NO334024B1 - Nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rørseksjon som del av et produksjonsrør - Google Patents
Nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rørseksjon som del av et produksjonsrør Download PDFInfo
- Publication number
- NO334024B1 NO334024B1 NO20085042A NO20085042A NO334024B1 NO 334024 B1 NO334024 B1 NO 334024B1 NO 20085042 A NO20085042 A NO 20085042A NO 20085042 A NO20085042 A NO 20085042A NO 334024 B1 NO334024 B1 NO 334024B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe
- measuring device
- sensor housing
- pressure
- flaps
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 28
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 13
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 3
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 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
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Description
NEDIHULLS TRYKK- OG VIBRASJONSMÅLEINNRETNING INTEGRERT I EN RØRSEKSJON SOM EN DEL AV ET PRODUKSJONSRØR
Oppfinnelsen angår en nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rør-seksjon som del av et produksjonsrør ved utvinning av hydrokarboner slik det er angitt i innledningen til det medfølgende krav 1.
Nedihulls instrumentering benyttes for å innhente måledata i produksjonsbrønner og er et viktig redskap for å styre produksjonen optimalt. Påliteligheten ved nedihulls målere er dårlig ved temperaturer som 110° C eller høyere. En tommelfingerregel sier at feilraten dobles for hver ti grader økning i temperatur.
Redusert levetid for nedihulls instrumentering i olje- og gassbrønner på grunn av høy temperatur er et stort problem. Kostnadene ved en brønnintervensjon er i praksis for store til at nedihulls instrumentering som svikter, skiftes ut. Spesielt gjelder dette for undervannsbrønner. Tap av denne instrumenteringsfunksjonen kan over tid få økono-miske konsekvenser ved at kontrollen over brønnen ikke er optimal.
Moderne målesystemer er typisk silikon-, safir- eller kvartssensorer med elektronikk. Et stort antall nedihulls elektroniske målesystemer har blitt installert i de siste tjue år, og mange studier er foretatt for å evaluere påliteligheten til denne type utstyr. Én evaluering avdekket at bare 88 % av installasjonene fortsatt fungerte etter fire års drift, og en trend viste et frafall på 3 % per år, hvilket indikerer at 1/3 av brønnene ville ha mistet nedihulls overvåking ved slutten av brønnens levetid.
Andre nedihulls målesystemer er fiberoptiske måleinstrumenter som tåler høye temperaturer, men som angripes av hydrogen som sverter fibrene. Måleinstrumenter med kapillarrør brukes primært til trykkmålinger med inertgass som nitrogen og helium, og i kombinasjoner med fiberoptisk temperaturmåling. Feil kan oppstå ved at partikler blokkerer boblerør, for eksempel ved gasslekkasjer og når trykkammer er underdi-mensjonerte, slik at olje kommer inn i gassrør.
Fra patentlitteraturen hitsettes som bakgrunnsteknikk:
- US 5,226,494 beskriver et nedihulls verktøy der strekklapper skal registrere påførte krefter for å initiere en nedihulls funksjon uten å benytte porter i produksjonsrøret eller arbeidsstrengen for å skaffe tilveie pålitelig aktivering av funksjonen fra overfla-ten. Endringer i signal fra strekklappene montert på en rørdel som inngår i verktøyet ved mekanisk påvirkning, kan registreres av nedihulls elektronikk, og når en aktive-rende påvirkningssekvens gjenkjennes, vil elektronikken utløse opplagret energi i verktøyet, som utfører en ønsket verktøyfunksjon.
- US 6,384,738 beskriver en oppfinnelse med samme formål.
Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste én av ulempene ved kjent teknikk, eller i det minste å skaffe til veie et nyttig alternativ til kjent teknikk.
Formålet oppnås ved trekk som er angitt i nedenstående beskrivelse og i etterfølgende patentkrav.
Omsøkte oppfinnelse skiller seg vesentlig fra begge ovennevnte, hva angår både formål, utførelse og funksjon.
Foreliggende søknad vedrører en nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rørseksjon som del av et produksjonsrør, og måleinnretningen er kjennetegnet ved de i patentkravene fremsatte karakteristikker.
Formålet med oppfinnelsen er å fremskaffe et system som er robust i forhold til temperatur og vibrasjon, og med følgende funksjonalitet:
- måling av innvendig trykk i produksjonsrøret
- måling av trykk i ringrom mellom brønnens produksjonsrør og foringsrør
- måling av temperatur
- måling av vibrasjon.
Oppfinnelsen vedrører mer spesifikt en nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning
integrert i en rørseksjon som en del av et produksjonsrør, der måleinnretningen utgjø-res av et sensorhus og et todelt klammer på sensorhusets øvre del, hvorfra en elektrisk, flerleders kabelforbindelse fra minst fire nipler i et kabelrør er klamret opp langs produksjonsrøret med føringer gjennom brønnhodeinstallert utstyr til en forsterkeren-het og en kontrollenhet over brønnhodet, kjennetegnet ved at
sensorhuset danner et ringrom omkring rørseksjonen og er fylt med en inert
gass,
i ringrommet er et første sett strekklapper festet på en utovervendende sidevegg på produksjonsrøret jevnt fordelt langs den utovervendende sideveggens periferi, og et andre sett strekklapper er festet på en innovervendende vegg på sensorhuset jevnt fordelt langs den innovervendende veggens periferi, og
strekklappene er forbundet med glasspenetratorer til elektriske ledere i kabel-rør som er terminert i et røroppheng til forsterkerenheten og kontrollenheten.
Trykk- og vibrasjonsmåleinnretningen kan omfatte et termometer for måling av temperaturer samt midler for behandling av trykkmålingssignaler fra strekklappene som mål på vibrasjon i produksjonsrøret.
I det etterfølgende beskrives et eksempel på en foretrukket utførelsesform som er anskueliggjort på medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 viser en perspektivskisse av en strekklappbasert måleinnretning som er montert på en rørseksjon som er skjøtet inn som en del av et pro-duksjonsrør i en olje- eller gassbrønn og som registrerer overflatespen-ningen fra trykk innvendig i produksjonsrøret og overflatespenning fra utvendig trykk i ringrommet mellom produksjonsrøret og et foringsrør i en brønn; Fig. 2 viser et sideriss av måleinnretningen; Fig. 3 viser en perspektivskisse av en detalj i måleinnretningen hvor sensorhuset for oversiktens skyld er fjernet, men hvor posisjonen til strekklapper anordnet på en innovervendende vegg på sensorhuset er indikert;
Fig. 4 viser et sideriss av en detalj av en kabelterminering; og
Fig. 5 viser et skjematisk sidesnitt av en undervanns produksjonsbrønn, der et produksjonsrør med den strekklappbaserte måleinnretningen og en nedihulls sikkerhetsventil løper opp til et ventiltre.
Det henvises først til figurene 1-4. Hoveddelene av måleinnretningen er en rørseksjon 1 med en konisk del som sammenføyes med et sensorhus 2 med et todelt klammer 3 anordnet i sensorhusets 2 øvre ende og som beskytter glasspenetratorer 4 som for-binder korresponderende strekklapper 7, 8 med kabelforbindelser innvendig i kabelrør 9 som strekker seg langs et produksjonsrør 20 i en flerleders kabelforbindelse 10 med elektriske gjennomføringer i en brønns røroppheng 21.
Sensorhuset 2 tildanner sammen med pakninger 2A, 2B et tett ringrom 5 mellom en innovervendende vegg 2C på det utvendige sensorhuset 2 og en utovervendende sidevegg IA rørseksjonen 1 og som gjennom en fyllingskanal 6 er fylt med en inert gass, fortrinnsvis nitrogen. Sensorhuset 2 beskytter strekklappene 7, 8 som er jevnt fordelt på innsiden av sensorhuset 2 langs ringrommets 5 periferi. Strekklappene 7, 8 er fortrinnsvis festet med lim som tåler minst 250° C, henholdsvis på den innovervendende veggen 2C av sensorhuset 2 og på rørseksjonens 1 utovervendende sidevegg IA, slik at både det innvendige og det utvendige trykket som virker på produksjonsrø-ret 20, blir målt.
En temperaturmåler kan integreres, og signaler føres opp til forsterker- og kontrollen-heter 11, 12 på tilsvarende måte som for strekklappene.
Måleinnretningen forbindes med forsterkerenheten 11 via elektriske ledere innkapslet i kabelrørene 9 som klamres til produksjonsrøret 20, og blir terminert i røropphenget 21 med den elektriske flerleders kabelforbindelsen 10 til forsterkerenheten 11 og sammenkoplet med kontrollenheten 12 på utsiden av brønnhodeutstyret.
Det går ledninger mellom strekklappene 7, 8 til pinner 4A på glasspenetratorene 4 som går gjennom sensorhusets 2 øvre ende.
Glasspenetratorene 4 er utstyrt med et utvendig gjengeparti og blir skrudd inn gjennom gjengede hull i toppen av sensorhuset 2, slik at utvendige pakningsringer 4B tetter mot godset i sensorhusets 2 øvre ende når de er helt innskrudd. En utvendig rør-mutter 9C tres inn på hvert av kabelrørene 9 før korte rørstusser 9B med krage på røret blir sveist på enden av hvert sitt rør 9A med EB-( Electron fleam-)sveis. Kabelrø-rene 9 blir levert på trommel og termineres mot måleinnretningens glasspenetratorer 4 som en del av installasjonen.
Kabelterminering innebærer at lederne som stikker ut av hver av kabelrørendene 9B, blir loddet til pinner 4C på de korresponderende glasspenetratorene 4. Rørstussen 9B føres inn i den øvre enden av glasspenetratoren 4 inntil en krage på rørstussen 9B ligger an mot den øvre kanten av glasspenetratoren 4. Pakninger 4D innvendig på toppen av glasspenetratoren 4 tetter mot rørstussen 9B. Rørmutteren 9C skrues til slutt inn på det utvendige gjengeparti på toppen av glasspenetratoren 4, til den klemmer kragen på rørenden 9B mot anleggsflaten på toppen av glasspenetratoren 4, og kabelrøret 9 er dermed forankret til glasspenetratoren 4.
Ved hjelp av en særlig programvare behandles trykkmålingssignalene som mottas fra de strekklappbaserte sensorene, også for å måle vibrasjon i produksjonsrøret 20.
Det er ikke plassert noen form for elektronikk i brønnen.
Fig. 5 viser et skjematisk sidesnitt av en undervanns produksjonsbrønn, der produk-sjonsrøret 20 med en måleinnretning i sensorhuset 2 og en nedihulls sikkerhetsventil 22, løper opp til et horisontalt ventiltre 23.
Claims (2)
1. Nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rørseksjon (1) som en del av et produksjonsrør (20), der måleinnretningen utgjøres av et sensorhus (2) og et delt klammer (3) på sensorhusets (2) øvre del, hvorfra en elektrisk, flerleders kabelforbindelse (10) fra minst fire nipler i et kabelrør (9) er klamret opp langs produksjonsrøret (20) med føringer gjennom brønnhodeinstallert utstyr til en forsterkeren het (11) og en kontrollenhet (12) over brønnhodet,karakterisert vedat
sensorhuset (2) danner et ringrom (5) omkring rørseksjonen (1) og er fylt med en mett gass, fortrinnsvis nitrogen,
i ringrommet (5) er et første sett strekklapper (7) festet på en utovervendende sidevegg (IA) på produksjonsrøret (1) fordelt langs den utovervendende sideveggens (IA) periferi, og et andre sett strekklapper (8) er festet på en innovervendende vegg (2C) på sensorhuset (2) fordelt langs den innovervendende veggens (2C) periferi, og
strekklappene (7, 8) er forbundet med glasspenetratorer (4) til elektriske ledere i kabelrør (9) som er terminert i et røroppheng (21) til forsterkerenheten (11) og kontrollenheten (12).
2. Nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning ifølge krav 1,karakterisert vedat trykk- og vibrasjonsmåleinnretningen omfatter
et termometer for måling av temperaturer, og
midler for behandling av trykkmålingssignaler fra strekklappene (7, 8) som mål på vibrasjon i produksjonsrøret.
Priority Applications (6)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20085042A NO334024B1 (no) | 2008-12-02 | 2008-12-02 | Nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rørseksjon som del av et produksjonsrør |
PCT/NO2009/000399 WO2010064919A1 (en) | 2008-12-02 | 2009-11-20 | A downhole pressure and vibration measuring device integrated in a pipe section as a part of a production tubing |
EP09830626.9A EP2352902B1 (en) | 2008-12-02 | 2009-11-20 | A downhole pressure and vibration measuring device integrated in a pipe section as a part of a production tubing |
BRPI0916469-3A BRPI0916469B1 (pt) | 2008-12-02 | 2009-11-20 | Dispositivo de medição de vibração e pressão em um poço integrado numa secção do tubo como parte de uma tubulação de produção |
US13/132,072 US8701480B2 (en) | 2008-12-02 | 2009-11-20 | Downhole pressure and vibration measuring device integrated in a pipe section as a part of a production tubing |
AU2009323067A AU2009323067B2 (en) | 2008-12-02 | 2009-11-20 | A downhole pressure and vibration measuring device integrated in a pipe section as a part of a production tubing |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20085042A NO334024B1 (no) | 2008-12-02 | 2008-12-02 | Nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rørseksjon som del av et produksjonsrør |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20085042L NO20085042L (no) | 2010-06-03 |
NO334024B1 true NO334024B1 (no) | 2013-11-18 |
Family
ID=42233421
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20085042A NO334024B1 (no) | 2008-12-02 | 2008-12-02 | Nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rørseksjon som del av et produksjonsrør |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8701480B2 (no) |
EP (1) | EP2352902B1 (no) |
AU (1) | AU2009323067B2 (no) |
BR (1) | BRPI0916469B1 (no) |
NO (1) | NO334024B1 (no) |
WO (1) | WO2010064919A1 (no) |
Families Citing this family (39)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10480308B2 (en) | 2012-12-19 | 2019-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals |
WO2014100262A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Telemetry for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore |
US9557434B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-01-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
US9816373B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for relieving annular pressure in a wellbore using a wireless sensor network |
WO2014100275A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
WO2014100276A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
US9121261B2 (en) * | 2013-02-20 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coiled tubing system with multiple integral pressure sensors and DTS |
WO2015080754A1 (en) | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
US9777557B2 (en) * | 2014-05-14 | 2017-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for operating a device in a wellbore using signals generated in response to strain on a downhole member |
WO2016039900A1 (en) | 2014-09-12 | 2016-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Comapny | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
CN104316280B (zh) * | 2014-11-17 | 2016-10-26 | 合肥江航飞机装备有限公司 | 某型飞机外挂副油箱的晃振试验夹具 |
US9932815B2 (en) | 2014-12-05 | 2018-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring tubing related equipment |
US9863222B2 (en) | 2015-01-19 | 2018-01-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry |
US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
US11492894B2 (en) | 2016-08-01 | 2022-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Instrumented tube for measuring flow from a wellbore blowout |
US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic wireless network |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
CA3079020C (en) | 2017-10-13 | 2022-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
US10724363B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks |
CA3078686C (en) | 2017-10-13 | 2022-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications |
AU2018347467B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations with communications |
US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
AU2018367388C1 (en) | 2017-11-17 | 2022-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
CA3086529C (en) | 2017-12-29 | 2022-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
CA3090799C (en) | 2018-02-08 | 2023-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
NO347015B1 (en) * | 2021-05-21 | 2023-04-03 | Nor Oil Tools As | Tool |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5226494A (en) * | 1990-07-09 | 1993-07-13 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface well apparatus |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3713334A (en) * | 1971-01-25 | 1973-01-30 | R Vann | Downhole recorder device for logging boreholes |
US4144768A (en) * | 1978-01-03 | 1979-03-20 | The Boeing Company | Apparatus for analyzing complex acoustic fields within a duct |
US4805449A (en) * | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
US6055213A (en) | 1990-07-09 | 2000-04-25 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface well apparatus |
US5343963A (en) * | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
US6435030B1 (en) | 1999-06-25 | 2002-08-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Measurement of propagating acoustic waves in compliant pipes |
CA2442413C (en) * | 2002-07-23 | 2011-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean well pressure and temperature measurement |
US6957574B2 (en) * | 2003-05-19 | 2005-10-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Well integrity monitoring system |
US6802215B1 (en) * | 2003-10-15 | 2004-10-12 | Reedhyealog L.P. | Apparatus for weight on bit measurements, and methods of using same |
US20050103123A1 (en) * | 2003-11-14 | 2005-05-19 | Newman Kenneth R. | Tubular monitor systems and methods |
US7878266B2 (en) * | 2007-08-24 | 2011-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole force measurement |
-
2008
- 2008-12-02 NO NO20085042A patent/NO334024B1/no unknown
-
2009
- 2009-11-20 AU AU2009323067A patent/AU2009323067B2/en active Active
- 2009-11-20 WO PCT/NO2009/000399 patent/WO2010064919A1/en active Application Filing
- 2009-11-20 BR BRPI0916469-3A patent/BRPI0916469B1/pt active IP Right Grant
- 2009-11-20 EP EP09830626.9A patent/EP2352902B1/en active Active
- 2009-11-20 US US13/132,072 patent/US8701480B2/en active Active
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5226494A (en) * | 1990-07-09 | 1993-07-13 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface well apparatus |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0916469A2 (pt) | 2019-11-05 |
EP2352902A1 (en) | 2011-08-10 |
EP2352902A4 (en) | 2017-03-29 |
BRPI0916469B1 (pt) | 2020-09-15 |
AU2009323067B2 (en) | 2013-01-24 |
WO2010064919A1 (en) | 2010-06-10 |
AU2009323067A1 (en) | 2011-07-07 |
US20120024052A1 (en) | 2012-02-02 |
US8701480B2 (en) | 2014-04-22 |
NO20085042L (no) | 2010-06-03 |
EP2352902B1 (en) | 2018-01-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO334024B1 (no) | Nedihulls trykk- og vibrasjonsmåleinnretning integrert i en rørseksjon som del av et produksjonsrør | |
CN105899759A (zh) | 用于应变传感器的安装支架 | |
CN107290233B (zh) | 一种油气井爆炸射孔管柱力学实验装置及实验方法 | |
NO316535B1 (no) | Anordning for registrering av vekt og moment på en borkrone under boring av en brønn | |
AU2012325240B2 (en) | Methods for installing and retrieving a well monitoring apparatus | |
EP3828379B1 (en) | Instrumented subsea flowline jumper connector | |
US9932815B2 (en) | Monitoring tubing related equipment | |
NO302432B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for måling av brönnfluidumparametere | |
US20140312752A1 (en) | Longitudinal Absorber for Downhole Tool Chassis | |
NO313161B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for testing av gjengede rörsammenkoblinger på et oljefelt | |
US9677951B2 (en) | Non-intrusive pressure sensor system | |
US8943905B2 (en) | Torsion measurement device | |
CN107063524B (zh) | 油井杆管侧向力测试仪及测试方法 | |
NO20100470A1 (no) | Fremgangsmate og anordning for a bestemme testbelastning i en bronn i grunnen | |
US3492866A (en) | Well tubing behavior measurement apparatus and method | |
CN109100217A (zh) | 一种抗硫化氢应力腐蚀四点弯试验夹具 | |
US20230243253A1 (en) | Method of monitoring the loading of a subsea production system | |
RU188122U1 (ru) | Датчик избыточного давления в напорном трубопроводе | |
CN207420472U (zh) | 一种钻井用振动监测传感器安装短接 | |
US20160138384A1 (en) | Constant volume temperature to pressure transducer for use with retrievable pressure sensor assemblies | |
CN203756160U (zh) | 一种海底电磁测量仪 | |
CN114856530A (zh) | 一种石油井口仪表安装构件 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: ELECTRICAL SUBSEA & DRILLING AS, NO |