649993A (en) * 1985-09-18 1987-03-17 Camco, Incorporated Combination electrically operated solenoid safety valve and measuring sensor
US4653588A (en) * 1985-10-10 1987-03-31 N. J. McAllister Petroleum Industries, Inc. Valve apparatus for controlling communication between the interior of a tubular member and an inflatable element in a well bore
US4744415A (en) * 1987-04-24 1988-05-17 Crawford Douglass W Kickover tool for placing and removing well flow control devices
US4798247A (en) * 1987-07-15 1989-01-17 Otis Engineering Corporation Solenoid operated safety valve and submersible pump system
USRE33690E (en) * 1987-08-06 1991-09-17 Oil Well Automation, Inc. Level sensor
US4922423A (en) * 1987-12-10 1990-05-01 Koomey Paul C Position and seal wear indicator for valves and blowout preventers
US4976314A (en) * 1988-02-03 1990-12-11 Crawford William B T-slot mandrel and kickover tool
US4796699A (en) * 1988-05-26 1989-01-10 Schlumberger Technology Corporation Well tool control system and method
US4896722A (en) * 1988-05-26 1990-01-30 Schlumberger Technology Corporation Multiple well tool control systems in a multi-valve well testing system having automatic control modes
US4856595A (en) * 1988-05-26 1989-08-15 Schlumberger Technology Corporation Well tool control system and method
US4865125A (en) * 1988-09-09 1989-09-12 Douglas W. Crawford Hydraulic jar mechanism
US4921048A (en) * 1988-09-22 1990-05-01 Otis Engineering Corporation Well production optimizing system
US4886126A (en) * 1988-12-12 1989-12-12 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for firing a perforating gun
US5058670A (en) * 1989-05-15 1991-10-22 Crawford Douglas W Oriented valve and latch for side pocket mandrel
US5147559A (en) * 1989-09-26 1992-09-15 Brophey Robert W Controlling cone of depression in a well by microprocessor control of modulating valve
US5018574A (en) * 1989-11-15 1991-05-28 Atlantic Richfield Company Tubing conveyed wellbore fluid flow measurement apparatus
US5050675A (en) * 1989-12-20 1991-09-24 Schlumberger Technology Corporation Perforating and testing apparatus including a microprocessor implemented control system responsive to an output from an inductive coupler or other input stimulus
US4971160A (en) * 1989-12-20 1990-11-20 Schlumberger Technology Corporation Perforating and testing apparatus including a microprocessor implemented control system responsive to an output from an inductive coupler or other input stimulus
US5132904A (en) * 1990-03-07 1992-07-21 Lamp Lawrence R Remote well head controller with secure communications port
US5226494A (en) * 1990-07-09 1993-07-13 Baker Hughes Incorporated Subsurface well apparatus
US5343963A (en) * 1990-07-09 1994-09-06 Bouldin Brett W Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool
US5042584A (en) * 1990-12-05 1991-08-27 Mcmurray Oil Tools, Inc. Stacked water regulator and method of use
US5127477A (en) * 1991-02-20 1992-07-07 Halliburton Company Rechargeable hydraulic power source for actuating downhole tool
US5191937A (en) * 1991-02-22 1993-03-09 Texaco Inc. Offshore well remote control system
US5188183A (en) * 1991-05-03 1993-02-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids
US5332035A (en) * 1991-07-15 1994-07-26 Halliburton Company Shut-in tools
US5234057A (en) * 1991-07-15 1993-08-10 Halliburton Company Shut-in tools
US5279363A (en) * 1991-07-15 1994-01-18 Halliburton Company Shut-in tools
US5269180A (en) * 1991-09-17 1993-12-14 Schlumberger Technology Corp. Borehole tool, procedures, and interpretation for making permeability measurements of subsurface formations
JP2766747B2 (ja) * 1991-10-25 1998-06-18 株式会社三井造船昭島研究所 坑底情報収集装置
US5353637A (en) * 1992-06-09 1994-10-11 Plumb Richard A Methods and apparatus for borehole measurement of formation stress
US5265677A (en) * 1992-07-08 1993-11-30 Halliburton Company Refrigerant-cooled downhole tool and method
US5318130A (en) * 1992-08-11 1994-06-07 Halliburton Company Selective downhole operating system and method
FR2695450B1 (fr) * 1992-09-07 1994-12-16 Geo Res Cartouche de contrôle et de commande d'une vanne de sécurité.
NO180055C (no) * 1992-10-16 1997-02-05 Norsk Hydro As Utblåsningssikring for avstenging av et ringrom mellom en borestreng og en brönnvegg ved boring etter olje eller gass
US5332048A (en) * 1992-10-23 1994-07-26 Halliburton Company Method and apparatus for automatic closed loop drilling system
US5273113A (en) * 1992-12-18 1993-12-28 Halliburton Company Controlling multiple tool positions with a single repeated remote command signal
US5273112A (en) * 1992-12-18 1993-12-28 Halliburton Company Surface control of well annulus pressure
FR2707334B1 (fr) * 1993-07-05 1995-09-29 Goldschild Pierre Procédé et dispositif de montage et de démontage d'un appareil dans un réceptacle à poche latérale d'un puits de forage.
US5457988A (en) * 1993-10-28 1995-10-17 Panex Corporation Side pocket mandrel pressure measuring system
US5455573A (en) * 1994-04-22 1995-10-03 Panex Corporation Inductive coupler for well tools
US5597042A (en) * 1995-02-09 1997-01-28 Baker Hughes Incorporated Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors

Also Published As

Publication number Publication date
GB2334281B (en) 1999-09-29
US5803167A (en) 1998-09-08
GB2333792B (en) 1999-09-08
GB9908030D0 (en) 1999-06-02
NO20031577L (no) 1996-08-12
NO324862B1 (no) 2007-12-17
GB2334282B (en) 1999-09-29
NO20031578L (no) 1996-08-12
GB2333791B (en) 1999-09-08
NO20031576D0 (no) 2003-04-08
GB2302349A (en) 1997-01-15
GB9621098D0 (en) 1996-11-27
NO960526D0 (no) 1996-02-09
US5706892A (en) 1998-01-13
GB2333790B (en) 1999-09-08
WO1996024745A3 (en) 1996-10-17
GB2302349B (en) 1999-08-18
GB2333791A (en) 1999-08-04
AU710376B2 (en) 1999-09-16
NO20031576L (no) 1996-08-12
NO324785B1 (no) 2007-12-10
US5868201A (en) 1999-02-09
AU5024196A (en) 1996-08-27
NO20031577D0 (no) 2003-04-08
GB2333792A (en) 1999-08-04
NO960526L (no) 1996-08-12
GB2333790A (en) 1999-08-04
GB9908018D0 (en) 1999-06-02
GB9908019D0 (en) 1999-06-02
NO317626B1 (no) 2004-11-29
GB2334281A (en) 1999-08-18
GB2334282A (en) 1999-08-18
GB9908017D0 (en) 1999-06-02
WO1996024745A2 (en) 1996-08-15
GB9908027D0 (en) 1999-06-02
NO20031578D0 (no) 2003-04-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO323963B1 (no) Nedihulls oppblasings-/uttommingsanordning
US5597042A (en) Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US6176312B1 (en) Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells
AU708330B2 (en) Downhole production well control system and method
US6046685A (en) Redundant downhole production well control system and method
US5730219A (en) Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5662165A (en) Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
AU734825B2 (en) Computer controlled downhole tools for production well control