NO326282B1 - System for nedihulls kommunikasjon mellom et bevegelig bronnverktoy og stasjonaert bronnutstyr, - Google Patents
System for nedihulls kommunikasjon mellom et bevegelig bronnverktoy og stasjonaert bronnutstyr, Download PDFInfo
- Publication number
- NO326282B1 NO326282B1 NO20021095A NO20021095A NO326282B1 NO 326282 B1 NO326282 B1 NO 326282B1 NO 20021095 A NO20021095 A NO 20021095A NO 20021095 A NO20021095 A NO 20021095A NO 326282 B1 NO326282 B1 NO 326282B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- tool
- devices
- communication
- sensor
- equipment unit
- Prior art date
Links
- 238000004891 communication Methods 0.000 title claims description 85
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 6
- 235000014676 Phragmites communis Nutrition 0.000 claims description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 claims description 2
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 24
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 24
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 description 16
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 11
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 9
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 238000012552 review Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
- E21B31/12—Grappling tools, e.g. tongs or grabs
- E21B31/18—Grappling tools, e.g. tongs or grabs gripping externally, e.g. overshot
-
- 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
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- General Factory Administration (AREA)
- Electric Cable Installation (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelsen relaterer seg generelt til operasjoner som utføres i tilknytning til en underjordisk brønn, særlig for nedihullsgjenfinning av data, overvåkning og verktøyaktivering.
Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen et system for nedihulls kommunikasjon mellom en utstyrsenhet som er installert i en rørformet streng i en underjordisk brønn og et verktøy som føres inn i den rørformede strengen, der systemet omfatter en første kommunikasjonsanordning som er tilordnet utstyrsenheten.
Til belysning av kjent teknikk vises det til EP-A1 -0773345 og US 5531270.
Det er vanligvis tilfellet at en rørformet streng installeres i en underjordisk brønn med en eller flere utstyrsenheter sammenkoplet i den rørformede strengen. Deretter kan et verktøy som føres inn i den rørformede strengen plasseres i forhold til utstyrsenheten, bringes i inngrep med utstyrsenheten og/eller brukes til å aktivere utstyrsenheten etc.
Tidligere er det blitt brukt forskjellige mekanismer og fremgangsmåter for å plassere et verktøy i forhold til en utstyrsenhet i en rørformet streng, for å bringe verktøyet til inngrep med utstyrsenheten og for å bruke verktøyet til å aktivere utstyrsenheten. Når for eksempel utstyrsenheten er en glidende hylsetypeventil, blir vanligvis et forskyvningsverktøy ført på en vaierline, glattline eller kveilrør inn i ventilen og bragt i inngrep med glidehylsen. En operatør er oppmerksom på at forskyvningsverktøyet blir riktig plassert i forhold til ventilen på grunn av inngrepet mellom verktøyet og ventilen, idet dette blir bekreftet ved påføringen av kraft på forskyvningsverktøyet. Forskyvningsverktøyet kan være konfigurert slik at det bare griper operativt inn med den ønskede glidehylsen, av et mangfold utstyrsenheter installert i den rørformede strengen, ved at forskyvningsverktøyet er forsynt med et bestemt sett kiler eller tapper som er designet til å gripe inn med bare en bestemt profil tilformet i den ønskede glidehylsen.
Uheldigvis er det ofte tilfellet at operatøren ikke er i stand til positivt å bestemme hvorvidt forskyvningsverktøyet er i riktig inngrep med den ønskede glidehylsen, i slike tilfeller som når brønnen har et høyt avvik. I tillegg kan det være at operatøren ikke har nøyaktig informasjon som ville være av hjelp ved arbeidet med å forskyve hylsen. For eksempel kan det være at operatøren ikke vet om at det er en overdrevet trykkdifferanse over hylsen, eller operatøren kan forsøke å forskyve hylsen til dens fullt åpne posisjon uten å vite at dette ikke må gjøres med en overdrevet trykkforskjell over hylsen. Det kan således ses tydelig at det er behov for forbedrede fremgangsmåter for posisjonering, besørging av inngrep og aktivering av verktøy.
Mange operasjoner i brønner ville bli forbedret dersom det ble tillatt kommunikasjon mellom en utstyrsenhet som er installert i en rørformet streng og et verktøy som føres inn i strengen. Dersom for eksempel en ventil var i stand til å kommunisere sin identitet til et forsyningsverktøy, kunne det utføres en nøyaktig bestemmelse om hvorvidt verktøyet er i inngrep med ventilen. Dersom en ventil var i stand til å kommunisere med verktøydataene som er indikerende for trykk som påføres et lukkeelement til ventilen, slik som en glidehylse, kunne det utføres en bestemmelse av hvorvidt verktøyet skal forskyve lukkeelementet, eller til hvilken posisjon lukkeelementet skulle bli forskjøvet.
Forbedrede kommunikasjonsfremgangsmåter ville også tillate overvåkning av
utstyrsenheter i en brønn. I en applikasjon kunne et verktøy som føres inn i en rørformet streng samle data som relaterer seg til status til forskjellige utstyrsenheter installert i den rørformede strengen. Det ville være ønskelig for eksempel å være i stand til å overvåke status til et pakningstetteelement for å bestemme dets gjenværende levetid, eller være i stand til å overvåke spenning, trykk, etc. som påføres et parti av den rørformede strengen, etc.
Fra det forutgående kan det derfor sees at det ville være høyst fordelaktig å tilveiebringe forbedrede løsninger for nedihullsdatagjenfinning, overvåkning og verktøyaktivering.
Ved utøvelse av prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen i samsvar med en utførelse av denne, tilsiktes det å tilveiebringe et system for å forenkle nedihullskommunikasjonen mellom en utstyrsenhet installert i en rørformet streng og et verktøy ført inn i den rørformede strengen. Tilordnet dette er også applikasjoner hvorved nedihullskommunikasjonen kan bli brukt til datagjenfinning, overvåkning og verktøyaktivering.
De innledningsvis nevnte mangler som er tilknyttet den kjente teknikk avhjelpes, ifølge oppfinnelsen ved at systemet i tillegg har en andre kommunikasjonsanordning som inngår i verktøyet,
at den andre anordningen leverer effekt til den første anordningen,
at den første anordningen tillates å kommunisere med den andre anordningen,
at effekten tilføres ved hjelp av trykkpulser som kommer ut fra den andre anordningen eller induktiv kopling mellom nevnte første og andre anordninger,
at styrbare funksjoner i verktøyet i det minste delvis er basert på data overført mellom nevnte første og andre anordninger, og
at den andre anordningen er utformet til å aktivere den første anordningen fra en slumrende tilstand til aktiv tilstand, for derved å tillate kommunikasjon mellom nevnte første og andre anordninger.
Kommunikasjon kan etableres mellom anordningene når anordningen i verktøyet blir bragt tilstrekkelig nær anordningen tilordnet utstyrsenheten.
Som antydet leverer verktøyet effekt til den første anordningen. Slik levering av effekt fra verktøyet kan klargjøre den første anordningen til kommunikasjon med den andre anordningen. På denne måten behøver ikke den første anordningen å drives kontinuerlig. Den første anordningen kan imidlertid opprettholdes i en slumrende tilstand og så aktiveres til en aktiv tilstand ved hjelp av verktøyet.
Ifølge en utførelsesform av systemet kan kommunikasjonen mellom nevnte første og andre anordninger foretas ved hjelp av trykkpulser, for eksempel akustiske bølger. Det er også mulig å forestille seg alternativ kommunikasjon ved bruk av elektromagnetiske bølger, induktiv kopling, trykkpulser, direkte elektrisk kontakt, etc. Kommunikasjonsinnretningen kan også være innretningene som leverer effekt til den første anordningen.
Kommunikasjon mellom anordningene brukes til å kontrollere eller styre driften til verktøyet. Der eksempelvis utstyrsenheten er en ventil og verktøyet er et forskyvningsverktøy for å forflytte et lukkeelement på ventilen, kan kommunikasjon mellom den første og andre anordningen brukes for å bestemme hvorvidt det er en overdrevet trykkforskjell over lukkeelementet: Denne bestemmelsen kan så brukes til å kontrollere eller styre forskyvningen av lukkeelementet ved hjelp av verktøyet. Som et annet eksempel, behøver ikke verktøyet å tillates å gripe inn med utstyrsenheten før kommunikasjonen mellom anordningene indikerer at verktøyet er riktig plassert i forhold til utstyrsenheten.
Det er i en annen utførelsesform mulig å la den første anordningen innbefatte en magnet, slik at den andre ordningen kan reagere på et magnetfelt frembragt av magneten. Alternativt kan den første anordningen innbefatte en reed-bryter, og at den andre anordningen reagerer på aktiveringen av reed-bryteren.
I en ytterligere utførelsesform forestilles at den andre anordningen kan innbefatte en radioaktiv anordning, og at nærheten mellom nevnte første og andre anordninger indikeres ved reaksjonen i den andre anordningen overfor radioaktivitet.
Som antydet ovenfor kan kommunikasjon mellom anordningene brukes til å overvåke en status hos minst en utstyrsenhet. Den første anordningen kan for eksempel være koplet til en sensor slik som en trykksensor, en spenningsmåler, en hardhetssensor, en posisjonssensor etc, og kan overføre data med hensyn til statusen til den andre anordningen.
Disse og andre trekk, fordeler og formål med den foreliggende oppfinnelsen vil bli tydeliggjort for en vanlig fagkyndig person ved gjennomgang av den detaljerte beskrivelsen av representative utførelser av oppfinnelsen som angitt i det etterfølgende, de medfølgende tegningene og patentkravene.
Oppfinnelsen skal nå beskrives under henvisning til tegningene der
Fig. 1 er et skjematisk, delvis tverrsnittsriss av en første utførelsesform som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 2 er et skjematisk, delvis tverrsnittsriss av en andre utførelsesform som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 3 er et skjematisk, delvis tverrsnittsriss av en tredje utførelsesform som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 4 er et skjematisk, delvis tverrsnittsriss av en fjerde utførelsesform som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 5A&B er skjematiske, delvis tverrsnittsriss av en femte utførelsesform som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 6 er et skjematisk, delvis tverrsnittsriss av en sjette utførelsesform som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 7 er et skjematisk, delvis tverrsnittsriss i en forstørret skala av et parti av den sjette utførelsesformen på fig. 6; og Fig. 8 er et skjematisk, delvis tverrsnittsriss av en syvende utførelsesform som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen.
På fig. 1 er det representativt og skjematisk illustrert en utførelse 10 som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen. I den følgende beskrivelsen av utførelsen 10 og andre løsninger som beskrevet her, blir det brukt retningsuttrykk slik som "over", "under", "øvre", "nedre", etc. av hensiktsmessige grunner når det refereres til de medfølgende tegningene. I tillegg må det forstås at de forskjellige utførelsene av den foreliggende oppfinnelsen som er beskrevet her kan brukes i forskjellige orienteringer, slik som skråstilt, invertert, horisontal, vertikal, etc. uten at prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen forlates.
I utførelsen 10 blir et betjeningsverktøy 12 ført inn i en rørformet streng 14 og bragt til inngrep med en utstyrsenhet eller ventil 16 som er innkoplet i strengen. Som representativt illustrert på fig. 1, er ventilen 16 en glidehylsetype ventil og verktøyet 12 blir brukt for å forskyve et lukkeelement eller hylse 18 på ventilen i forhold til et hus 20 på ventilen for derved å tillate eller forhindre fluidstrømning gjennom en eller flere åpninger 22 tilformet gjennom en sidevegg av huset. Det må imidlertid klart forstås at en fremgangsmåte som innbefatter prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen kan utføres med andre utstyrsenheter og andre typer ventiler, og med andre typer betjeningsverktøy.
Hylsen 18 til den representativt illustrerte ventilen 16 har tre posisjoner i forhold til huset 20.1 den lukkede posisjonen til hylsen 18, som vist på fig. 1, forhindrer hylsen fullstendig fluidstrømning gjennom åpningen 22. Dersom hylsen 18 blir forskjøvet oppover inntil en åpning 24 med en relativt liten diameter, som er tilformet gjennom en sidevegg av hylsen, er fluktende med åpningen 22 i huset 20, er hylsen i en utjevningsposisjon hvorved begrenset fluidstrømning tillates gjennom åpningen 22. Utjevningsposisjonen til hylsen 18 blir typisk brukt i denne typen ventil når det er en overdrevet trykkdifferanse over hylsen og det er ønskelig å redusere denne trykkdifferansen uten erodering eller ødeleggelse av pakningene som motstår trykkdifferansen. Dersom hylsen 18 blir forskjøvet ytterligere oppover inntil en annen åpning 26 tilformet gjennom hylsens sidevegg er fluktende med åpningen 22 i huset 20, er hylsen i en åpen posisjon hvor relativt uhindret fluidstrømning tillates gjennom åpningen 22. Det er selvfølgelig ikke nødvendig for å opprettholde prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen at en ventil eller en annen utstyrsenhet har posisjonene som er representativt beskrevet ovenfor og vist på fig. 1.
Verktøyet 12 blir brukt til å forskyve hylsen 18 mellom den lukkede, utjevnings og den åpne posisjonen etter behov for å styre fluidstrømning gjennom åpningen 22. For å kunne sikre verktøyet 12 i forhold til huset 20, er verktøyet utstyrt med ett eller flere inngrepselementer, tapper, haker eller kiler 28 som er konfigurert for samvirkende inngrep med en profil 30 som er internt tilformet i huset. Andre innretninger for å sikre verktøyet 12 i forhold til ventilen 16, forskjellige typer inngrepselementer og andre typer profiler kan brukes i utførelsen 10 uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen.
Verktøyet 12 innbefatter også inngrepselementer eller haker 32 for å gripe inn med hylsen 18. Hakene 32 tillater applikasjon av en oppover eller nedoverrettet kraft fra verktøyet 12 til hylsen 18 for forskyvning av hylsen oppover eller nedover i forhold til huset 20. Dersom et lukkeelement til en ventil i en alternativ utførelse blir forskjøvet radialt, rotasjonsmessig, lateralt eller på annen måte, kan det selvfølgelig foretas korresponderende endringer av verktøyet 12 samtidig som prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen opprettholdes. I tillegg kan det brukes forskjellig konfigurerte, nummererte, anordnede, etc. inngrepselementer for å tilveiebringe inngrep mellom verktøyet 12 og hylsen 18 og/eller huset 20.
Hakene 32 strekker seg utover fra et hus 34 som er festet til en aktivator 36 av verktøyet 12. Som representativt beskrevet her, er aktivatoren 36 en lineær aktivator, siden hylsen 18 blir forskjøvet lineært mellom dens posisjoner i forhold til huset 20, men det må imidlertid klart forstås at andre typer aktivatorer kan brukes, uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen. En akseptabel aktivator som kan brukes som aktivatoren 36 er en DPU (Downhole Power Unit) som er tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc.
DPU er spesielt tilpasset for føring ved hjelp av glattline eller kveilrør siden den er batteridrevet. En glattline 46 er vist på fig. 1 som innretningen som brukes for å føre verktøyet 12 i strengen 14. En bør imidlertid merke seg at andre drevne aktivatorer og andre innretninger for å føre et verktøy inne i en streng kan brukes, uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen.
Ventilen 16 innbefatter kommunikasjonsanordninger 38,40 som tillater kommunikasjon mellom ventilen og respektive kommunikasjonsanordninger 42,44 til verktøyet 12. Kommunikasjonsanordningene 38,40,42,44 kan tjene mange formål ved samvirket til verktøyet 12 med ventilen 16, og mange av disse er beskrevet nedenfor. Beskrivelsene av spesifikke formål for kommunikasjonsanordningene 38,40,42,44 i den representativt illustrerte utførelsen 10 må imidlertid ikke anses som begrensende for bruksmangfoldet for kommunikasjonsanordninger i en utførelse som innbefatter prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen.
Anordningen 38 kan få levert effekt fra et batteri eller en annen effektkilde 39. Effektkilden 39 kan være innbefattet i ventilen 16, eller den kan være på avstand fra denne. Det må klart forstås at en hvilken som helst innretning for å levere effekt til anordningen 38 kan brukes uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen. Effektkilden 39 kan også levere effekt til sensorer, etc. tilordnet anordningen 38.
Anordningen 38 kan kommunisere identiteten til ventilen 16 (for eksempel en digital adresse til ventilen) til anordningen 42, slik at det kan foretas en bestemmelse om hvorvidt verktøyet 12 er posisjonert i forhold til den riktige utstyrsenheten i strengen 14. Strengen 14 kan innbefatte et mangfold av utstyrsenheter, og denne kommunikasjonen mellom anordningene 38,42 kan brukes for å velge ventilen 16 fra mangfoldet utstyrsenheter for bruk av verktøyet 12 på denne. For eksempel kan anordningen 38 kontinuerlig sende et signal som er indikerende for identiteten til ventilen 16 slik at mens verktøyet 12 føres gjennom strengen 14 vil anordningen 42 motta signalet når anordningene 38,42 er tilstrekkelig nær hverandre.
Som et annet eksempel, behøver ikke anordningen 38 å sende et signal før anordningen 42 trekker ut anordningen 38 ved å sende et signal mens verktøyet 12 føres gjennom strengen 14. Verktøyet 12 kan være programmert til å sende et signal som bare anordningen 38, ut av mangfoldet av slike anordninger til respektive andre utstyrsenheter installert i strengen 14, vil respondere på. Slik programmering kan for eksempel utføres ved å bruke en elektronisk krets 48 forbundet med anordningen 42 i verktøyet 12 eller, dersom verktøyet 12 er i kommunikasjon med et fjerntliggende sted, for eksempel via en kabel eller andre datatransmisjonsinnretninger, kan programmeringen utføres fjernt fra verktøyet. De ovenfor beskrevne fremgangsmåtene for å identifisere en utstyrsenhet for et serviceverktøy, og for å velge fra mangfoldet utstyrsenheter installert i en rørformet streng for drift av et verktøy med denne, kan brukes med en hvilken som helst av fremgangsmåtene som er beskrevet her.
Transmisjon av et signal fra anordningen 42 til anordningen 38 kan aktivere anordningen 38 fra en slumrende tilstand hvor anordningen 38 forbruker svært liten effekt, til en aktiv tilstand hvor mer effekt forbrukes av anordningen 38 mens den kommuniserer med anordningen 42.
Som et annet alternativ kan verktøyet 12 levere effekt for å drive anordningen 38. Anordningen 38 behøver således ikke å kommunisere med anordningen 42 før verktøyet 12 er tilstrekkelig nær ventilen 16, eller er i en operativ posisjon i forhold til ventilen. En teknisk løsning for å levere effekt fra verktøyet 12 for å drive anordningen 38 er beskrevet nedenfor. Det må imidlertid klart forstås at andre løsninger kan brukes uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen.
Et annet formål som kan betjenes ved kommunikasjonen mellom anordningene 42,38 er å tilveiebringe en indikasjon at verktøyet 12 er operativt posisjonert, eller i det minste innenfor en forutbestemt avstand til en operativ posisjon i forhold til ventilen 16. Kommunikasjon mellom anordningene 38,42 kan for eksempel indikere at inngrepselementet 28 er fluktende med profilen 30. Verktøyet 12 kan forhindres i å rekke inngrepselementet 28 utover til inngrep med profilen 30 før kommunikasjonen mellom anordningene 38,42 indikerer slik innretting eller flukting. Denne indikasjonen kan sendes av verktøyet 12 til for eksempel et fjerntliggende sted slik at en operatør kan bekrefte at verktøyet 12 har grepet operativt inn med ventilen 16.
Nok et annet formål som kan betjenes med kommunikasjonen mellom anordningene 38,42 er å indikere posisjonen til hylsen 18 i forhold til huset 20. Som representativt illustrert på fig. 1, kan en eller flere posisjonssensorer 50 slik som Halleffektanordninger eller forskyvningstransdusere, etc. være forbundet med anordningen 38 slik at anordningen kan sende data som er indikerende for hylsens 18 posisjon til anordningen 42. Denne indikasjonen kan så sendes av verktøyet 12 til for eksempel et fjerntliggende sted slik at en operatør kan bekrefte hylsens 18 posisjon.
Det er å merke seg at en eller flere av sensorene 50 kan være en hvilken som helst type sensor. For eksempel kan én av sensorene 50 være en trykk- eller temperatursensor. Bruk av én av sensorene 50 som en trykkindikator kan være nyttig for å bestemme trykket som påføres, eller en trykkdifferanse over hylsen 18.
En annen sensor 51 er anordnet nær minst en av åpningene 22 og kan være i kontakt med fluid som strømmer gjennom åpningen. Sensoren 51 er forbundet med anordningen 38 for overføring av data fra sensoren til anordningen. Sensoren 51 kan være en resistivitets, kapasitans, induktans og/eller partikkelsensor for å detektere disse egenskapene til fluid som strømmer gjennom åpningen 22. Sensoren 51 kan for eksempel brukes for å bestemme en prosentdel vann i fluidet som strømmer gjennom åpningen 22, å bestemme antallet og/eller størrelsen til partikler som strømmer gjennom åpningen 22, etc.
Anordningene 40,44 kommuniserer ved direkte elektrisk kontakt mellom anordningene. Som vist på fig. 1, er anordningen 40 forbundet med en trykksensor 52 som er utsatt for fluidtrykk på utsiden av huset 20.1 tilknytning til en annen trykksensor, slik som en av sensorene 50 eller en annen trykksensor 54, utsatt for fluidtrykk i det indre av huset 20, kan trykkforskjellen over hylsen 18 lett bestemmes. Slik bestemmelse kan utføres av en elektronisk krets 56 i verktøyet 12, bli sendt fra verktøyet til et fjerntliggende sted og/eller bestemmelsen kan foretas på det fjerntliggende stedet fra en transmisjon av den indre og ytre trykkindikasjonen.
Som med anordningene 38,42 beskrevet ovenfor, kan kommunikasjon mellom anordningene 40,44 brukes til mange formål, i tillegg til sensordatakommunikasjon. For eksempel kan kommunikasjon mellom anordningene 40,44 brukes for å indikere at verktøyet 12 er operativt plassert i forhold til ventilen 16. Siden de representativt illustrerte anordningene 40,42 kommuniserer ved direkte elektrisk kontakt, indikerer slik kommunikasjon mellom anordningene i det minste at anordningene er fluktende med hverandre. Denne indikasjonen kan sendes av verktøyet 12 til et fjerntliggende sted. Denne indikasjonen kan også brukes til å styre uttrekkingen av hakene 32 utover fra huset 34 til inngrep med hylsen 18 av verktøyet 12 på en måte tilsvarende det som er beskrevet ovenfor for kontroll av uttrekkingen av kilene 28. En indikasjon på at kilene 28 og/eller hakene 32 har grepet operativt inn med det respektive huset 20 og/eller hylsen 18 kan også sendes av verktøyet 12 til et fjerntliggende sted.
Som et annet eksempel, kan kretsen 56 eller en annen krets på et fjerntliggende sted være programmert til å kontrollere eller styre driften av verktøyet 12 basert på minst delvis data kommunisert mellom anordningene 40,44. Kretsen 56 kan være tilkoplet aktivatoren 36 og kan være programmert til å forhindre aktivatoren i å forskyve hylsen 18 til den åpne posisjonen dersom sensorene 52,54 indikerer at trykkforskjellen over hylsen ligger utenfor et aksepterbart område, for eksempel dersom trykkdifferansen er overdrevet. Kretsen 56 kan videre være programmert for å tillate aktivatoren 36 å forskyve hylsen 18 til utjevningsposisjonen, men ikke til den åpne posisjonen, dersom trykkforskjellen over hylsen er overdrevet.
Det vil således lett forstås at den viste utførelsen 10 tilveiebringer bekvem drift av verktøyet 12 i tilknytning til ventilen 16 med redusert mulighet for menneskelig feil involvert i dette. En operatør kan føre verktøyet 12 inn i strengen 14, verktøyet og ventilen 16 kan kommunisere via anordningene 38,42 og/eller 40,44 for å indikere identiteten til ventilen og/eller velge ventilen fra et mangfold utstyrsenheter installert i strengen, og slik kommunikasjon kan brukes for å indikere at verktøyet er operativt posisjonert i forhold til ventilen, å kontrollere eller styre inngrep av verktøyet med ventilen, å indikere nyttig starusinformasjon med hensyn på ventilen, slik som posisjonen til hylsen 18, trykk som påføres ventilen, trykkforskjell over hylsen, etc., og kontrollere eller styre driften av verktøyet. På grunn av fremskrittet i teknikken tilveiebragt ved utførelsen 10 er operatøren, når verktøyet 12 i tillegg brukes til å sende informasjon til et fjerntliggende sted, i stand til positivt å bestemme hvorvidt ventilen 16 er den riktige utstyrsenheten tiltenkt for å bli grepet av verktøyet, hvorvidt verktøyet er operativt posisjonert i forhold til ventilen, hvorvidt verktøyet har operativt grepet inn méd ventilen, posisjonen til hylsen 18 både før og etter den er forskjøvet, dersom den i det hele tatt forskyves av verktøyet, og trykkene og/eller differensialtrykket, temperaturer etc. av interesse.
Det refereres nå i tillegg til fig. 2 hvor alternative kommunikasjonsanordninger 58,60 er representativt og skjematisk illustrert, og som kan brukes for anordningene 38,42 beskrevet ovenfor. Som vist på fig. 2 er anordningene 58,60 vist installert i aktivatoren 36 og huset 20 til utførelsen 10, men det må tydelig forstås at anordningene 58,60 kan brukes i andre utførelsesformer, og som substitutt for andre kommunikasjonsanordninger beskrevet her, uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen.
Anordningene 58,60 kommuniserer ved induktiv kopling mellom anordningene. Effekt kan også leveres fra anordningen 58 til anordningen 60 ved slik induktiv kopling.
Anordningen 58 innbefatter en ringformet spole 62 som er forbundet med en elektronisk krets 64. Kretsen 64 bringer elektrisk strøm til å flyte gjennom spolen 62 og manipulere denne strømmen for å bringe anordningen 58 til å sende et signal til anordningen 60. Det er å merke seg at slik signalisering skjer via et magnetisk felt og manipuleringer av det magnetiske feltet forplantes av spolen 62 som respons på strømmen som flyter gjennom denne. Anordningen 58 kan også respondere på et magnetisk felt, for eksempel sendt av anordningen 60, i hvilket tilfellet det magnetiske feltet ville bevirke en strøm til å flyte gjennom spolen 62 og bli mottatt av kretsen 64. Anordningen 58 kan således tjene som en sender eller mottager.
Anordningen 60 innbefatter også en spole 66 og en krets 68 forbundet med spolen. Anordningen 60 kan virke på en måte tilsvarende det som er beskrevet ovenfor for anordningen 58, eller den kan drives forskjellig. For eksempel kan anordningen 60 bare sende signaler, uten å være konfigurert for å motta signaler.
Det refereres i tillegg nå til fig. 3 hvor ytterligere alternative kommunikasjonsanordninger 70,72 er representativt og skjematisk illustrert og kan brukes for anordningene 38,42 beskrevet ovenfor. Som vist på fig. 3, er anordningene 70,72 vist installert i aktivatoren 36 og huset 20 tilsvarende utførelsen 10, men det må klart forstås at anordningene 70, 72 kan brukes i andre utførelsesformer, og som substitutt for andre kommunikasjonsanordninger beskrevet her uten at prinsippene for den foreliggende oppfinnelsen forlates.
Anordningene 70, 72 kommuniserer ved transmisjon av elektromagnetiske bølger mellom anordningene, fortrinnsvis ved bruk av radiofrekvenstransmisjon (RF). Effekt kan også leveres fra anordningen 70 til anordningen 72 ved slik elektromagnetisk bølgetransmisjon.
Anordningen 70 innbefatter en antenne 74 som er forbundet med en elektronisk krets 76. Kretsen 76 bringer elektrisk strøm til å flyte gjennom antennen 74, og manipulerer denne strømmen slik at den bevirker anordningen 70 til å sende et signal til anordningen 72. Anordningen 70 kan også respondere på elektromagnetisk bølgetransmisjon fra anordningen 72, i hvilket tilfellet anordningen 70 også kan tjene som en mottager.
Anordningen 72 innbefatter også en antenne 78 og en krets 80 forbundet med antennen. Anordningen 72 kan drives på en måte tilsvarende det som er beskrevet ovenfor for anordningen 70, eller den kan drives på forskjellig måte. For eksempel kan anordningen 72 bare sende signaler, uten at den er konfigurert for å motta signaler.
Det refereres nå i tillegg til fig. 4 hvor ytterligere alternative kommunikasjonsanordninger 82,84 er representativt og skjematisk illustrert og kan brukes for anordningene 38,42 beskrevet ovenfor. Som vist på fig. 4, er anordningene 82,84 vist installert i aktivatoren 36 og huset 20 tilhørende utførelsen 10, men det må også klart forstås at anordningene 82,84 kan brukes i andre utførelsesformer, og som substitutt for andre kommunikasjonsanordninger beskrevet her, uten at prinsippene for den foreliggende oppfinnelsen forlates.
Anordningene 82,84 kommuniserer ved transmisjon av trykkpulser mellom anordningene, fortrinnsvis ved bruk av akustisk bølgetransmisjon. Effekt kan også leveres fra anordningen 82 til anordningen 84 ved hjelp av slike trykkpulser.
Anordningen 82 innbefatter minst ett piezoelektrisk krystall 86, som er forbundet med en elektronisk krets 88. Kretsen 88 bevirker elektrisk strøm til å flyte gjennom krystallet 86, og manipulerer denne strømmen slik at den bevirker anordningen 82 til å sende et signal til anordningen 84. Anordningen 82 kan også respondere på trykkpulser fra anordningen 84, i hvilket tilfelle anordningen 82 også kan tjene som mottager.
Anordningen 84 innbefatter også et piezoelektrisk krystall 90 og en krets 92 forbundet med krystallet. Anordningen 84 kan drives på en måte tilsvarende det som er beskrevet ovenfor for anordningen 82, eller den kan drives på en forskjellig måte. For eksempel kan anordningen 84 bare sende signaler, uten at den er konfigurert for å motta signaler.
Det er selvfølgelig vel kjent at et piezoelektrisk krystall vrir seg når en elektrisk strøm påtrykkes dette og at vridningen av et piezoelektrisk krystall kan brukes til å generere en elektrisk strøm frå dette. Når således kretsen 88 påtrykker en strøm, eller manipulerer en strøm påtrykt krystallet 86, vrir krystallet seg og produserer en trykkpuls eller pulser i fluid anordnet mellom aktivatoren 36 og huset 20. Denne trykkpulsen eller pulsene bringer i sin tur krystallet 90 til å vri seg og derved bevirkes en strøm, eller en manipulering av en strøm, til å strømme i kretsen 92. På en tilsvarende måte kan anordningen 84 sende et signal til anordningen 82. Et mangfold av det ene eller begge krystallene 86, 90 kan brukes dersom det er ønskelig for å øke amplituden til trykkpulsene generert på denne måten, eller å øke amplituden til signalet generert når trykkpulsene blir mottatt.
Ovenfor er det beskrevet flere alternative innretninger hvorved anordninger kan kommunisere mellom en utstyrsenhet innkoplet i en rørformet streng og et verktøy ført inn i strengen. Det må imidlertid klart forstås at en hvilken som helst type kommunikasjonsanordning kan brukes for kommunikasjonsanordningene beskrevet her, og at prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen ikke må anses som begrenset til de spesielt beskrevne kommunikasjonsanordningene. Mange andre kommunikasjonsanordninger og andre typer kommunikasjonsanordninger kan brukes i tekniske løsninger som inkorporerer prinsippene i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. For eksempel kan krystallet 90 være en radioaktivitetproduserende anordning og krystallet 86 kunne være en radioaktivitetavfølingsanordning, krystallet 90 kunne være en magnet og krystallet 86 kunne være en Halleffekt anordning eller en reed-bryter som lukkes ved tilstedeværelsen av et magnetisk felt, etc. Videre kan hver av kommunikasjonsanordningene som er beskrevet her ha en effektkilde innkorporert i anordningene, for eksempel kan det være innbefattet et batteri i hver av kretsene 64, 68, 76,80,88 og 92 beskrevet ovenfor.
Det refereres nå i tillegg til fig. 5A og 5B hvor en utførelsesform som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen er representativt og skjematisk illustrert. Utførelsen 100 er i mange henseender tilsvarende utførelsen 10 beskrevet ovenfor, ved at et verktøy 102 blir bragt i inngrep med en utstyrsenhet 104 som er installert i en rørformet streng og kommunikasjon etableres mellom en kommunikasjonsanordning 106 på verktøyet og en kommunikasjonsanordning 108 på utstyrsenheten. Som vist på fig. 5Aog 5B, er utstyrsenheten 104 et pluggsystem og verktøyet 102 et gjenvinnings-verktøy, men det må også forstås at prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen kan være innkorporert i andre verktøy og utstyrsenheter.
Pluggsystemet 104 innbefatter et lukkeelement, trykkutjevningselement eller spiss 110, som er tettende opptatt i en pluggmontasje 112. Pluggmontasjen 112 er i sin tur tettende i inngrep med en nippel 114. Nippelen 114 er av typen som er vel kjent for fagkyndige på området og som kan være forbundet i en rørformet streng, men er vist adskilt fra den rørformede strengen for å tydeliggjøre illustrasjonen.
Pluggmontasjen 112 innbefatter en låsspiral 134 som på løsbar måte sikrer
pluggmontasjen i forhold til nippelen 114, og en plugg 136 som på tettende måte griper inn med nippelen for å blokkere fluidstrømning gjennom denne. Pluggsystemet 104 kan anses å innbefatte nippelen 114 selv om pluggmontasjen 112 og spissen 110 kan brukes til å blokkere fluidstrømning gjennom andre nipler eller andre rørformede elementer og pluggmontasjen og spissen kan således også anses å omfatte en plugganordning adskilt fra nippelen.
Anordningen 108 kan få levert effekt fra et batteri eller en annen effektkilde 109. Effektkilden 109 kan være innbefattet i pluggsystemet 104 eller det kan være på avstand fra dette. Det må klart forstås at en hvilken som helst innretning for å levere effekt til anordningen 108 kan brukes, uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen. Effektkilden 109 kan også levere effekt til sensorer etc. tilordnet anordningen 108.
Når spissen 110 er tettende opptatt inne i pluggmontasjen 112 som vist på fig. 5B, forhindres fluidstrømning aksialt gjennom nippelen 114 (og gjennom pluggen 136). Når spissen 110 er forskjøvet oppover i forhold til pluggmontasjen 112 og nippelen 114, tillates fluidstrømning gjennom en eller flere relativt små åpninger 116 tilformet gjennom en sidevegg av pluggen 136. Slik fluidstrømning gjennom åpningen 116 kan brukes til å utjevne trykk over pluggmontasjen 112 før gjenvinning av pluggmontasjen fra nippelen. Det er å merke seg at når pluggmontasjen 112 er fjernet fra nippelen 114 tillates relativt uavgrenset fluidstrømning aksialt gjennom nippelen.
En trykksensor 118 er innbefattet i spissen 110 og er frilagt for trykk i nippelen 114 under pluggmontasjen 112. En annen trykksensor 120 er innbefattet i verktøyet 102 og er frilagt eller utsatt for trykk i nippelen 114 over pluggmontasjen 112. Trykksensoren 118 er forbundet med anordningen 108, som tillater kommunikasjon av trykkdata fra sensoren til anordningen 106. Trykkdata fra sensoren 118 (via anordningene 106,108) og trykkdata fra sensoren 120 kan innmates i en elektronisk krets 122 på verktøyet 102 og/eller blir sendt til et fjerntliggende sted. Slike trykkdata kan brukes for å bestemme et trykk som påføres spissen 110, pluggmontasjen 112 og/eller nippelen 114, og kan brukes til å bestemme trykkforskjellen over pluggmontasjen. Kretsen 122 (eller en annen krets, for eksempel på et fjerntliggende sted) kan bli programmert til å forhindre drift av verktøyet 102 til å forskyve spissen 110 dersom trykkforskjellen er overdrevet stor, eller å tillate bare begrenset forskyvning av spissen dersom trykkforskjellen er overdrevet stor. En annen trykksensor 132 kan etter valg være innbefattet i spissen 110 for måling av trykk i nippelen 114 over pluggmontasjen 112.
Verktøyet 102 innbefatter en eller flere inngrepselementer 124 konfigurert for operativt å gripe inn med en ekstern profil 126 tilformet på spissen 110. Slikt inngrep gjør det mulig for verktøyet 102 å påføre en oppover rettet kraft på spissen 110. Et annet parti (ikke vist) av verktøyet 102 kan være i inngrep med en annen profil for løsbar sikring av verktøyet i forhold til nippelen 114 eller pluggmontasjen 112, tilsvarende til måten hvorved verktøyet 12 er løsbart sikret i forhold til ventilen 16 ved bruk av kilene 28 og profilen 30 beskrevet ovenfor. Verktøyet 102 kunne for eksempel ha et parti som danner inngrep med en indre profil 128 tilformet på spindelen 134.1 dette tilfellet ville verktøyet 102 være løsbart sikret til spindelen 134, og kan brukes til å gjenvinne spindelen ved å påføre en oppover rettet kraft på profilen 128 dersom dette er ønskelig.
Inngrepselementet 124 blir forskjøvet til inngrep med profilen 126 av en aktivator 130, som er forbundet med kretsen 122 (eller med en annen krets, for eksempel på et fjernliggende sted). Kretsen 122 kan være programmert eller konfigurert for å tillate aktivatoren 130 å forskyve inngrepselementet 124 til inngrep med profilen 126 bare når kommunikasjon mellom anordningene 106,108 indikerer at verktøyet 102 er operativt posisjonert i forhold til spissen 110, nippelen 114 eller pluggmontasjen 112. De representativt illustrerte anordningene 106,108 kommuniserer ved direkte elektrisk kontakt slik at etablering av kommunikasjon mellom disse kan være indikasjonen på at verktøyet 102 er operativt posisjonert.
Alternativt kan kretsen 122 være programmert for å tillate inngrep mellom inngrepselementet 124 og profilen 126 bare når trykkforskjellen over spissen 110 og pluggmontasjen 112 ligger innenfor et akseptabelt område, eller i det minste ikke er overdrevet høyt, selv om dette alternativet ikke foretrekkes siden forskyvning av spissen brukes til å besørge reduksjon av trykkforskjellen som beskrevet ovenfor. Som et annet alternativ, kan verktøyet 102 forhindres i å gripe inn med profilen 128, eller kan forhindres fra å forskyve pluggmontasjen 112 i forhold til nippelen 114, dersom trykkforskjellen over spissen 110 og pluggmontasjen er overdrevet høyt.
Utførelsesformen 100 demonstrerer at prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen kan være inkorporert i en rekke forskjellige tekniske løsninger. Således er prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen ikke å anses begrenset til de spesifikke utførelsene som er beskrevet her.
Det refereres nå i tillegg til fig. 6 hvor en annen utførelse 140 som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen er representativt og skjematisk illustrert. I utførelsen 140 er multiple utstyrsenheter 142,144 plassert i kommunikasjon med et serviceverktøy 146 ført inn i en ringformet streng 148. Utstyrsenheten 142 er et parti av den rørformede strengen 148 og utstyrsenheten 144 er en pakning eller tetning. Verktøyet 146 innbefatter en kommunikasjonsanordning 150, og en annen kommunikasjonsanordning 152 er innbefattet i strengpartiet 142. Som vist på fig. 6, kommuniserer anordningene 150,152 via induktiv kopling, på en måte tilsvarende kommunikasjon mellom anordningene 58,60 beskrevet ovenfor.
Anordningen 152 er forbundet med forskjellige sensorer i strengpartiet 142 og tetningen 144. For eksempel kan en sensor 154 være anordnet eksternt i forhold til strengpartiet 142, og en sensor 156 kan være anordnet internt i forhold til pakningen eller tetningen 144.1 tillegg kan andre sensorer 158,160 være anordnet i strengen 148 og forbundet med anordningen 152.
Sensoren 154 kan være en spenningsmåler, i hvilket tilfelle indikasjoner på spenning i strengen 148 kan kommuniseres fra anordningen 152 til anordningen 150 for lagring i en lagerordning på verktøyet 146 for senere gjenfinning, for eksempel på jordens overflate, eller verktøyet 146 kan overføre indikasjonene til et fjerntliggende sted. Slik en spenningsmålesensor 154 kan brukes til for eksempel å identifisere problematisk forskyvning av strengpartiet 142, hvilket kunne forhindre innføring av en verktøystreng gjennom dette eller å overvåke tretthet eller slitasje i rørledningsstrengen 148.
Sensoren 154 kan alternativt, eller i tillegg, være en trykksensor, temperatursensor, eller en hvilken som helst annen type sensor. Sensoren 154 kan for eksempel brukes for å indikere trykk som påføres strengpartiet 142 eller en trykkforskjell over strengpartiet. For å indikere en trykkforskjell over strengpartiet 142 kan en annen av sensorene 154 være anordnet inne i strengpartiet.
Sensorene 158,160 kan være trykksensorer, i hvilket tilfelle indikasjoner på trykk over og under pakningen 144 kan kommuniseres via anordningene 150,152 til verktøyet 146 og lagres i dette eller bli sendt til et fjerntliggende sted. Sensorene 158,160 kan være innbefattet i pakningen 144, og kan indikere en trykkforskjell over en tetningsdel eller element 168 av pakningen.
Det er å merke seg at anordningen 152 befinner seg på avstand i forhold til sensorene 156,158,160 og pakningen 144. Det vil således lett forstås at en kommunikasjonsanordning ikke nødvendigvis er innbefattet i en bestemt utstyrsenhet eller i den samme utstyrsenheten som en kilde for data som kommuniseres av anordningen, under opprettholdelse av prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen.
Det refereres nå i tillegg til fig. 7 og pakningen 144 er vist i et forstørret kvartsnittsriss. På denne tegningen er sensoren 156 vist som at det virkelig innbefatter multiple individuelle sensorer 162,164,166. Pakningen 144 innbefatter tettedelen eller elementet 168, som strekker seg radialt utover til tettende inngrep med en brønnboring 170 av brønnen.
Fig. 7 viser også en tettemontasje 180 som er tettende opptatt i pakningen 144. Bekreftelse av at tettemontasjen 180 er riktig plassert i forhold til pakningen 144 er tilveiebragt av en posisjonssensor 178 i pakningen. Posisjonssensoren 178 er forbundet med anordningen 152 slik at en indikasjon på at tetningsmontasjen 180 er riktig plassert i forhold til pakningen 144 kan sendes til en operatør. Posisjonssensoren 178 kan være en nærhetssensor, en halveffektanordning, fiberoptisk anordning, etc., eller en hvilken som helst annen sensor som er i stand til å detektere posisjonen til tetningsmontasjen 180 i forhold til pakningen 144.
Sensoren 162 kan være en kompresjons- eller trykksensor konfigurert for å måle kompresjon eller trykk i tetteelementet 168. Sensoren 166 kan være en temperatursensor for å måle temperaturen til tetteelementet 168. Alternativt kan den ene eller begge sensorene 162,166 være en resistivitetssensor, spenningssensor eller hardhetssensor. Det vil således lett forstås at en hvilken som helst type sensor kan innbefattes i pakningen 144, uten at prinsippene for den foreliggende oppfinnelsen forlates.
Sensoren 164 er en spesiell type sensor som innbefatter prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen. Sensoren 164 innbefatter et parti 172 konfigurert for å indusere vibrasjon i tetteelementet 168, og et parti 174 konfigurert for å måle en resonansfrekvens til tetteelementet. Under drift av sensoren 164 blir det vibrerende partiet 172 aktivert for å bevirke et fremspring 176 som strekker seg inn i tetteelementet 168 til å vibrere. Vibrasjonspartiet 172 kan for eksempel innbefatte et piezoelektrisk krystall som det blir påtrykt en vekselstrøm. Krystallet vibrerer som respons på strømmen og derved bevirkes fremspringet 176, som er festet til krystallet, til også å vibrere. Denne vibrasjonen av fremspringet 176 bevirker i sin tur tetteelementet 178 til å vibrere. Krystallet kunne selvfølgelig være i direkte kontakt med tetteelementet 168, i hvilket tilfellet vibrasjon av krystallet kunne direkte besørge vibrasjon av tetteelementet 168 uten bruk av fremspringet 176. Andre fremgangsmåter for å indusere vibrasjon i tetteelementet kan brukes uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen. Når vibrasjon er blitt indusert i tetteelementet 168, vil det lett forstås at tetteelementet vil vibrere ved dets naturlige eller resonansfrekvens. Frekvensmålepartiet 174 detekterer tetteelementets 168 resonansfrekvensvibrasjon, og data som indikerer denne resonansfrekvensen blir kommunisert av anordningene 150,152 til verktøyet 146 for lagring i dette og/eller transmisjon til et fjerntliggende sted. Det er å merke seg at det ikke er nødvendig at vibrasjons- og frekvensmålepartiene 172,174 er separate partier av sensoren 164 siden et piezoelektrisk krystall for eksempel kan brukes både til å indusere vibrasjon i tetteelementet 168 og detektere vibrasjon i tetteelementet.
Tetteelementets 168 resonansfrekvens kan for eksempel brukes til å bestemme tetteelementets hardhet og/eller den antatt brukbare levetiden for tetteelementet. Spenningen i den tilformede strengen 148 som detektert av sensoren 154 kan brukes til for eksempel å bestemme en krumningsradius for strengen og/eller strengens beregnede levetid. En rekke nyttig informasjon med hensyn på utstyrsenheter som er installert i brønnen kan således tilveiebringes av verktøyet 146 på en hensiktsmessig måte.
Anordningen 152 kan bli matet med effekt fra et batteri eller en annen effektkilde 153. Effektkilden 153 kan være innbefattet i pakningen 144, eller kan være på avstand fra denne. Det må klart forstås at en hvilken som helst innretning for å levere effekt til anordningen 152 kan brukes uten å forlate prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen. Effektkilden 153 kan også levere effekt til sensorene 154,156,158,160 og 178 tilordnet anordningen 152. Alternativt kan en eller flere av sensorene 154,156, 158,160 og 178 ha en effektkilde, slik som et batteri, kombinert eller integrert med sensoren, slik at en fjerntliggende effektkilde ikke er nødvendig for å drive sensoren. Det er å merke seg at en hvilken som helst av de andre sensorene 50,51,52,54,118,120 og 132 beskrevet ovenfor også kan innbefatte en effektkilde. I hver av fremgangsmåtene 10,100,140 beskrevet ovenfor, kan en effektkilde innbefattet i en hvilken som helst sensor som brukes i fremgangsmåten levere effekt for å drive dens tilordnede kommunikasj onsanordning.
En lageranordning 182, slik som et direktelager, er vist på fig. 7 og innbefattet i pakningen 144 og forbundet med sensorene 162,164,166. Lageranordningen 182 blir brukt for å lagre data generert av sensorene 162,164 og 166 og så sende de lagrede dataene til verktøyet 146 via anordningene 150,152. På denne måten kan lageranordningen lagre for eksempel indikasjoner på tettelementes 168 hardhet, eller kompresjon over tid, og disse avlesningene kan så gjenfinnes av verktøyet 146 og bli lagret i dette, eller bli sendt direkte til et anlegg på jordens overflate, for evaluering. Det er å merke seg at selv om lageranordningen 182 er vist til å være innbefattet i pakningen 144, kan den i virkeligheten være anordnet på avstand fra pakningen. Lageranordningen 182 kunne for eksempel være pakket med kommunikasj onsanordningen 152.1 tillegg kan lageranordningen 182 være forbundet med andre sensorer, slik som sensoren 154. Effekt for å drive lageranordningen 182 kan leveres fra effektkilden 153, eller en annen effektkilde.
Det refereres nå i tillegg til fig. 8 hvor en annen utførelse 190 som virkeliggjør prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen er skjematisk og representativt illustrert. I utførelsen 190 er en utstyrsenhet 192 innkoplet i en rørformet streng 194. Utstyrsenheten 192 innbefatter en nippel 200 eller et annet rørformet hus og en partikkelsensor 196 av typen som er i stand til å detektere partikler, slik som sandkorn, som passerer gjennom nippelen.
En lageranordning 198, slik som et direkte lager, er forbundet med sensoren 196 og lagrer data generert av sensoren. Sensoren 196 er også forbundet med en kommunikasjonsanordning 202. Kommunikasjonsanordningen 202 er konfigurert for kommunikasjon med en annen kommunikasjonsanordning 204 innbefattet i et serviceverktøy 206. Kommunikasjonsanordningene 202,204 kan være tilsvarende en hvilken som helst av kommunikasjonsanordningene beskrevet ovenfor, eller de kan være andre typer kommunikasjonsanordninger.
Når verktøyet 206 er opptatt i nippelen 200 og riktig posisjonert i forhold til denne, kommuniserer anordningene 202,204 og derved tillates nedlasting av dataene lagret i lageranordningen 198. Disse dataene kan være lagret i en annen lageranordning på verktøyet 206 for senere gjenfinning, eller kan bli kommunisert direkte til et fjerntliggende sted.
Effekt for å drive sensoren 196, lageranordningen 198 og/eller kommunikasj onsanordningen 202 kan leveres fra en effektkilde 208, slik som et batteri inkludert med sensoren. Alternativt kunne kommunikasj onsanordningen 202 bli forsynt med effekt fra kommunikasj onsanordningen 204 som beskrevet ovenfor. Som et annet alternativ behøver ikke effektkilden å være inkludert med sensoren, men kan befinne seg på avstand fra denne.
Det er å merke seg at det ikke er nødvendig at dataene generert av sensoren 196 blir lagret i lageranordningen 198, siden data kan sendes direkte fra sensoren til verktøyet 206 via anordningene 202, 204 i samtid.
Det vil nå være fullt forstått at fremgangsmåten 190 tillater evaluering av partikkelstrømning gjennom nippelen 200 over tid. Dataene for slik evaluering kan på hensiktsmessig måte tilveiebringes ved å føre verktøyet 206 inn i nippelen 200 og etablere kommunikasjon mellom anordningene 202, 204. Denne evalueringen kan hjelpe til ved å forutsi fremtidig partikkelproduksjon, vurdere effektiviteten til et sandkontrollprogram etc.
Det må klart forstås at selv om fremgangsmåten 190 har blitt beskrevet her som brukt til å evaluere partikkelstrømning aksialt gjennom det rørformede elementet 200, kan prinsipper ved den foreliggende oppfinnelsen også være inkorporert i fremgangsmåter hvor andre typer partikkelstrømninger er tilstede. For eksempel kan sensoren 51 til fremgangsmåten 10 være en partikkelsensor, i hvilket tilfelle partikkelstrømning gjennom en sidevegg av huset 20 kan evalueres.
Fremgangsmåten 190 kan også benytte funksjoner som utføres av kommunikasjonsanordningene som beskrevet ovenfor. For eksempel kan kommunikasj onsanordningen 202 kommunisere en indikasjon på at verktøyet 206 er operativt posisjonert, eller innenfor en bestemt avstand til en operativ posisjon o forhold til utstyrsenheten 192, til kommunikasj onsanordningen 204. Kommunikasj onsanordningen 204 kan aktivere kommunikasj onsanordningen 202 fra en slumrende tilstand til aktiv tilstand, og derved tillate kommunikasjon mellom anordningene.
En fagkyndig person på området vil selvfølgelig etter en omhyggelig gjennomgang av beskrivelsen ovenfor av forskjellige utførelser av den foreliggende oppfinnelsen lett forstå at mange modifikasjoner, tilføyelser, substitusjoner, utelatelser og andre endringer kan utføres med apparatet og fremgangsmåten som er beskrevet her, og disse endringer er omfattet av prinsippene ved den foreliggende oppfinnelsen. Selv om visse typer sensorer er blitt beskrevet ovenfor som forbundet til kommunikasjonsanordning, kan for eksempel en hvilken som helst type sensor brukes i en hvilken som helst av de ovenfor beskrevne utførelsesformer, og kommunikasjonsanordningene som er beskrevet ovenfor kan brukes i tilknytning til en hvilken som helst type sensor. Som et annet eksempel har utstyrenheter blitt beskrevet ovenfor som å være sammenkoplet i rørstrenger, men prinsippet ved den foreliggende oppfinnelsen kan være inkorporert i løsninger hvor utstyrsenheter er sammenkoplet eller installert i andre typer rørformede strenger, slik som foringsrør eller kveilrør. Følgelig må den forutgående detaljerte beskrivelsen klart forstås som bare å være gitt for illustrasjonsformål, og rammen for den foreliggende oppfinnelsen er kun begrenset av de medfølgende patentkravene.
Claims (8)
1.
System for nedihulls kommunikasjon mellom en utstyrsenhet (16; 104; 142; 144; 192) som er installert i en rørformet streng (14; 142; 148; 194) i en underjordisk brønn og et verktøy (12; 102; 146; 206) som føres inn i den rørformede strengen (14; 142; 148;
194), der systemet omfatter en første kommunikasjonsanordning (38, 40; 58; 70; 82;
106; 150; 202) som er tilordnet utstyrsenheten (16; 104; 142; 144; 192), karakterisert ved en andre kommunikasjonsanordning (38,40;
42,44; 58; 60; 70; 72; 82; 84; 106; 108; 150; 152; 202; 204) som inngår i verktøyet (12;
102; 146; 206),
at den andre anordningen (42,44; 60; 72; 84; 108; 152; 204) leverer effekt til den første anordningen (38,40; 58; 70; 82; 106; 150; 202),
at den første anordningen (38,40; 58; 70; 82; 106; 150; 202) tillates å kommunisere med den andre anordningen (42,44; 60; 72; 84; 108; 152; 204),
at effekten tilføres ved hjelp av trykkpulser som kommer ut fra den andre anordningen (42,44; 60; 72; 84; 108; 152; 204) eller induktiv kopling mellom nevnte første og andre anordninger (38,40; 42,44; 58; 60; 70; 72; 82; 84; 106; 108; 150; 152; 202; 204),
at styrbare funksjoner i verktøyet (12; 102; 146; 206) i det minste delvis er basert på data overført mellom nevnte første og andre anordninger (38, 40; 42, 44; 58; 60; 70; 72;
82; 84; 106; 108; 150; 152; 202; 204), og
at den andre anordningen er utformet til å aktivere den første anordningen (38, 40; 58;
70; 82; 106; 150; 202) fra en slumrende tilstand til aktiv tilstand, for derved å tillate kommunikasjon mellom nevnte første og andre anordninger (38,40; 42,44; 58; 60; 70;
72; 82; 84; 106; 108; 150; 152; 202; 204).
2.
System som angitt i krav 1, karakterisert ved at kommunikasjonen mellom nevnte første og andre anordninger (38, 40; 42, 44; 58; 60; 70;
72; 82; 84; 106; 108; 150; 152; 202; 204) foretas ved hjelp av trykkpulser, for eksempel akustiske bølger.
3.
System som angitt i krav 1, karakterisert ved at den første anordningen (38,40; 58; 70; 82; 106; 150; 202) er fjerntliggende plassert i forhold til det resterende av utstyrsenheten (16; 104; 142; 144; 192).
4.
System som angitt i krav 1, karakterisert ved at den første anordningen (38,40; 58; 70; 82; 106; 150; 202) innbefatter en magnet, og at den andre anordningen (42; 44; 60; 72; 84; 108; 152; 204) reagerer på et magnetfelt frembragt av magneten.
5.
System som angitt i krav 1, karakterisert ved at den andre anordningen (42; 44; 60; 72; 84; 108; 152; 204) innbefatter en radioaktiv anordning, og at nærheten mellom nevnte første og andre anordninger (38,40; 42,44;
58; 60; 70; 72; 82; 84; 106; 108; 150; 152; 202; 204) indikeres ved reaksjonen i den andre anordningen overfor radioaktivitet.
6.
System som angitt i krav 1, karakterisert ved at den første anordningen (38, 40; 58; 70; 82; 106; 150; 202) innbefatter en reed-bryter, og at den andre anordningen (42,44; 60; 72; 84; 108; 152; 204) reagerer på aktiveringen av reed-bryteren.
7.
System som angitt i krav 1, karakterisert ved at de overførte data i tillegg er indikerende med hensyn til de styrbare funksjoner for når verktøyet er innenfor en forutbestemt operativ avstand i forhold til utstyrsenheten (16;
104; 142; 144; 192).
8.
System som angitt i krav 1 eller 7, karakterisert ved at de overførte data dessuten innbefatter statusinformasjon for minst en utstyrsenhet (16;
104; 142; 144; 192) som er tilhørende den første kommunikasj onsanordningen (38,40;
58; 70; 82; 106; 150; 202).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/390,961 US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 1999-09-07 | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
PCT/US2000/023722 WO2001018357A2 (en) | 1999-09-07 | 2000-08-29 | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20021095D0 NO20021095D0 (no) | 2002-03-05 |
NO20021095L NO20021095L (no) | 2002-04-22 |
NO326282B1 true NO326282B1 (no) | 2008-11-03 |
Family
ID=23544656
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20021095A NO326282B1 (no) | 1999-09-07 | 2002-03-05 | System for nedihulls kommunikasjon mellom et bevegelig bronnverktoy og stasjonaert bronnutstyr, |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (5) | US6343649B1 (no) |
EP (2) | EP1212515B1 (no) |
AU (1) | AU6945500A (no) |
CA (2) | CA2654783C (no) |
NO (1) | NO326282B1 (no) |
WO (1) | WO2001018357A2 (no) |
Families Citing this family (216)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7108084B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-09-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
US6868906B1 (en) * | 1994-10-14 | 2005-03-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed-loop conveyance systems for well servicing |
US7040420B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-05-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US7228901B2 (en) * | 1994-10-14 | 2007-06-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US7013997B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US7147068B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-12-12 | Weatherford / Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US7509722B2 (en) * | 1997-09-02 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Positioning and spinning device |
US6742596B2 (en) * | 2001-05-17 | 2004-06-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for tubular makeup interlock |
US6536520B1 (en) * | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
GB9815809D0 (en) * | 1998-07-22 | 1998-09-16 | Appleton Robert P | Casing running tool |
GB2340857A (en) * | 1998-08-24 | 2000-03-01 | Weatherford Lamb | An apparatus for facilitating the connection of tubulars and alignment with a top drive |
US6333699B1 (en) | 1998-08-28 | 2001-12-25 | Marathon Oil Company | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US7283061B1 (en) * | 1998-08-28 | 2007-10-16 | Marathon Oil Company | Method and system for performing operations and for improving production in wells |
US20040239521A1 (en) | 2001-12-21 | 2004-12-02 | Zierolf Joseph A. | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US6684952B2 (en) | 1998-11-19 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corp. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
EP1582274A3 (en) * | 1998-12-22 | 2006-02-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes |
US7188687B2 (en) * | 1998-12-22 | 2007-03-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole filter |
GB2347441B (en) * | 1998-12-24 | 2003-03-05 | Weatherford Lamb | Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive |
GB2345074A (en) * | 1998-12-24 | 2000-06-28 | Weatherford Lamb | Floating joint to facilitate the connection of tubulars using a top drive |
US6857487B2 (en) * | 2002-12-30 | 2005-02-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with concentric strings of casing |
US6896075B2 (en) * | 2002-10-11 | 2005-05-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling with casing |
US6854533B2 (en) * | 2002-12-20 | 2005-02-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for drilling with casing |
US6536524B1 (en) | 1999-04-27 | 2003-03-25 | Marathon Oil Company | Method and system for performing a casing conveyed perforating process and other operations in wells |
US6386288B1 (en) | 1999-04-27 | 2002-05-14 | Marathon Oil Company | Casing conveyed perforating process and apparatus |
US9586699B1 (en) | 1999-08-16 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft |
US20060124306A1 (en) * | 2000-01-19 | 2006-06-15 | Vail William B Iii | Installation of one-way valve after removal of retrievable drill bit to complete oil and gas wells |
US20020036085A1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
US6989764B2 (en) * | 2000-03-28 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
GB0010378D0 (en) * | 2000-04-28 | 2000-06-14 | Bbl Downhole Tools Ltd | Expandable apparatus for drift and reaming a borehole |
US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
US7222676B2 (en) * | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
US6478087B2 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-12 | Cooper Cameron Corporation | Apparatus and method for sensing the profile and position of a well component in a well bore |
US7322410B2 (en) * | 2001-03-02 | 2008-01-29 | Shell Oil Company | Controllable production well packer |
US20020133942A1 (en) * | 2001-03-20 | 2002-09-26 | Kenison Michael H. | Extended life electronic tags |
US7014100B2 (en) * | 2001-04-27 | 2006-03-21 | Marathon Oil Company | Process and assembly for identifying and tracking assets |
NO322809B1 (no) | 2001-06-15 | 2006-12-11 | Schlumberger Technology Bv | Anordning og fremgangsmate for a overvake og styre utplassering av utstyr pa havbunnen |
US8515677B1 (en) | 2002-08-15 | 2013-08-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US9625361B1 (en) | 2001-08-19 | 2017-04-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US6557630B2 (en) | 2001-08-29 | 2003-05-06 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable |
US7104331B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Optical position sensing for well control tools |
EP1319800B1 (en) * | 2001-12-12 | 2006-02-22 | Cooper Cameron Corporation | Borehole equipment position detection system |
GB0206227D0 (en) * | 2002-03-16 | 2002-05-01 | Weatherford Lamb | Bore-lining and drilling |
US6973972B2 (en) * | 2002-04-23 | 2005-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Method for reduction of scale during oil and gas production and apparatus for practicing same |
US7230542B2 (en) * | 2002-05-23 | 2007-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Streamlining data transfer to/from logging while drilling tools |
US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
US6924745B2 (en) * | 2002-06-13 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for monitoring packer slippage |
US7054696B2 (en) * | 2002-07-18 | 2006-05-30 | Black & Decker Inc. | System and method for data retrieval in AC power tools via an AC line cord |
US6994176B2 (en) * | 2002-07-29 | 2006-02-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Adjustable rotating guides for spider or elevator |
US6776240B2 (en) | 2002-07-30 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole valve |
US6915848B2 (en) | 2002-07-30 | 2005-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Universal downhole tool control apparatus and methods |
US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
US6899186B2 (en) * | 2002-12-13 | 2005-05-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method of drilling with casing |
US6644110B1 (en) | 2002-09-16 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measurements of properties and transmission of measurements in subterranean wells |
US6865934B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for sensing leakage across a packer |
US20040065436A1 (en) * | 2002-10-03 | 2004-04-08 | Schultz Roger L. | System and method for monitoring a packer in a well |
US7350590B2 (en) | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7303022B2 (en) * | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
US7255173B2 (en) * | 2002-11-05 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7413018B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-08-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for wellbore communication |
US20040112597A1 (en) * | 2002-12-13 | 2004-06-17 | Syed Hamid | Packer set monitoring and compensating system and method |
US6953096B2 (en) * | 2002-12-31 | 2005-10-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable bit with secondary release device |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
US7040402B2 (en) | 2003-02-26 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corp. | Instrumented packer |
WO2004076804A1 (en) * | 2003-02-27 | 2004-09-10 | Weatherford/Lamb Inc. | Drill shoe |
US7503397B2 (en) * | 2004-07-30 | 2009-03-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of setting and retrieving casing with drilling latch and bottom hole assembly |
WO2004079147A2 (en) * | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for drilling with casing |
GB2415724B (en) * | 2003-03-05 | 2007-05-30 | Weatherford Lamb | Full bore lined wellbores |
CA2677247C (en) * | 2003-03-05 | 2012-09-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing running and drilling system |
US6899174B2 (en) * | 2003-04-02 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Floating instrument insert for a tool |
US7320363B2 (en) * | 2003-04-02 | 2008-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energized slip ring assembly |
GB2414759B (en) * | 2003-04-04 | 2007-11-07 | Weatherford Lamb | Method and apparatus for handling wellbore tubulars |
US7111677B2 (en) * | 2003-04-16 | 2006-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Sand control for blanking plug and method of use |
RU2331754C2 (ru) * | 2003-04-17 | 2008-08-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система для расширения пустотелого элемента в стволе скважины |
US7528736B2 (en) * | 2003-05-06 | 2009-05-05 | Intelliserv International Holding | Loaded transducer for downhole drilling components |
US7252152B2 (en) * | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
US7330129B2 (en) * | 2003-07-16 | 2008-02-12 | Black & Decker Inc. | System and method for data retrieval in AC power tools via an AC line cord |
US7390032B2 (en) * | 2003-08-01 | 2008-06-24 | Sonstone Corporation | Tubing joint of multiple orientations containing electrical wiring |
US7226090B2 (en) | 2003-08-01 | 2007-06-05 | Sunstone Corporation | Rod and tubing joint of multiple orientations containing electrical wiring |
US20050028983A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Lehman Lyle V. | Vibrating system and method for use in scale removal and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
US20110094732A1 (en) * | 2003-08-28 | 2011-04-28 | Lehman Lyle V | Vibrating system and method for use in sand control and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
US6978831B2 (en) * | 2003-09-17 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for sensing data in a well during fracturing |
US7264067B2 (en) * | 2003-10-03 | 2007-09-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of drilling and completing multiple wellbores inside a single caisson |
US7063146B2 (en) * | 2003-10-24 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for processing signals in a well |
US7775099B2 (en) * | 2003-11-20 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool sensor system and method |
US7063148B2 (en) | 2003-12-01 | 2006-06-20 | Marathon Oil Company | Method and system for transmitting signals through a metal tubular |
US7173863B2 (en) * | 2004-03-08 | 2007-02-06 | Sandisk Corporation | Flash controller cache architecture |
US7080699B2 (en) * | 2004-01-29 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore communication system |
US7234517B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for sensing load on a downhole tool |
US7832500B2 (en) * | 2004-03-01 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore drilling method |
US7025089B1 (en) * | 2004-03-03 | 2006-04-11 | Ian Marsac | System for accurately measuring choke position |
US7322416B2 (en) * | 2004-05-03 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a well bore using self-activating downhole tool |
US7168510B2 (en) * | 2004-10-27 | 2007-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical transmission apparatus through rotating tubular members |
US7832218B2 (en) * | 2004-11-12 | 2010-11-16 | Scott Anthony Hawkins | High efficiency apparatus and method for cooling produce |
GB0425008D0 (en) * | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Petrowell Ltd | Method and apparatus |
US7249636B2 (en) * | 2004-12-09 | 2007-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for communicating along a wellbore |
JP4885880B2 (ja) * | 2005-01-18 | 2012-02-29 | ベンシック・ジオテック・プロプライエタリー・リミテッド | 海底の現地測定及び現地テスト用の計測プローブ |
CA2538196C (en) * | 2005-02-28 | 2011-10-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deep water drilling with casing |
US7275597B2 (en) * | 2005-03-01 | 2007-10-02 | Intelliserv, Inc. | Remote power management method and system in a downhole network |
US20070168132A1 (en) * | 2005-05-06 | 2007-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore communication system and method |
US7597151B2 (en) * | 2005-07-13 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulically operated formation isolation valve for underbalanced drilling applications |
US20070023185A1 (en) * | 2005-07-28 | 2007-02-01 | Hall David R | Downhole Tool with Integrated Circuit |
US8826972B2 (en) * | 2005-07-28 | 2014-09-09 | Intelliserv, Llc | Platform for electrically coupling a component to a downhole transmission line |
US7762338B2 (en) * | 2005-08-19 | 2010-07-27 | Vetco Gray Inc. | Orientation-less ultra-slim well and completion system |
US20070044959A1 (en) * | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for evaluating a formation |
US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
GB0521917D0 (en) * | 2005-10-27 | 2005-12-07 | Red Spider Technology Ltd | Improved pressure equalising device and method |
US7673683B2 (en) * | 2006-01-23 | 2010-03-09 | Welldynamics, Inc. | Well tool having magnetically coupled position sensor |
EP1977075B1 (en) * | 2006-01-23 | 2016-10-19 | Welldynamics, Inc. | Well tool having magnetically coupled position sensor |
WO2007102821A1 (en) | 2006-03-09 | 2007-09-13 | Welldynamics, Inc. | Well tool having magnetically coupled position sensor |
US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
WO2007134255A2 (en) * | 2006-05-12 | 2007-11-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stage cementing methods used in casing while drilling |
US8276689B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
US8540027B2 (en) | 2006-08-31 | 2013-09-24 | Geodynamics, Inc. | Method and apparatus for selective down hole fluid communication |
GB0621031D0 (en) | 2006-10-24 | 2006-11-29 | Red Spider Technology Ltd | Downhole apparatus and method |
US10262168B2 (en) | 2007-05-09 | 2019-04-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Antenna for use in a downhole tubular |
US20090033176A1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for long term power in well applications |
US8196656B2 (en) * | 2007-09-19 | 2012-06-12 | Welldynamics, Inc. | Position sensor for well tools |
GB0720421D0 (en) | 2007-10-19 | 2007-11-28 | Petrowell Ltd | Method and apparatus for completing a well |
GB0804306D0 (en) | 2008-03-07 | 2008-04-16 | Petrowell Ltd | Device |
US10119377B2 (en) | 2008-03-07 | 2018-11-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
US9194227B2 (en) | 2008-03-07 | 2015-11-24 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a wellbore |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
AU2009244317B2 (en) * | 2008-05-05 | 2016-01-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US8439109B2 (en) * | 2008-05-23 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for depth measurement and correction during subsea intervention operations |
US20090294124A1 (en) * | 2008-05-28 | 2009-12-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for shifting a tool in a well |
SE532531C2 (sv) * | 2008-06-27 | 2010-02-16 | Atlas Copco Rock Drills Ab | Förfarande och anordning för kärnborrning |
US20100013663A1 (en) | 2008-07-16 | 2010-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Telemetry System Using an Optically Transmissive Fluid Media and Method for Use of Same |
WO2010009435A1 (en) * | 2008-07-17 | 2010-01-21 | Schlumberger Canada Limited | Downhole piezoelectric devices |
US8978757B2 (en) | 2008-07-17 | 2015-03-17 | Schlumberger Technology Corporation | Remote actuation testing tool for high pressure differential downhole environments |
US8109331B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed debris management system |
US8191623B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed shifting tool system |
US8136587B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-03-20 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed tubular scraper system |
US8056622B2 (en) * | 2009-04-14 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed debris management system |
US8210251B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed tubular cutter system |
US8151902B2 (en) * | 2009-04-17 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed bottom hole assembly with tractor |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
GB0914650D0 (en) | 2009-08-21 | 2009-09-30 | Petrowell Ltd | Apparatus and method |
US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
US8322428B2 (en) * | 2009-10-09 | 2012-12-04 | Vetco Gray Inc. | Casing hanger nesting indicator |
EP2333235A1 (en) * | 2009-12-03 | 2011-06-15 | Welltec A/S | Inflow control in a production casing |
WO2011119156A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bi-directional flapper/sealing mechanism and technique |
US8733448B2 (en) * | 2010-03-25 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically operated isolation valve |
US8505639B2 (en) * | 2010-04-02 | 2013-08-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
US8403068B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-03-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
US8850899B2 (en) | 2010-04-15 | 2014-10-07 | Marathon Oil Company | Production logging processes and systems |
WO2011139800A2 (en) * | 2010-04-27 | 2011-11-10 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole tag assembly |
US9715031B2 (en) | 2010-09-30 | 2017-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Data retrieval device for downhole to surface telemetry systems |
AU2011313778A1 (en) | 2010-10-06 | 2013-05-02 | Packers Plus Energy Services Inc. | Actuation dart for wellbore operations, wellbore treatment apparatus and method |
US8511389B2 (en) * | 2010-10-20 | 2013-08-20 | Vetco Gray Inc. | System and method for inductive signal and power transfer from ROV to in riser tools |
US8813857B2 (en) | 2011-02-17 | 2014-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Annulus mounted potential energy driven setting tool |
US9121250B2 (en) | 2011-03-19 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely operated isolation valve |
GB2491140B (en) * | 2011-05-24 | 2016-12-21 | Caledyne Ltd | Improved flow control system |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8757274B2 (en) | 2011-07-01 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool actuator and isolation valve for use in drilling operations |
US8881798B2 (en) | 2011-07-20 | 2014-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Remote manipulation and control of subterranean tools |
US8490687B2 (en) * | 2011-08-02 | 2013-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Safety valve with provisions for powering an insert safety valve |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US20130054034A1 (en) * | 2011-08-30 | 2013-02-28 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Method, device and system for monitoring subsea components |
US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
US9133671B2 (en) | 2011-11-14 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Wireline supported bi-directional shifting tool with pumpdown feature |
GB2496913B (en) | 2011-11-28 | 2018-02-21 | Weatherford Uk Ltd | Torque limiting device |
EP2599955A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-06-05 | Welltec A/S | Pressure integrity testing system |
US9041932B2 (en) | 2012-01-06 | 2015-05-26 | Chemimage Technologies Llc | Conformal filter and method for use thereof |
US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
US20130220598A1 (en) * | 2012-02-29 | 2013-08-29 | John L. Palumbo | System for Extracting Hydrocarbons From Underground Geological Formations and Methods Thereof |
US9091144B2 (en) * | 2012-03-23 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Environmentally powered transmitter for location identification of wellbores |
US9506324B2 (en) | 2012-04-05 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools selectively responsive to magnetic patterns |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US11414937B2 (en) * | 2012-05-14 | 2022-08-16 | Dril-Quip, Inc. | Control/monitoring of internal equipment in a riser assembly |
US9329086B2 (en) | 2012-05-30 | 2016-05-03 | Chemimage Technologies Llc | System and method for assessing tissue oxygenation using a conformal filter |
GB2502616B (en) | 2012-06-01 | 2018-04-04 | Reeves Wireline Tech Ltd | A downhole tool coupling and method of its use |
US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
US9784070B2 (en) * | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
EP2861818B1 (en) * | 2012-07-10 | 2018-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electric subsurface safety valve with integrated communications system |
US8950483B2 (en) * | 2012-07-13 | 2015-02-10 | Vetco Gray U.K. Limited | System and method for umbilical-less positional feedback of a subsea wellhead member disposed in a subsea wellhead assembly |
US20150198033A1 (en) * | 2012-08-08 | 2015-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-Well Piezoelectric Devices to Transmit Signals |
BR112015008913B1 (pt) | 2012-10-26 | 2021-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Válvula de inserção semiautônoma |
US9249657B2 (en) * | 2012-10-31 | 2016-02-02 | General Electric Company | System and method for monitoring a subsea well |
US9157800B2 (en) | 2013-01-15 | 2015-10-13 | Chemimage Technologies Llc | System and method for assessing analytes using conformal filters and dual polarization |
SG11201504424TA (en) * | 2013-02-08 | 2015-07-30 | Halliburton Energy Services Inc | Wireless activatable valve assembly |
US9587487B2 (en) | 2013-03-12 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
US8757265B1 (en) | 2013-03-12 | 2014-06-24 | EirCan Downhole Technologies, LLC | Frac valve |
US9051810B1 (en) | 2013-03-12 | 2015-06-09 | EirCan Downhole Technologies, LLC | Frac valve with ported sleeve |
US9739120B2 (en) | 2013-07-23 | 2017-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrical power storage for downhole tools |
US9482072B2 (en) | 2013-07-23 | 2016-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective electrical activation of downhole tools |
US9500074B2 (en) | 2013-07-31 | 2016-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic coupling of electrical power and data between downhole devices |
WO2015016927A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic coupling of electrical power and data between downhole devices |
WO2015039248A1 (en) | 2013-09-18 | 2015-03-26 | Packers Plus Energy Services Inc. | Hydraulically actuated tool with pressure isolator |
WO2015069214A1 (en) * | 2013-11-05 | 2015-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole position sensor |
US9650889B2 (en) | 2013-12-23 | 2017-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole signal repeater |
GB2536817B (en) * | 2013-12-30 | 2021-02-17 | Halliburton Energy Services Inc | Position indicator through acoustics |
GB2538865B (en) | 2014-01-22 | 2020-12-16 | Halliburton Energy Services Inc | Remote tool position and tool status indication |
AU2014388376B2 (en) | 2014-03-24 | 2017-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools having magnetic shielding for magnetic sensor |
US9574439B2 (en) * | 2014-06-04 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Downhole vibratory communication system and method |
EP2966256B1 (en) | 2014-07-10 | 2017-11-22 | Services Pétroliers Schlumberger | Master communication tool for distributed network of wireless communication devices |
EP2990593A1 (en) * | 2014-08-27 | 2016-03-02 | Welltec A/S | Downhole wireless transfer system |
US9646371B2 (en) | 2015-03-09 | 2017-05-09 | Dresser, Inc. | Utilizing an image of a valve assembly to identify the valve assembly found on a process line |
US9850725B2 (en) | 2015-04-15 | 2017-12-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One trip interventionless liner hanger and packer setting apparatus and method |
US9869174B2 (en) | 2015-04-28 | 2018-01-16 | Vetco Gray Inc. | System and method for monitoring tool orientation in a well |
US10100612B2 (en) | 2015-12-21 | 2018-10-16 | Packers Plus Energy Services Inc. | Indexing dart system and method for wellbore fluid treatment |
US10822900B2 (en) * | 2016-02-01 | 2020-11-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Positioning tool with extendable landing dogs |
US10151194B2 (en) | 2016-06-29 | 2018-12-11 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pump with proximity sensor |
US10544648B2 (en) | 2017-04-12 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for sealing a wellbore |
WO2019027894A1 (en) | 2017-08-01 | 2019-02-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | USE OF CROSSTALK BETWEEN ADJACENT CABLES FOR WIRELESS COMMUNICATION |
GB2581485B (en) | 2019-02-15 | 2021-03-10 | Reeves Wireline Tech Ltd | A downhole connection |
US11299968B2 (en) | 2020-04-06 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing wellbore annular pressure with a release system |
US11421492B2 (en) * | 2020-08-26 | 2022-08-23 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus of smart landing nipple system |
US11702904B1 (en) | 2022-09-19 | 2023-07-18 | Lonestar Completion Tools, LLC | Toe valve having integral valve body sub and sleeve |
Family Cites Families (40)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB264665A (en) | 1926-02-03 | 1927-01-27 | Lupton Brothers Ltd | Improvements in ring temples for looms |
US4134452A (en) * | 1977-09-14 | 1979-01-16 | Gulf Research & Development Company | Well testing tool |
GB2104665A (en) * | 1981-08-03 | 1983-03-09 | Arsenio Negro | Borehole sensing device |
US4656463A (en) * | 1983-04-21 | 1987-04-07 | Intelli-Tech Corporation | LIMIS systems, devices and methods |
US4499955A (en) | 1983-08-12 | 1985-02-19 | Chevron Research Company | Battery powered means and method for facilitating measurements while coring |
US4572293A (en) * | 1984-08-31 | 1986-02-25 | Standard Oil Company (Now Amoco Corporation) | Method of placing magnetic markers on collarless cased wellbores |
US4570718A (en) | 1984-12-21 | 1986-02-18 | Adams Jr Harold P | Oil level sensor system and method for oil wells |
US4617960A (en) | 1985-05-03 | 1986-10-21 | Develco, Inc. | Verification of a surface controlled subsurface actuating device |
US4753292A (en) * | 1985-07-03 | 1988-06-28 | Halliburton Company | Method of well testing |
US4698631A (en) * | 1986-12-17 | 1987-10-06 | Hughes Tool Company | Surface acoustic wave pipe identification system |
US4790380A (en) * | 1987-09-17 | 1988-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Wireline well test apparatus and method |
US4804042A (en) * | 1987-11-24 | 1989-02-14 | Marathon Oil Company | Bottom hole shut-in tool |
US4842064A (en) * | 1987-12-22 | 1989-06-27 | Otis Engineering Corporation | Well testing apparatus and methods |
US4830107A (en) * | 1988-06-13 | 1989-05-16 | Otis Engineering Corporation | Well test tool |
US5008664A (en) | 1990-01-23 | 1991-04-16 | Quantum Solutions, Inc. | Apparatus for inductively coupling signals between a downhole sensor and the surface |
US5188183A (en) | 1991-05-03 | 1993-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids |
US5236047A (en) * | 1991-10-07 | 1993-08-17 | Camco International Inc. | Electrically operated well completion apparatus and method |
US5257530A (en) | 1991-11-05 | 1993-11-02 | Atlantic Richfield Company | Acoustic sand detector for fluid flowstreams |
US5202680A (en) * | 1991-11-18 | 1993-04-13 | Paul C. Koomey | System for drill string tallying, tracking and service factor measurement |
FR2688027B1 (fr) | 1992-02-27 | 1994-04-15 | Institut Francais Petrole | Support et connecteur d'un cable interne a une conduite, systeme et methode de mesure. |
US5271538A (en) * | 1992-07-27 | 1993-12-21 | Brian Lipker | Pour-it-all canister |
US5273112A (en) * | 1992-12-18 | 1993-12-28 | Halliburton Company | Surface control of well annulus pressure |
CA2131595A1 (en) * | 1993-10-12 | 1995-04-13 | David P. Decker | Methods for conducting tubing-conveyed perforating operations in well bores |
US5477921A (en) | 1994-07-19 | 1995-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for logging a well while fishing for the logging tool |
US5555945A (en) * | 1994-08-15 | 1996-09-17 | Halliburton Company | Early evaluation by fall-off testing |
US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
US5960883A (en) | 1995-02-09 | 1999-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Power management system for downhole control system in a well and method of using same |
US5531270A (en) | 1995-05-04 | 1996-07-02 | Atlantic Richfield Company | Downhole flow control in multiple wells |
FR2740827B1 (fr) | 1995-11-07 | 1998-01-23 | Schlumberger Services Petrol | Procede de recuperation, par voie acoustique, de donnees acquises et memorisees dans le fond d'un puits et installation pour la mise en oeuvre de ce procede |
FR2750450B1 (fr) * | 1996-07-01 | 1998-08-07 | Geoservices | Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique |
CA2215628C (en) * | 1996-09-23 | 2006-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Well control systems employing downhole network |
US5991602A (en) * | 1996-12-11 | 1999-11-23 | Labarge, Inc. | Method of and system for communication between points along a fluid flow |
US6028534A (en) | 1997-06-02 | 2000-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling |
US5971072A (en) * | 1997-09-22 | 1999-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Inductive coupler activated completion system |
US6199629B1 (en) * | 1997-09-24 | 2001-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled downhole safety valve system |
US6041864A (en) * | 1997-12-12 | 2000-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well isolation system |
US5984009A (en) * | 1998-02-06 | 1999-11-16 | Western Atlas International, Inc. | Logging tool retrieval system |
US6105690A (en) * | 1998-05-29 | 2000-08-22 | Aps Technology, Inc. | Method and apparatus for communicating with devices downhole in a well especially adapted for use as a bottom hole mud flow sensor |
US6151961A (en) | 1999-03-08 | 2000-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole depth correlation |
-
1999
- 1999-09-07 US US09/390,961 patent/US6343649B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-08-29 EP EP00957901A patent/EP1212515B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-08-29 WO PCT/US2000/023722 patent/WO2001018357A2/en active Application Filing
- 2000-08-29 CA CA2654783A patent/CA2654783C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-29 AU AU69455/00A patent/AU6945500A/en not_active Abandoned
- 2000-08-29 CA CA002383370A patent/CA2383370C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-29 EP EP10172207A patent/EP2243924A1/en not_active Withdrawn
- 2000-12-20 US US09/745,911 patent/US6481505B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-12-20 US US09/747,034 patent/US6588505B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-12-20 US US09/745,618 patent/US6497280B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-12-20 US US09/746,185 patent/US6359569B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-03-05 NO NO20021095A patent/NO326282B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2243924A1 (en) | 2010-10-27 |
EP1212515B1 (en) | 2010-09-22 |
WO2001018357B1 (en) | 2001-09-20 |
US20010013410A1 (en) | 2001-08-16 |
NO20021095L (no) | 2002-04-22 |
US20010043146A1 (en) | 2001-11-22 |
US20010013411A1 (en) | 2001-08-16 |
CA2654783A1 (en) | 2001-03-15 |
US20010042617A1 (en) | 2001-11-22 |
AU6945500A (en) | 2001-04-10 |
CA2654783C (en) | 2011-10-18 |
WO2001018357A2 (en) | 2001-03-15 |
WO2001018357A3 (en) | 2001-08-02 |
NO20021095D0 (no) | 2002-03-05 |
CA2383370C (en) | 2009-04-07 |
US6359569B2 (en) | 2002-03-19 |
US6481505B2 (en) | 2002-11-19 |
EP1212515A2 (en) | 2002-06-12 |
US6497280B2 (en) | 2002-12-24 |
US6588505B2 (en) | 2003-07-08 |
US6343649B1 (en) | 2002-02-05 |
CA2383370A1 (en) | 2001-03-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO326282B1 (no) | System for nedihulls kommunikasjon mellom et bevegelig bronnverktoy og stasjonaert bronnutstyr, | |
AU702134B2 (en) | Downhole data transmission | |
US11047189B2 (en) | Autonomous unit launching system for oil and gas wells logging, method of installation and uninstallation of said autonomous unit in the system and rescue system | |
AU2013273664B2 (en) | System and method for monitoring tubular components of a subsea structure | |
CN101421483B (zh) | 使用安装在钢井壁管上的螺旋线圈源以电磁方式确定钻头的相对位置 | |
NO20120833A1 (no) | Maleanordninger med minneetiketter samt fremgangsmater for disse. | |
NO323031B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for å bestemme et bevegelig verktøys posisjon i et brønnrør | |
NO317626B1 (no) | Anordning for blokkering av verktoytransport i en produksjonsbronn | |
NO338912B1 (no) | Metode og brønnhullsventilsammenstilling for aktivering av et nedihulls-verktøy | |
EA038849B1 (ru) | Способ испытания давлением | |
MXPA06011813A (es) | Componente utilizado en fases de formacion, construccion, reparacion y produccion de un pozo y metodo de identificacion del componente. | |
NO332333B1 (no) | Fremgangsmate til fjerning av avfall fra en bronnboring | |
NO20120859A1 (no) | Fremgangsmate og apparat for overvakning av akustisk aktivitet i en undergrunnsformasjon | |
NO320754B1 (no) | Oppblasing-verifiseringssystem for bruk i et bronnhull, samt fremgangsmate for verifisering av oppblasing av et oppblasbart bronnverktoy. | |
CN103362494A (zh) | 海底多环带传感器 | |
NO20130634A1 (no) | Metode og apparat til tradlos kommunikasjon under vannet | |
US20220025757A1 (en) | System and method for acquiring wellbore data | |
Feder | Field Trial of Cloud-Connected Wireless Completion System |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |