NO326125B1 - Anordning og fremgangsmåte ved utplasserbar brønnventil. - Google Patents
Anordning og fremgangsmåte ved utplasserbar brønnventil. Download PDFInfo
- Publication number
- NO326125B1 NO326125B1 NO20034919A NO20034919A NO326125B1 NO 326125 B1 NO326125 B1 NO 326125B1 NO 20034919 A NO20034919 A NO 20034919A NO 20034919 A NO20034919 A NO 20034919A NO 326125 B1 NO326125 B1 NO 326125B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- well
- ddv
- tool
- sensor
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 41
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 36
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 27
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 12
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- XXMFDABRSPXOBZ-WOPPDYDQSA-N 5-chloro-1-[(2r,3s,4s,5r)-4-hydroxy-5-(hydroxymethyl)-3-methyloxolan-2-yl]pyrimidine-2,4-dione Chemical compound C[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1N1C(=O)NC(=O)C(Cl)=C1 XXMFDABRSPXOBZ-WOPPDYDQSA-N 0.000 claims 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000036541 health Effects 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
- E21B34/101—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for equalizing fluid pressure above and below the valve
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/05—Flapper valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Details Of Valves (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Teknisk område
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt framgangsmåter og apparatur for bruk i olje- og gass-brønner. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen fremgangsmåter og anordninger for å regulere bruken av ventiler og andre automatiske brønnverktøy gjennom anvendelse av instrumentering som i tillegg kan benyttes som relésender til overflaten. Enda mer spesielt angår oppfinnelsen bruk av ut-plasseringsventiler i brønn for midlertidig å isolere en øvre del av brønnen fra en nedre del av dette.
Beskrivelse av beslektet teknikk
Olje- og gass-brønner begynner vanligvis ved å bore et borehull i jorden til en forutbestemt dybde i nærheten av en hydrokarbonførende formasjon. Etter at borehullet er boret til en viss dybde, blir stålrør eller foring vanligvis innsatt i borehullet for å danne en brønn, og et ringformet område mellom rørledningen og jorden blir fylt med sement. Rørledningen (foringsrøret) styrker borehullet og semen-ten bidrar til å isolere områder av brønnen under hydrokarbonproduksjon.
Konvensjonelt blir brønner boret inn i en "overbalansert" tilstand hvor brøn-nen blir fylt med fluid eller slam for å hindre innstrømning av hydrokarboner før brønn er komplettert. Den overbalanserte tilstand hindrer utblåsninger og holder brønnen under kontroll. Selv om boring med tungt fluid gir en trygg måte å arbeide på, er det ulemper, slik som prisen på slammet og skaden på formasjoner hvis slamsøylen blir så tung at slammet kommer inn i formasjonene i nærbrønnområ-dene. For å unngå disse problemene og for å oppmuntre innstrømningen av hydrokarboner i brønnen, har underbalansen" eller nesten underbalansen" boring blitt populær i visse tilfeller. Underbalansen boring medfører dannelse av en brønn i en tilstand hvor et eventuelt brønnfluid frembringer et trykk som er lavere enn det na-turlige trykket til formasjonsfluider. I disse tilfellene er fluidet typisk en gass, slik som nitrogen, og dens formål er å begrense til å føre ut borkaks frembrakt av en roterende borkrone. Siden underbalansene brønntilstander kan forårsake en ut-blåsning, må de bores gjennom en type trykkanordning slik som et roterende boringshode ved overflaten av brønnen for å muliggjøre rotasjon av en rørformet borestreng som kan senkes gjennom denne samtidig som trykktetningen omkring borestrengen bevares. Selv i overbalanserte brønner er det et behov for å hindre utblåsninger. I de fleste tilfeller blir brønner boret gjennom utblåsningsventiler i tilfelle av en trykkbølge.
Ved dannelse og fullføring av en underbalansen" eller nær underbalansen" brønn fortsetter, er det ofte nødvendig å sette inn en verktøystreng i brønnen som ikke kan innsettes gjennom et roterende boringshode eller en utblåsningsventil på grunn av dens form og forholdsvis store ytre diameter. I disse tilfellene blir en ka-belkjøringssluse som består av et rørformet hus som er høyt nok til å holde verk-tøystrengen, installert i en vertikal orientering ved toppen av et brønnhode for å tilveiebringe et midlertidig trykkhus for å unngå brønntrykk. Ved å manipulere ventiler ved den øvre og nedre ende av kabelkjøringsslusen, kan verktøystrengen senkes ned i en aktiv brønn mens trykket i brønnen holdes lokalisert. Selv en brønn i en overbalansert tilstand kan gjøre bruk av en kabelkjøringssluse når verk-tøystrengen ikke vil passe inn gjennom en utblåsningsventil. Bruken av kab-elkjøringssluser er velkjent på området, og den foregående fremgangsmåte er mer fullstendig forklart i US-patentsøknad nr. 09/536937 inngitt 27. mars 2000.
Selv om kabelkjøringssluser er effektive når det gjelder å regulere trykk, er noen verktøystrenger for lange til bruk i forbindelse med en kabelkjøringssluse. Den vertikale avstand fra et riggdekk til helseverket til riggen er f.eks. typisk omkring 30 meter (90 fot), eller er begrenset til en lengde av rørstrengen som typisk innsettes i brønnen. Hvis en verktøystreng er lenger enn om lag 30 meter (90 fot), er det ikke plass mellom riggdekket og helseverkene til å romme en kabelkjørings-sluse. I disse tilfeller kan en ventil for utplassering i en brønn eller en DDV brukes til å skape et trykksatt hus for verktøystrengen. Utplassering av brønnventiler er velkjent på området, og en slik ventil er for eksempel beskrevet i US-patent nr. 6,209,663. Grunnleggende blir en DDV kjørt inn i en brønn som en del av en foringsrørstreng. Ventilen er innledningsvis i en åpen stilling med et klaff-ventilorgan i en stilling hvor hele foringsrørets boring er åpen for fluidstrømningen og passasjen av rørstrenger og verktøy inn i og ut av brønnen. Ventilen som er beskrevet i '663-patentet, innbefatter ventilen en aksialt bevegbar hylse som inter-fererer med og holder klaffventilen i den åpne stilling. I tillegg tillater en rekke slis-ser og tapper ventilen å kunne åpnes eller lukkes med trykk, men for så å forbli i denne stillingen uten at trykk blir tilført kontinuerlig. En styreledning løper fra DDV til overflaten av brønnen og blir typisk hydraulisk styrt. Med anvendelsen av fluidtrykk gjennom styreledningen kan DDV bringes til å lukke slik at dens klaffeventil blir ført inn i et sete utformet i foringsrørets boring, og blokkerer strømningen av fluid gjennom foringsrøret. På denne måte kan en del av foringsrøret over DDV isoleres fra en nedre del av foringsrøret under DDV.
DDVen blir brukt til å installere en verktøystreng i en brønn på følgende måte: Når en operator ønsker å installere verktøystrengen, blir DDV lukket via styreledningen ved å benytte hydraulisk trykk til å lukke den mekaniske ventil. Deretter, med en øvre del av brønnen isolert, blir et trykk i den øvre del lekket ut for å bringe trykket i den øvre del til et nivå tilnærmet lik en atmosfære. Med den øvre del trykkutjevnet, kan brønnhodet åpnes og verktøystrengen kjøres inn i den øvre del fra en overflate av brønnen, typisk én rørstreng. Et roterende borehode eller en annen stripperlignende innretning blir så forseglet omkring rørstrengen eller en for-flytning gjennom en utblåsningsventil kan gjenetableres. For å gjenåpne den utplasserte brønnventil (DDV, down hole deployment valve), må den øvre del av borehullet på nytt trykksettes for å tillate det nedad åpnende klafforgan å operere mot det underliggende trykk. Etter at den øvre del er trykksatt til et forutbestemt nivå, kan klaffeventilen gjenåpnes og låses på plass. Nå er verktøystrengen anbrakt i det trykksatte brønn.
For tiden er det ingen instrumentering til å detektere en trykkdifferensial over klaffventilen når den er i den lukkede stilling. Denne informasjonen er vital for å åpne klaffeventilen uten å påtrykke for stor kraft. Et grovt estimat av trykkfor-skjellen blir fremskaffet ved å beregne fluidtrykk under klaffventilen fra brønnhode-trykket og det hydrostatiske trykk av fluid over klaffventilen. Når det hydrauliske trykk blir påført stammen (mandrellen) for å flytte den ene eller den annen vei, fin-nes det ingen måte å detektere posisjonen av mandrellen ved enhver tid under denne operasjonen. Bare når mandrellen (stammen) når fast anslag, blir dens posisjon bestemt ved grovmåling av det fluid som strømmer ut fra returledningen. Dette indikerer også at klaffventilen enten er fullstendig åpen eller fullstendig lukket. Den her beskrevne oppfinnelse er ment å fjerne usikkerheten i forbindelse med de ovennevnte målinger.
I tillegg til problemer i forbindelse med driften av DDVer, mangler mange tidligere kjente målesystemer for bruk i brønn pålitelig datakommunikasjon til og fra styringsenheter anbrakt på en overflate. Konvensjonelle verktøy for måling-under-boring (MWD, measurement while drilling) benytter f.eks. slampuls som virker bra med inkomprimerbare borefluider slik som vannbasert eller oljebasert slam, men de virker ikke når gassholdige fluider eller gasser blir brukt ved underbalansen boring. Et alternativ til dette er elektromagnetisk (EM) telemetri hvor kommunikasjon mellom MWD-verktøyet og overvåkningsinnretningen på overflaten blir etablert via elektromagnetiske bølger som forplanter seg gjennom de formasjoner i nærbrønnområdene. EM-telemetri er imidlertid beheftet med signal-dempning mens den forplanter seg gjennom lag av forskjellige formasjonstyper. En hvilken som helst formasjon som frembringer mer enn minimalt tap, tjener som en EM-sperre. Saltkupler har spesielt en tendens til fullstendig å moderere signalet. Noen av de teknikker som anvendes for å lette dette problemet, innbefatter å kjøre en elektrisk ledning inn i borestrengen fra EM-verktøyet opp til en forutbestemt dybde hvorfra signalet kan komme til overflaten via EM-bølger, og å plas-sere flere mottakere og sendere i borestrengen for å tilveiebringe forsterkning av signalet med hyppige mellomrom. Begge disse teknikkene har imidlertid sine egne problemer og vanskeligheter. For tiden er det ingen tilgjengelige midler for på kosteffektiv måte å videresende signaler fra et punkt i brønnen til overflaten gjennom en tradisjonell styreledning.
Ekspanderbare sandskjermer (ESS) består av et slisset stålrør omkring hvilket overlappende lag filtermembran er festet. Membranene er beskyttet med en forhåndsslisset stålkappe som utgjør den ytre vegg. Når den er utplassert i brøn-nen, ser ESS ut som et trelags rør. Når det er plassert i brønnen, blir det ekspandert med et spesialverktøy for å komme i kontakt med brønnveggen. Ekspande-ringsverktøyet innbefatter et legeme som har minst to radialt utragende organer som hvert har en valse som når den kommer i kontakt med en innervegg av ESS, kan ekspandere veggen forbi dens elastiske grense. Ekspanderingsverktøyet ope-rerer med trykkfluid levert i en streng av rør, og er mer fullstendig beskrevet i US-patent nr.6,425,444, og dette patent blir i sin helhet inkorporert her ved referanse. På denne måten understøtter ESS veggen mot å falle sammen inn i brønnen, gir en stor brønndimensjon for større produktivitet og tilatter fri flyt av hydrokarboner inn i brønnen samtidig som sand blir filtrert ut. Ekspanderingsverktøyet inneholder valser understøttet på trykkdrevne stempler. Fluidtrykk i verktøyet bestemmer hvor langt ESS blir ekspandert. Selv om for meget ekspansjon er ugunstig for både ESS og brønnen, gir for liten ekspansjon ikke understøttelse til brønnveggen. Overvåkning og styring av fluidtrykket i ekspanderingsverktøyet er derfor meget viktig. For tiden blir fluidtrykk overvåket med en minnestrekklapp, som selvsagt gir informasjon etter at jobben er fullført. En måling i sanntid er ønskelig slik at fluidtrykket kan justeres under operasjonen av verktøyet, om nødvendig.
Det er derfor et behov for et brønnsystem for instrumentering og overvåkning som kan lette driften av brønnverktøy. Det er videre et behov for et system for instrumentering som kan lette driften av utplasserte brønnventiler. Det er nok et yterligere behov for anordninger og fremgangsmåter for brønninstrumentering som innbefatter sensorer til å måle brønntilstander slik som trykk, temperatur og nær-het for å lette den effektive drift av brønnverktøyene. Endelig er det et behov for brønninstrumentering og brønnkretser for å forbedre kommunikasjon med eksisterende ekspanderingsverktøy som benyttes i forbindelse med ekspanderbare sandskjermer og målingsinnretninger nede i brønn, slik som verktøy for MWD og trykk under boring (PWD, pressure while drilling).
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse angår generelt en anordning og en fremgangsmåte for instrumentering i forbindelse med en utplassert brønnventil (DDV), idet oppfinnelsen er særpreget ved de trekk som er angitt i de vedføyde selvstendige krav. Ytterligere fordelaktige trekk og utførelser er angitt i de uselvstendige krav.
I henhold til et aspekt av oppfinnelsen blir en DDV i en foringsrørstreng lukket for å isolere den øvre seksjon av en brønn fra en nedre seksjon. En trykkfor-skjell over og under den lukkede ventil blir deretter målt ved hjelp av brønninstru-mentering for å lette åpning av ventilen. I henhold til et annet aspekt av oppfinnelsen innbefatter instrumenteringen i DDV forskjellige typer sensorer anordnet i DDV-huset for å måle alle viktige parametere for trygg drift av ventilen (DDV), en krets for lokal behandling av signaler mottatt fra sensorene, og en sender for å overføre dataene til overflatestyringsenheten.
I henhold til nok et annet aspekt av oppfinnelsen er utformingen av kretser, valg av sensorer og datakommunikasjon ikke begrenset til bruk med og innenfor utplasserte brønnventiler. Alle aspekter ved brønninstrumentering kan varieres og skreddersys for andre anvendelser, slik som å forbedre kommunikasjon mellom overflateenheter og verktøy for måling-under-boring (MWD), trykk-under-boring (PWD) og ekspanderbare sandskjermer (ESS).
BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Fig. 1 er en tverrsnittsskisse av en brønn med en utplassert foringsrør-streng, hvor féringsrørstrengen innbefatter en utplassen" brønnventil (DDV). Fig. 2 er en forstørret skisse som viser den utplasserte brønnventilen (DDV) mer detaljert.
Fig. 3 er en forstørret skisse som viser DDV i lukket stilling.
Fig. 4 er en tverrsnittsskisse gjennom brønnen som viser DDV i lukket stilling. Fig. 5 er en tverrsnittsskisse gjennom brønnen som viser en verktøystreng innsatt i en øvre del av brønnen med den utplasserte brønnventil (DDV) i lukket stilling. Fig. 6 er et tverrsnitt gjennom brønnen med verktøystrengen innsatt og DDV åpnet. Fig. 7 er et tverrsnitt gjennom en brønn som viser DDV i henhold til foreliggende oppfinnelse i anvendelse med et telemetriverktøy.
DETALJERT BESKRIVELSE AV EN FORETRUKKET UTFØRELSESFORM
Fig. 1 er en tverrsnittsskisse gjennom en brønn 100 med en foringsrør-streng 102 anordnet i dette og som holdes på plass ved hjelp av sement 104. For-ingsrørstrengen 102 strekker seg fra brønnens 100 overflate hvor et brønnhode 106 typisk vil være plassert sammen med en eller annen slags ventilenhet 108 som styrer strømningen av fluid fra brønnen 100, og som er vist skjematisk. Anordnet inne i foringsrørstrengen 102 er en utplassert brønnventil (DDV) 110 som innbefatter et hus 112, en klaffventil 230 med et hengsel 232 ved én ende, og et ventilsete 242 i en indre diameter av huset 112 i nærheten av klaffventilen 230. Som angitt her er DDV 110 en enhetlig del av foringsrørstrengen 102 og blir ført inn i brønnen 100 sammen med foringsrørstrengen 102 før sementeringen. Huset 112 beskytter komponentene til ventilen (DDV) 110 fra skade under innføring i brønnen og under sementering. Arrangement av klaffventilen 230 gjør det mulig for denne å bli lukket i en oppadgående retning når trykket i en nedre del 120 av brønnen vil virke til å holde klaffventilen 230 i en lukket stilling. DDV 110 innbefatter også en overvåknings- og styrings-enhet på overflaten (SMCU) 800 for å tillate klaffventilen 230 å bli åpnet og lukket ved fjernstyring fra brønnoverflaten. Som illustrert skjematisk på fig. 1, innbefatter tilføyningene til SMCU 800 en eller annen drivanordning 124 av mekanisk type og en styringsledning 126 som kan føre hydraulisk fluid og/eller elektriske strømmer. Spennanordninger (ikke vist) kan holde styringsledningen 126 nær foringsrørstrengen 102 ved jevne mellomrom for å be-skytte styringsledningen 126.
Fig. 8 viser et flytdiagram av et styresystem og dets forhold til en brønn som omfatter en DDV eller en instrumenteringsmodul som er ledningsforbundet med sensorer.
På fig. 1 er det også skjematisk vist en øvre sensor 128 plassert i en øvre del 130 av brønnen, og en nedre sensor 129 plassert i den nedre del 120 av brøn-nen. Den øvre sensor 128 og den nedre sensor 129 kan henholdsvis bestemme et fluidtrykk i en øvre del 130 og en nedre del 120 av brønnen. I likhet med de øvre og nedre sensorer 128, 129 som er vist, kan ytterligere sensorer (ikke vist) være lokalisert i huset 112 for DDV 110 for å måle en hvilken som helst brønntilstand eller parameter slik som en posisjon av hylsen 226, nærværet eller fraværet av en borestreng, og brønntemperatur. De ytterligere sensorer kan bestemme en fluidsammensetning slik som olje/vann-forhold, olje/gass-forhold eller gass/væske-forhold. Videre kan de ytterligere sensorer detektere og måle en seismisk trykk-bølge fra en kilde som befinner seg inne i brønnen, inne i et tilstøtende brønn eller på overflaten. De ytterligere sensorer kan derfor gi seismisk informasjon i sanntid. Fig. 2 er en forstørret skisse av en del av ventilen (DDV) 110 som viser klaffventilen 230 og en hylse 226 som holder den i en åpen stilling. I den viste ut-førelsesform blir klaffventilen 230 innledningsvis holdt i åpen stilling ved hjelp av hylsen 226 som strekker seg nedover for å dekke klaffventilen 230 og for å sikre en hovedsakelig uforstyrret boring gjennom DDV 110. En sensor 131 detekterer en aksial posisjon av hylsen 226 som vist på fig. 2, og sender et signal gjennom styringsledningen 126 til SMCU 800 om at klaffventilen 230 er fullstendig åpen. Alle sensorer, slik som sensorene 128,129,131, som er vist på fig. 2, er ved hjelp av en kabel 125 forbundet med kretskort 132 som befinner seg nede i brønnen i huset til DDV 110. Kraftforsyning til kretskortene 132 og dataoverføring fra kretskortene 132 til SMCU 800 blir oppnådd via en elektrisk leder i styringsledningen 126. Kretskort 132 har frie kanaler for ytterligere, nye sensorer avhengig av beho-vet. Figur 3 er et tverrsnitt som viser DDV 110 i lukket stilling. En klaffkontakt-ende 240 i et ventilsete 242 i huset 112 mottar klaffen 230 når den lukker. Når hylsen 226 beveges aksialt ut fra veien til klaffen 230 og klaffkontaktenden 240 til ventilsete 242, forspenner et forspenningsorgan 234 klaffventilen 230 mot klaffkontaktenden 240 av ventilsetet 242.1 den viste utførelsesform er forspenningsor-ganet 234 en fjær som beveger klaffventilen 230 langs en hengselakse 232 til en lukket stilling. Vanlig kjente fremgangsmåter for aksial bevegelse av hylsen 226, innbefatter hydrauliske stempler (ikke vist) som blir drevet av trykk levert fra styringsledningen 126 og som vekselvirker med borestrengen basert på rotasjons-messig eller aksial bevegelse av borestrengen. Sensoren 131 detekterer den aksi-ale stilling av hylsen 226 når den blir beveget aksialt inne i ventilen (DDV) 110, og sender signaler gjennom styringsledningen 126 til SMCU 800. SMCU 800 rappor-terer derfor på en fremvisningsanordning en prosentandel som representerer en delvis åpnet eller delvis lukket stilling av klaffventilen 230, basert på posisjonen til hylsen 226. Figur 4 er en tverrsnittsskisse som viser brønnen 100 med DDV 110 i lukket stilling. I denne stillingen er den øvre del 130 av brønnen 100 isolert fra den nedre del 120, og et hvilket som helst trykk som er tilbake i den øvre del 130, kan lekkes ut gjennom ventilenheten 108 på brønnoverflaten, som vist ved piler. Med den øvre del 130 av brønnen trykkfritt, kan brønnhodet 106 åpnes for på trygge måte å utføre operasjoner, slik som innføring eller fjerning av verktøystrenger. Figur 5 er en tverrsnittsskisse som viser brønnen 100 med brønnhodet 106 åpnet og en verktøystreng 500 som er blitt installert i den øvre del 130 av brøn-nen. Verktøystrengen 500 kan innbefatte anordninger slik som borkroner, slammo-torer, innretninger for måling-under-boring, styringsinnretninger, perforer-ingssystemer, skjermer eller siler, og/eller slissede foringsrørsystemer. Disse er bare noen eksempler på verktøy som kan være anordnet på en streng og installert i en brønn ved å benytte fremgangsmåten og anordningen i henhold til foreliggende oppfinnelse. Fordi høyden av den øvre del 130 er større enn lengden av verk-tøystrengen 500, kan verktøystrengen 500 fullstendig befinne seg i den øvre del 130 mens den øvre del 130 blir isolert fra den nedre del 120 ved hjelp av DDV 110 i den lukkede stilling. Endelig er fig. 6 en ytterligere skisse av brønnen 100 som viser DDV 110 i den åpne stilling, og verktøystrengen 500 som strekker seg fra den øvre del 130 til den nedre del 120 av brønnen. I den viste illustrasjon opprett-holder en innretning (ikke vist), slik som en slamskrape eller et roterende hode ved
brønnhodet 106, trykket omkring sondestrengen 500 når den føres inn i brønnen 100.
Forut for åpning av ventilen DDV 110, må fluidtrykkene i den øvre del 130 og den nedre del 120 av brønnen 100 ved klaffventilen 230 i DDV 110, utjevnes eller nesten utjevnes for effektivt og trygt å åpne klaffventilen 230. Siden den øvre del 130 blir åpnet på overflaten for å innsette verktøystrengen 500, vil den være ved eller nær atmosfæretrykk, mens den nedre del 120 vil være ved brønntrykk. Ved å benytte velkjente midler på området, blir luft eller fluid i den øvre del 130 trykksatt mekanisk til et nivå ved eller nær nivået for den nedre del 120. Basert på data fremskaffet fra sensorer 128 og 129 og SMCU 800, blir trykkbetingelsene og - fordelene i den øvre del 130 og den nedre del 120 av brønnen 100 utjevnet nøyak-tig forut for åpning av DDV 110.
Selv om instrumenteringen slik som sensorer, mottakere og kretser er vist som en enhetlig del av huset 112 i ventilen DDV 110 (se fig. 2) i eksemplene, vil man forstå at instrumenteringen kan være lokalisert i en separat "instrumentmodul" anordnet i foringsrørstrengen. Instrumenteringsmodulen kan være lednings-ført til en SMCU på tilsvarende måte som å føre en hydraulisk dobbeltledende, styringskabel (HDLC) fra instrumenteringen til DDV 110 (se fig. 8). Instrumenteringsmodulen utnytter derfor sensorer, mottakere og kretser som beskrevet her uten å benytte de andre komponenter i ventilen DDV 110, slik som en klaffventil og et ventilsete. Fig. 8 er et skjematisk diagram av et styringssystem og dets relasjon til en brønn som har en DDV eller en instrumenteringsmodul som er ledningsforbundet med sensorer. Fig. 8 viser brønnen som er forsynt med DDV 110 som har den elektronikk som er nødvendig for å operere de ovenfor diskuterte sensorer (se fig. 1). En leder innbakt i en styringsledning som er vist på fig. 8 som en hydraulisk dobbeltledende styringskabel (HDLC) 126 tilveiebringer kommunikasjon mellom brønnsensorer og/eller -mottakere 835 og en overvåknings- og styrings-enhet på overflaten (SMCU). HDLC-kabelen 126 strekker seg fra DDV 110 utenfor foringsrørstrengen som inneholder DDV, til en grensesnittenhet for SMCU 800. SMCU 800 kan innbefatte en hydraulisk pumpe 815 og en rekke ventiler benyttet til drift av DDV 110 ved fluidkommunikasjon gjennom HDLC 126, og ved opprettelse av et trykk over det DDV-trykk som hovedsakelig er ekvivalent med trykket under DDV 110.1 tillegg kan SMCU 800 innbefatte et system basert på en programmerbar, logisk sty-ringsenhet (PLC) 820 for overvåkning og styring av hver ventil og andre parametere, kretser 805 for vekselvirkning med brønnelektronikk og en ombordværende fremvisningsanordning 825, samt standard RS-232-grensesnitt (ikke vist) for til-kopling av eksterne innretninger. I dette arrangementet mater SMCU 800 ut informasjon fremskaffet av sensorene og/eller mottakerne 835 i brønnen, til fremvis-ningsanordningen 825. Ved å benytte det illustrerte arrangement kan trykkforskjel-len mellom den øvre del og den nedre del av brønnen overvåkes og reguleres til et optimalt nivå for åpning av ventilen. I tillegg til trykkinformasjon nær DDV 110, kan systemet også innbefatte avstandssensorer som beskriver stillingen av hylsen i ventilen som er ansvarlig for å holde ventilen i den åpne stilling. Ved å sikre at hylsen er fullstendig i den åpne eller lukkede stilling, kan ventilen opereres mer effektivt. En separat beregningsanordning slik som en bærbar datamaskin 840, kan etter valg tilkoples SMCU 800.
Figur 7 er en tverrsnittsskisse gjennom en brønn 100 med en verktøystreng 700 som innbefatter et telemetriverktøy 702 innsatt i brønnen 100. Tele-metriverktøyet 702 overfører instrumentavlesningene til et fjerntliggende sted ved hjelp av radiobølger eller andre midler. I den utførelsesform som er vist på fig. 7, benytter telemetriverktøyet 702 elektromagnetiske (EM) bølger 704 til å overføre brønninformasjon til et fjerntliggende sted, i dette tilfelle en mottaker 706 anbrakt i eller nær et hus for en DDV 110 istedenfor til brønnens overflate. Alternativt kan DDV 110 være en instrumenteringsmodul som omfatter sensorer, mottakere og kretser, men som ikke innbefatter de andre komponentene i den utplasserte ned-hullsventil 110, slik som en ventil. EM-bølgen 704 kan være en hvilken som helst form for elektromagnetisk stråling, slik som radiobølger, gammastråler eller rønt-genstråler. Telemetriverktøyet 702 som er anordnet i rørstrengen 700 nær borkronen 707, sender data vedrørende posisjonen og flatevinkelen til borkronen 707, borehullets helningsvinkel, brønntrykk og andre variable. Mottakeren 706 omfor-mer EM-bølgene 704 som den mottar fra telemetriverktøyet 702, til et elektrisk signal som blir matet inn i en krets i DDV 110 via en kort kabel 710. Signalet for-plantes til SMCU via en leder i en styringsledning 126. Likeledes kan et elektrisk signal fra SMCU sendes til DDV 110, som så kan sende et EM-signal til telemetri-verktøyet 702 for å fremskaffe to-veis kommunikasjon. Ved å benytte telemetri-verktøyet 702 i forbindelse med DDV 110 og dens på forhånd eksisterende styringsledning 126 som forbinder den med SMCU 800 på overflaten, kan pålite-ligheten og ytelsen til telemetriverktøyet 702 økes siden EM-bølgene 704 ikke be-høver å bli overført gjennom formasjoner så langt. Derfor tilveiebringer utførelses-former av foreliggende oppfinnelse kommunikasjon med brønninnretninger slik som telemetriverktøy 702 som er anbrakt under formasjoner som inneholder en EM-sperre. Eksempler på brønnverktøy kan benyttes i forbindelse med telemetri-verktøyet 702, innbefatter et verktøy for måling-under-boring (MWD) eller trykk-under-boring (PWD).
Nok en annen anvendelse av anordningene og fremgangsmåtene i henhold til foreliggende oppfinnelse angår bruk av en ekspanderbar sandskjerm eller ESS og sanntidsmåling av trykk som er nødvendig for å ekspandere ESS. Anvendelse av anordningen og fremgangsmåtene i henhold til foreliggende oppfinnelse i forbindelse med sensorer som er innbefattet i et ekspansjonsverktøy og data overført til en SMCU (se fig. 8) via en styringsledning forbundet med en DDV eller instrumenteringsmodul som har kretskort, sensorer og mottakere innbefattet, kan trykk i og omkring ekspansjonsverktøyet overvåkes og reguleres fra overflaten av en brønn. Under drift mottar DDV eller instrumenteringsmodulen et signal i likhet med det signal som er beskrevet på fig. 7, fra de sensorer som er innbefattet i ekspan-sjonsverktøyet, behandler signalet med kretskortene, og sender data vedrørende trykk i og omkring ekspansjonsverktøyet til overflaten gjennom styringsledningen. Basert på de data som er mottatt på overflaten, kan en operatør justere et trykk som tilføres ESS ved å endre et fluidtrykk som leveres til ekspansjonsverktøyet.
Selv om det foregående er rettet mot utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse, kan andre og ytterligere utførelsesformer av oppfinnelsen utledes uten å avvike fra oppfinnelsens grunnleggende konsept, og den ramme som er bestemt av de etterfølgende patentkrav.
Claims (37)
1. Utplasserbar brønnventil (DDV) omfattende: et hus som har en gjennomgående fluidstrømningsbane; en klaffventil som er operativt forbundet med huset for selektivt å sperre strømningsbanen; en første sensor som er operativt forbundet med huset for å avføle en brønnparameter; der DDVen er
karakterisert ved at den omfatter en andre sensor som er operativt forbundet med huset for å avføle om det befinner seg en borestreng i huset.
2. Anordning ifølge krav 1, hvor brønnparameteren er trykk.
3. Anordning ifølge krav 2, hvor den første sensoren befinner seg over klaffventilen og DDVen ytterligere omfatter en tredje sensor som er operativt forbundet med huset under klaffventilen for å avføle trykk.
4. Anordning ifølge krav 1, hvor brønnparameteren er temperatur.
5. Anordning ifølge krav 1, hvor brønnparameteren er en fluidsammensetning i huset.
6. Anordning ifølge krav 1, ytterligere omfattende en hylse som er anbrakt i huset og som er bevegbart innrettet for å kunne dekke klaffventilen, og en tredje sensor som er operativt forbundet med huset for å avføle en posisjon av hylsen.
7. Anordning ifølge krav 1, hvor brønnparameteren er en seismisk trykkbølge.
8. Anordning ifølge krav 1, ytterligere omfattende en mottaker for å motta et signal fra et verktøy i en brønn.
9. Anordning ifølge krav 8, hvor signalet representerer en operasjonsparame-ter av verktøyet.
10. Anordning ifølge krav 8, hvor signalet er en trykkbølge.
11. Anordning ifølge krav 1, ytterligere omfattende en overvåknings- og styre-enhet som er innrettet for samle inn informasjon fra den ene eller flere sensorer.
12. Fremgangsmåte for å anvende en utplasserbar brønnventil (DDV) i en brønn som strekker seg ned til en første dybde, der fremgangsmåten omfatter de trinn: å sammenstille DDVen som en del av en rørstreng, der DDVen omfatter: en klaffventil som er bevegbar mellom en åpen og en lukket posisjon; en aksial forløpende boring som står i forbindelse med en aksial boring av rørstrengen når klaffventilen er i den åpne posisjon, idet klaffventilen stenger for DDV-boringen når den er i lukket posisjon for derved å hovedsakelig tette et første parti av rørstrengboringen fra et andre parti av rørstrengboringen; og en sensor som er innrettet for å avføle en parameter av DDVen eller en parameter av brønnen: å kjøre rørstrengen og DDVen inn i brønnen: og å kjøre en borestreng gjennom rørstrengboringen og DDV-boringen når klaffventilen er i den åpne posisjon, der borestrengen omfatter en borekrone som befinner seg på en aksial ende av denne; og å bore brønnen videre til en andre dybde ved hjelp av borestrengen og borekronen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der brønnen bores i en underbalansen" eller nær underbalansen tilstand.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor DDV-boringen har en diameter som er hovedsakelig tilsvarende en diameter av rørstrengboringen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor sensoren er innrettet for å avføle et trykk, en temperatur eller en fluidsammensetning.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor sensoren er innrettet for å avføle en seismisk trykkbølge.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor sensoren er innrettet for å avføle posisjonen til klaffventilen.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor DDven ytterligere omfatter en mottaker som er innrettet for å motta et signal fra et verktøy som er anbrakt i brønnen.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, hvor signalet er en elektromagnetisk bølge.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 18, ytterligere omfattende det å motta signalet fra verktøyet ved hjelp av mottakeren, og videresende signalet fra DDVen til en overflate av brønnen.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, ytterligere omfattende det å tilveiebringe en overvåknings-/styre-enhet (SMCU) ved overflaten av brønnen, idet SMCU'en står i kommunikasjon med DDVen.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 21, hvor sammenstillingen av DDVen som en del av rørstrengen omfatter det å anbringe en styreledning langs rørstrengen for å tilveiebringe kommunikasjon mellom DDVen og SMCU'en.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 20, ytterligere omfattende videresending av signalet til en krets som er operativt forbundet med mottakeren.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor verktøyet et måling-under-boring-verktøy (MWD-verktøy) som er anbrakt i borestrengen.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor verktøyet er et trykk-under-boring-verktøy som er anbrakt i borestrengen.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor verktøyet er et ekspansjonsverktøy.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 26, ytterligere omfattende det å styre en opera-sjon av ekspansjonsverktøyet på basis av én eller flere av parametrene.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 26, ytterligere omfattende det å måle i sanntid et fluidtrykk i ekspansjonsverktøyet under installasjon av et ekspanderende sand-silrør, og det å justere fluidtrykket i ekspansjonsverktøyet.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor sensoren er en trykksensor anbrakt over klaffventilen, og DDVen videre omfatter en andre trykksensor anbrakt under klaffventilen.
30. Framgangsmåte ifølge krav 29, ytterligere omfattende de trinn: å lukke klaffventilen for derved i hovedsak tette det første parti av rørstrengboringen fra det andre parti av rørstrengboringen.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 30, hvor det første parti av rørstrengboringen står i kommunikasjon med en overflate av brønnen.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor DDVen videre omfatter en andre sensor som er innrettet for å avføle om en borestreng befinner seg i DDVen.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor DDVen befinner seg ved en dybde på minst 30 m inn i brønnen.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor sensoren er en trykksensor, og der fremgangsmåten vider omfatter avføling av brønnparameteren ved hjelp av sensoren under boring av brønnen til den andre dybde.
35. Fremgangsmåte ifølge krav 12, ytterligere omfattende det å injisere boreflu-id gjennom borestrengen under boring av brønnen til den andre dybde, idet borefluidet returnerer fra borekronen gjennom rørstrengen, og DDVen videre omfatter en andre sensor som er innrettet for å avføle en fluidsammensetning av det retur-nerende borefluidet.
36. Fremgangsmåte ifølge krav 12, ytterligere omfattende det å sementere rørstrengen til brønnen.
37. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor rørstrengen strekker seg fra brønnho-det som befinner seg ved en overflate av brønnen, der brønnhodet omfatter et roterende borehode (RDH) eller en avstryker samt en ventilsammenstilling, der RDH'en eller avstrykeren er forbundet med borestrengen under boring av brønnen til den andre dybde, idet fluidstrømningen fra brønnen under boring av brønnen til den andre dybde styres ved hjelp av ventilsammenstillingen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/288,229 US7350590B2 (en) | 2002-11-05 | 2002-11-05 | Instrumentation for a downhole deployment valve |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20034919D0 NO20034919D0 (no) | 2003-11-04 |
NO20034919L NO20034919L (no) | 2004-05-06 |
NO326125B1 true NO326125B1 (no) | 2008-09-29 |
Family
ID=29735754
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20034919A NO326125B1 (no) | 2002-11-05 | 2003-11-04 | Anordning og fremgangsmåte ved utplasserbar brønnventil. |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7350590B2 (no) |
CA (1) | CA2448419C (no) |
GB (3) | GB2430452B (no) |
NO (1) | NO326125B1 (no) |
Families Citing this family (56)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7350590B2 (en) | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7178600B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7451809B2 (en) * | 2002-10-11 | 2008-11-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
NO336704B1 (no) * | 2003-10-01 | 2015-10-26 | Weatherford Lamb | fremgangsmåte og apparat for måling av borehull-eller formasjonsparametere, fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av strømningsegenskaper for et fluid som strømmer gjennom en fôringsrørstreng. |
US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US8505632B2 (en) | 2004-12-14 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7866401B2 (en) | 2005-01-24 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Safety valve for use in an injection well |
GB2423321B (en) * | 2005-02-22 | 2010-05-12 | Weatherford Lamb | Expandable tubulars for use in a wellbore |
US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
US7467665B2 (en) * | 2005-11-08 | 2008-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Autonomous circulation, fill-up, and equalization valve |
CA2581581C (en) * | 2006-11-28 | 2014-04-29 | T-3 Property Holdings, Inc. | Direct connecting downhole control system |
US8196649B2 (en) * | 2006-11-28 | 2012-06-12 | T-3 Property Holdings, Inc. | Thru diverter wellhead with direct connecting downhole control |
DK2189622T3 (en) * | 2007-01-25 | 2019-02-04 | Welldynamics Inc | Casing valve system for selective borehole stimulation and control |
US7832485B2 (en) * | 2007-06-08 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Riserless deployment system |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
CA2704834C (en) * | 2007-11-30 | 2013-01-15 | Welldynamics, Inc. | Screened valve system for selective well stimulation and control |
US7950461B2 (en) * | 2007-11-30 | 2011-05-31 | Welldynamics, Inc. | Screened valve system for selective well stimulation and control |
DE102008003341B4 (de) * | 2008-01-07 | 2021-07-01 | Robert Bosch Gmbh | Sensorvorrichtung |
US8453749B2 (en) * | 2008-02-29 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control system for an annulus balanced subsurface safety valve |
BRPI0908986B1 (pt) * | 2008-03-07 | 2019-09-03 | Mi Llc | aparelho de distribuição de fluido |
CN101358527B (zh) * | 2008-09-24 | 2012-05-02 | 哈尔滨工业大学 | 对接式电动找堵水装置 |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
US10267092B2 (en) | 2009-10-05 | 2019-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single-assembly system and method for one-trip drilling, casing, cementing and perforating |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US20110307191A1 (en) * | 2010-06-10 | 2011-12-15 | Baker Hughes Incorporated | Method of determining position of a valve |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US8668020B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-03-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Emergency bowl for deploying control line from casing head |
BR112014000754A2 (pt) | 2011-07-12 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services Inc | rastreamento de fluidos injetados em ressonância magnética nuclear (rmn) |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
RU2622280C2 (ru) | 2013-02-21 | 2017-06-13 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US9650884B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-05-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Use of downhole isolation valve to sense annulus pressure |
US10787900B2 (en) * | 2013-11-26 | 2020-09-29 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Differential pressure indicator for downhole isolation valve |
US20160053542A1 (en) * | 2014-08-21 | 2016-02-25 | Laris Oil & Gas, LLC | Apparatus and Method for Underbalanced Drilling and Completion of a Hydrocarbon Reservoir |
WO2016148964A1 (en) | 2015-03-13 | 2016-09-22 | M-I L.L.C. | Optimization of drilling assembly rate of penetration |
CN104832127B (zh) * | 2015-04-29 | 2017-09-15 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 应用于欠平衡钻井/完井的智能控制套管阀 |
EP3869001B1 (en) * | 2016-05-18 | 2023-09-06 | SPEX Corporate Holdings Ltd | Tool for manipulating a tubular in a downhole environment |
US10837275B2 (en) | 2017-02-06 | 2020-11-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Leak detection for downhole isolation valve |
US10612370B2 (en) * | 2017-08-01 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Open smart completion |
RU2714414C1 (ru) * | 2019-03-11 | 2020-02-14 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Способ спуска потайной обсадной колонны в горизонтальные стволы большой протяженности в условиях возникновения дифференциального прихвата |
US11035841B2 (en) | 2019-07-09 | 2021-06-15 | Saudi Arabian Oil Company | Monitoring the performance of protective fluids in downhole tools |
BR112022003946A2 (pt) * | 2019-11-05 | 2022-05-24 | Halliburton Energy Services Inc | Aparelho para indicar uma posição de um mecanismo móvel, sistema para indicar o quanto uma válvula de fluido de um conjunto de controle de fluido está aberta e método de construção de um conjunto de controle de fluido |
US11873626B2 (en) * | 2020-01-15 | 2024-01-16 | Youngquist Brothers, LLC | Large diameter water well control |
US11359458B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-06-14 | Saudi Arabian Oil Company | Monitoring oil health in subsurface safety valves |
US20220081993A1 (en) * | 2020-09-16 | 2022-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single-Trip Deployment And Isolation Using Flapper Valve |
US11689231B2 (en) * | 2021-08-30 | 2023-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrected air-hang response using crosstalk measurement |
US20230075579A1 (en) * | 2021-09-09 | 2023-03-09 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Pseudoplastic flow control device, method and system |
CN115506747B (zh) * | 2022-09-28 | 2024-05-28 | 西南石油大学 | 一种可同时节流和压裂的流体控制阀控制方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2335453A (en) * | 1995-02-09 | 1999-09-22 | Baker Hughes Inc | Downhole sensor for production well control |
EP0945590A2 (en) * | 1998-02-27 | 1999-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic downlink and pickup apparatus |
US6006828A (en) * | 1994-09-16 | 1999-12-28 | Sensor Dynamics Limited | Apparatus for the remote deployment of valves |
US6095250A (en) * | 1998-07-27 | 2000-08-01 | Marathon Oil Company | Subsurface safety valve assembly for remedial deployment in a hydrocarbon production well |
US6199629B1 (en) * | 1997-09-24 | 2001-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled downhole safety valve system |
Family Cites Families (122)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2290406A (en) | 1940-09-10 | 1942-07-21 | Chambers Morris Burr | Brake |
US2290408A (en) * | 1941-02-21 | 1942-07-21 | Phillips Petroleum Co | Exploration of boreholes |
US3362487A (en) | 1966-05-03 | 1968-01-09 | Swaco Inc | Control for a hydraulically actuated choke in a drilling mud flow line |
US3517553A (en) | 1967-12-06 | 1970-06-30 | Tenneco Oil Co | Method and apparatus for measuring and controlling bottomhole differential pressure while drilling |
US3552502A (en) | 1967-12-21 | 1971-01-05 | Dresser Ind | Apparatus for automatically controlling the killing of oil and gas wells |
US3662502A (en) * | 1970-05-28 | 1972-05-16 | Truss Mfg Co Inc | Building frame and method of erecting a building |
CA953785A (en) | 1971-03-09 | 1974-08-27 | Rudolf J. Rammner | Apparatus for transmitting data from a hole drilled in the earth |
US3866350A (en) * | 1973-02-21 | 1975-02-18 | Said Benkoe By Said Goldfarb | Soft doll construction |
DE2410644A1 (de) | 1974-03-06 | 1975-09-18 | Reinhold Dipl Ing Schmidt | Anordnungen an brennkraftmaschinen und/oder feuerungsanlagen bei methanol-betrieb |
DE2416063C3 (de) | 1974-04-03 | 1978-03-30 | Erich 3000 Hannover Krebs | Vorrichtung zum Messen und drahtlosen Übertragen von Meßwerten zur Erdoberfläche |
US4160970A (en) | 1977-11-25 | 1979-07-10 | Sperry Rand Corporation | Electromagnetic wave telemetry system for transmitting downhole parameters to locations thereabove |
US4247312A (en) | 1979-02-16 | 1981-01-27 | Conoco, Inc. | Drilling fluid circulation system |
US4297880A (en) | 1980-02-05 | 1981-11-03 | General Electric Company | Downhole pressure measurements of drilling mud |
US4367794A (en) * | 1980-12-24 | 1983-01-11 | Exxon Production Research Co. | Acoustically actuated downhole blowout preventer |
US4440239A (en) | 1981-09-28 | 1984-04-03 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for controlling the flow of drilling fluid in a wellbore |
US4691203A (en) | 1983-07-01 | 1987-09-01 | Rubin Llewellyn A | Downhole telemetry apparatus and method |
US4553428A (en) | 1983-11-03 | 1985-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Drill stem testing apparatus with multiple pressure sensing ports |
US4531587A (en) | 1984-02-22 | 1985-07-30 | Baker Oil Tools, Inc. | Downhole flapper valve |
US4630675A (en) | 1985-05-28 | 1986-12-23 | Smith International Inc. | Drilling choke pressure limiting control system |
US4891203A (en) * | 1985-06-28 | 1990-01-02 | Union Carbide Corporation | Flake-like carbon bodies from semicoke |
FR2600172B1 (fr) | 1986-01-17 | 1988-08-26 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'installation de capteurs sismiques dans un puits de production petroliere |
US5293551A (en) * | 1988-03-18 | 1994-03-08 | Otis Engineering Corporation | Monitor and control circuit for electric surface controlled subsurface valve system |
US5014781A (en) * | 1989-08-09 | 1991-05-14 | Smith Michael L | Tubing collar position sensing apparatus, and associated methods, for use with a snubbing unit |
US5172717A (en) | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
US5010966A (en) | 1990-04-16 | 1991-04-30 | Chalkbus, Inc. | Drilling method |
GB9021253D0 (en) * | 1990-09-29 | 1990-11-14 | Metrol Tech Ltd | Method of and apparatus for the transmission of data via a sonic signal |
FR2681373B1 (fr) | 1991-09-17 | 1993-10-29 | Institut Francais Petrole | Dispositif perfectionne de surveillance d'un gisement pour puits de production. |
US5235285A (en) | 1991-10-31 | 1993-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations |
FR2687797B1 (fr) | 1992-02-24 | 1997-10-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour etablir une connexion electrique intermittente avec un outil a poste fixe dans un puits |
US5366952A (en) * | 1992-06-22 | 1994-11-22 | Kanzaki Specialty Papers | Double-surface heat-sensitive record material |
FR2695450B1 (fr) * | 1992-09-07 | 1994-12-16 | Geo Res | Cartouche de contrôle et de commande d'une vanne de sécurité. |
NO951225L (no) | 1994-03-31 | 1995-10-02 | Halliburton Co | Forseglet modulantenne for bruk i en borebrönn |
US5512889A (en) | 1994-05-24 | 1996-04-30 | Atlantic Richfield Company | Downhole instruments for well operations |
US6006832A (en) * | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US5730219A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US5706896A (en) * | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
FR2733004B1 (fr) | 1995-04-12 | 1997-06-20 | Schlumberger Services Petrol | Procede et installation de detection en surface de signaux eletromagnetiques emis au fond d'un puits |
US6457540B2 (en) | 1996-02-01 | 2002-10-01 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
US5857522A (en) | 1996-05-03 | 1999-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Fluid handling system for use in drilling of wellbores |
US6035952A (en) | 1996-05-03 | 2000-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop fluid-handling system for use during drilling of wellbores |
US5900137A (en) | 1996-06-27 | 1999-05-04 | Homan; Edwin Daryl | Apparatus and method for separating components in well fluids |
US6035852A (en) * | 1996-08-30 | 2000-03-14 | Hoftman; Moshe | Inflated cuff anesthesia/respirator mask with improved nasal/maxilla bone adaptation |
US5892860A (en) | 1997-01-21 | 1999-04-06 | Cidra Corporation | Multi-parameter fiber optic sensor for use in harsh environments |
US6072567A (en) | 1997-02-12 | 2000-06-06 | Cidra Corporation | Vertical seismic profiling system having vertical seismic profiling optical signal processing equipment and fiber Bragg grafting optical sensors |
AU753252B2 (en) | 1997-05-02 | 2002-10-10 | Sensor Highway Limited | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
WO1999005395A1 (en) * | 1997-07-24 | 1999-02-04 | Camco International Inc. | Full bore variable flow control device |
US5971072A (en) | 1997-09-22 | 1999-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Inductive coupler activated completion system |
US5992519A (en) * | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
US6252583B1 (en) * | 1997-11-14 | 2001-06-26 | Immersion Corporation | Memory and force output management for a force feedback system |
US6075462A (en) * | 1997-11-24 | 2000-06-13 | Smith; Harrison C. | Adjacent well electromagnetic telemetry system and method for use of the same |
US6018501A (en) | 1997-12-10 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea repeater and method for use of the same |
US6041864A (en) | 1997-12-12 | 2000-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well isolation system |
US6138774A (en) | 1998-03-02 | 2000-10-31 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment |
US6072587A (en) * | 1998-03-02 | 2000-06-06 | Accent Color Sciences, Inc. | Method of detecting position on a continuous print receiving elastic web |
US6269874B1 (en) * | 1998-05-05 | 2001-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Electro-hydraulic surface controlled subsurface safety valve actuator |
US6209663B1 (en) | 1998-05-18 | 2001-04-03 | David G. Hosie | Underbalanced drill string deployment valve method and apparatus |
US6191586B1 (en) * | 1998-06-10 | 2001-02-20 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for azimuthal electromagnetic well logging using shielded antennas |
US6354147B1 (en) | 1998-06-26 | 2002-03-12 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
US6247536B1 (en) | 1998-07-14 | 2001-06-19 | Camco International Inc. | Downhole multiplexer and related methods |
US7270185B2 (en) * | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
US6179052B1 (en) | 1998-08-13 | 2001-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Digital-hydraulic well control system |
FR2783558B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures de type eruptif |
JP4615726B2 (ja) | 1998-12-04 | 2011-01-19 | ウェザーフォード/ラム インコーポレーテッド | ブラッグ回折格子圧力センサ |
AU766437B2 (en) | 1998-12-22 | 2003-10-16 | Weatherford/Lamb Inc. | Downhole sealing for production tubing |
US6429784B1 (en) | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
US6328118B1 (en) | 1999-03-08 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods of separation of materials in an under-balanced drilling operation |
US6234258B1 (en) | 1999-03-08 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of separation of materials in an under-balanced drilling operation |
US6325146B1 (en) | 1999-03-31 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor |
US6173772B1 (en) * | 1999-04-22 | 2001-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling multiple downhole tools |
US6386288B1 (en) | 1999-04-27 | 2002-05-14 | Marathon Oil Company | Casing conveyed perforating process and apparatus |
US6971072B1 (en) * | 1999-05-13 | 2005-11-29 | International Business Machines Corporation | Reactive user interface control based on environmental sensing |
US6573244B1 (en) * | 1999-05-17 | 2003-06-03 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Previns as specific inhibitors and therapeutic agents for Botulinum toxin B and Tetanus neurotoxins |
US6668943B1 (en) | 1999-06-03 | 2003-12-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser |
GC0000342A (en) | 1999-06-22 | 2007-03-31 | Shell Int Research | Drilling system |
US6279660B1 (en) * | 1999-08-05 | 2001-08-28 | Cidra Corporation | Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid |
US6727827B1 (en) | 1999-08-30 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
US6315062B1 (en) * | 1999-09-24 | 2001-11-13 | Vermeer Manufacturing Company | Horizontal directional drilling machine employing inertial navigation control system and method |
US20010048089A1 (en) * | 1999-10-01 | 2001-12-06 | William R. Clark | Flow control valve assembly |
US6308137B1 (en) | 1999-10-29 | 2001-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communication with a downhole tool |
WO2001065061A1 (en) * | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator |
US6427776B1 (en) | 2000-03-27 | 2002-08-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sand removal and device retrieval tool |
US6478091B1 (en) * | 2000-05-04 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable liner and associated methods of regulating fluid flow in a well |
US6598675B2 (en) * | 2000-05-30 | 2003-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Downhole well-control valve reservoir monitoring and drawdown optimization system |
US6374925B1 (en) | 2000-09-22 | 2002-04-23 | Varco Shaffer, Inc. | Well drilling method and system |
GB2368079B (en) | 2000-10-18 | 2005-07-27 | Renovus Ltd | Well control |
US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
US6484816B1 (en) | 2001-01-26 | 2002-11-26 | Martin-Decker Totco, Inc. | Method and system for controlling well bore pressure |
US6684950B2 (en) * | 2001-03-01 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | System for pressure testing tubing |
CA2344627C (en) | 2001-04-18 | 2007-08-07 | Northland Energy Corporation | Method of dynamically controlling bottom hole circulating pressure in a wellbore |
US6585041B2 (en) * | 2001-07-23 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Virtual sensors to provide expanded downhole instrumentation for electrical submersible pumps (ESPs) |
US6575244B2 (en) | 2001-07-31 | 2003-06-10 | M-I L.L.C. | System for controlling the operating pressures within a subterranean borehole |
OA12578A (en) | 2001-09-14 | 2006-06-07 | Shell Int Research | System for controlling the discharge of drilling fluid. |
GB2394242B (en) | 2001-10-26 | 2004-12-15 | Schlumberger Holdings | Brake system |
GB2381282B (en) | 2001-10-26 | 2004-03-24 | Schlumberger Holdings | Brake system |
US6957703B2 (en) | 2001-11-30 | 2005-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Closure mechanism with integrated actuator for subsurface valves |
US6988556B2 (en) | 2002-02-19 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep set safety valve |
US7185719B2 (en) | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
US6904981B2 (en) | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
US6755261B2 (en) | 2002-03-07 | 2004-06-29 | Varco I/P, Inc. | Method and system for controlling well fluid circulation rate |
US6802373B2 (en) * | 2002-04-10 | 2004-10-12 | Bj Services Company | Apparatus and method of detecting interfaces between well fluids |
NO316087B1 (no) | 2002-04-19 | 2003-12-08 | Maritime Well Service As | Bremseanordning for verktöystreng |
AU2003242762A1 (en) | 2002-07-08 | 2004-01-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Choke for controlling the flow of drilling mud |
WO2004020774A2 (en) * | 2002-08-30 | 2004-03-11 | Sensor Highway Limited | Methods and systems to activate downhole tools with light |
US6644110B1 (en) * | 2002-09-16 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measurements of properties and transmission of measurements in subterranean wells |
US6951252B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface controlled subsurface lateral branch safety valve |
US6814142B2 (en) | 2002-10-04 | 2004-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well control using pressure while drilling measurements |
US7182141B2 (en) * | 2002-10-08 | 2007-02-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expander tool for downhole use |
US7178600B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7350590B2 (en) | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US6945095B2 (en) | 2003-01-21 | 2005-09-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Non-intrusive multiphase flow meter |
US6920942B2 (en) | 2003-01-29 | 2005-07-26 | Varco I/P, Inc. | Method and apparatus for directly controlling pressure and position associated with an adjustable choke apparatus |
US6828514B2 (en) * | 2003-01-30 | 2004-12-07 | Endicott Interconnect Technologies, Inc. | High speed circuit board and method for fabrication |
US7044239B2 (en) | 2003-04-25 | 2006-05-16 | Noble Corporation | System and method for automatic drilling to maintain equivalent circulating density at a preferred value |
US20050092523A1 (en) | 2003-10-30 | 2005-05-05 | Power Chokes, L.P. | Well pressure control system |
US7063148B2 (en) * | 2003-12-01 | 2006-06-20 | Marathon Oil Company | Method and system for transmitting signals through a metal tubular |
US6966373B2 (en) * | 2004-02-27 | 2005-11-22 | Ashmin Lc | Inflatable sealing assembly and method for sealing off an inside of a flow carrier |
US7363937B2 (en) | 2004-07-16 | 2008-04-29 | M-I L.L.C. | Replaceable sleeve insert for a choke assembly |
US7004448B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-02-28 | M-I Llc | Trim insert for choke assembly |
KR101151130B1 (ko) * | 2004-08-17 | 2012-06-04 | 삼성전자주식회사 | 완전 다이버시티 완전 데이터 레이트 시공간 블록 부호를 이용한 데이터 송수신 방법 및 장치 |
CA2489968C (en) | 2004-12-10 | 2010-08-17 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Method for the circulation of gas when drilling or working a well |
US7407019B2 (en) | 2005-03-16 | 2008-08-05 | Weatherford Canada Partnership | Method of dynamically controlling open hole pressure in a wellbore using wellhead pressure control |
-
2002
- 2002-11-05 US US10/288,229 patent/US7350590B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-11-04 NO NO20034919A patent/NO326125B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-11-04 GB GB0619261A patent/GB2430452B/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-11-04 GB GB0605764A patent/GB2422396B/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-11-04 GB GB0325723A patent/GB2394974B/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-11-05 CA CA2448419A patent/CA2448419C/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6006828A (en) * | 1994-09-16 | 1999-12-28 | Sensor Dynamics Limited | Apparatus for the remote deployment of valves |
GB2335453A (en) * | 1995-02-09 | 1999-09-22 | Baker Hughes Inc | Downhole sensor for production well control |
US6199629B1 (en) * | 1997-09-24 | 2001-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled downhole safety valve system |
EP0945590A2 (en) * | 1998-02-27 | 1999-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic downlink and pickup apparatus |
US6095250A (en) * | 1998-07-27 | 2000-08-01 | Marathon Oil Company | Subsurface safety valve assembly for remedial deployment in a hydrocarbon production well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2430452B (en) | 2007-05-30 |
NO20034919L (no) | 2004-05-06 |
GB0619261D0 (en) | 2006-11-08 |
GB0325723D0 (en) | 2003-12-10 |
NO20034919D0 (no) | 2003-11-04 |
CA2448419C (en) | 2010-03-16 |
US20040084189A1 (en) | 2004-05-06 |
GB2422396A (en) | 2006-07-26 |
GB2422396B (en) | 2007-05-30 |
US7350590B2 (en) | 2008-04-01 |
GB2394974B (en) | 2006-06-28 |
GB0605764D0 (en) | 2006-05-03 |
GB2430452A (en) | 2007-03-28 |
CA2448419A1 (en) | 2004-05-05 |
GB2394974A (en) | 2004-05-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO326125B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte ved utplasserbar brønnventil. | |
CA2613628C (en) | Valve | |
RU2556583C2 (ru) | Направленный отбор образцов пластовых флюидов | |
US7789156B2 (en) | Flapper valve for use in downhole applications | |
NO325137B1 (no) | System og fremgangsmate for formasjonstesting med bruk av funksjonsstatus-monitor | |
US20080302524A1 (en) | Apparatus for wellbore communication | |
NO321471B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for evaluering av bronnforhold under bronnfluidsirkulasjon | |
NO325157B1 (no) | Anordning for nedihulls styring av bronnverktoy i en produksjonsbronn | |
NO326755B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for formasjonsproving ved bruk av verktoy med aksielt- og spiralanordnede apninger | |
NO330919B1 (no) | Fremgangsmate for bronnkontroll ved anvendelse av kontinuerlig trykkmaling under boring | |
NO336553B1 (no) | System for å detektere posisjonen til boreutstyr | |
CA2922895C (en) | Use of downhole isolation valve to sense annulus pressure | |
NO317492B1 (no) | Formasjonsisolerings- og testeanordning og -fremgangsmate | |
NO178083B (no) | Fremgangsmåte og anordning for logging i en produksjonsbrönn | |
NO20101282L (no) | Nedihulls lokal slamvektmaling naer borkrone | |
MX2013002969A (es) | Metodo y aparato para control preciso del flujo de fluidos de pozos. | |
NO343190B1 (no) | Produksjonssammenstilling for å styre produksjon fra produksjonsrør samt fremgangsmåte for å kommunisere med en komponent nedihulls i en brønn | |
NO333727B1 (no) | Anordninger og fremgangsmater for formasjonstesting ved trykkmaling i et isolert, variabelt volum | |
AU2012370307B2 (en) | Piston tractor system for use in subterranean wells | |
NO345600B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for ventilaktuering | |
NO320901B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for formasjonsutproving med fluidoverforing mellom to formasjonssoner | |
NO20211495A1 (en) | System and method for surface to downhole communication without flow | |
US10774614B2 (en) | Downhole tool with assembly for determining seal integrity | |
US11814952B2 (en) | System and method to measure changes in the mud level and gas properties when drilling through a total loss zone with no returns to surface | |
US11560790B2 (en) | Downhole leak detection |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, US |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, STORTINGSGATA 8, 0161 OSLO, NORGE |
|
MK1K | Patent expired |