NO335448B1 - Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data med minst en akustisk sensor festet til brønnforingen - Google Patents
Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data med minst en akustisk sensor festet til brønnforingen Download PDFInfo
- Publication number
- NO335448B1 NO335448B1 NO20045297A NO20045297A NO335448B1 NO 335448 B1 NO335448 B1 NO 335448B1 NO 20045297 A NO20045297 A NO 20045297A NO 20045297 A NO20045297 A NO 20045297A NO 335448 B1 NO335448 B1 NO 335448B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- casing
- wellbore
- sensors
- data
- sensor
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 38
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 33
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 20
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/14—Casing shoes for the protection of the bottom of the casing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/005—Monitoring or checking of cementation quality or level
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B47/07—Temperature
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—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 using acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
Abstract
En fremgangsmåte for innsamling av geologiske data fra et brønnborehull (40) omfatter at én eller flere geologiske parametere avføles i løpet av boring av brønnborehullet ved hjelp av minst én av sensorene (72, 88, 90, 92) fastgjort til en overflate av et brønnfôringsrør (52) anbrakt i brønnborehullet; data fra minst én av sensorene innsamles; og dataene sendes til overflaten. De avfølte dataene kan for eksempel være temperatur, trykk, akustisk energi, strekkbelastning og spenning.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører i hovedsak en fremgangsmåte og anordning for innsamling av data vedrørende geologiske egenskaper i undergrunns- eller undersjøiske formasjoner i nærheten av en brønnboring under oppbygging. Nærmere bestemt ved-rører den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og anordning for innsamling av data vedrørende formasjonene i løpet av og etter at brønnboringen er boret og konstru-ert. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte og anordning for innsamling av data vedrørende de formasjonssensorene, aktuatorer og generatorer koplet til en brønnforing inne i brønnboringen. Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte og anordning for å kommunisere data innsamlet dypt nede i en brønn, til overflaten.
Geologer og geofysikere samler inn data vedrørende undergrunnsformasjoner for å kunne forutsi hvor hydrokarboner, så som olje og gass, befinner seg. Tradisjonelt innsamles en slik informasjon i løpet av letefasen. I de senere år har imidlertid teknikken ut-viklet seg for å muliggjøre innsamlingen av geofysiske og geologiske data samtidig med at brønnen bores.
I for eksempel "Vertical Seismic Profiling" ("VSP"), avbrytes boreoperasjoner for å plassere en serie med seismiske sensorer ved adskilte dybder i et borehull. En kilde på overflaten frigjør energi som reflekteres tilbake fra de geologiske formasjonene i undergrunnen. De seismiske sensorene i borehullet senser den reflekterte energien og frembringer signaler som representerer refleksjonene til overflaten, for analyse.
I en påfølgende utvikling, kjent som "borekroneseismikk", anbringes seismiske sensorer ved overflaten nær borehullet for å sense seismisk energi som tildeles jorden av borekronen ved boring. Denne sensede energien benyttes på den tradisjonelle seismiske måten for å påvise refleksjoner fra geologiske formasjoner i undergrunnen. Videre benyttes denne teknikken for å påvise "skygger", eller redusere størrelsen på den seismiske energien forårsaket av undergrunnsformasjoner, så som gassreservoarer, mellom borekronen og overflatesensorene.
US 4775009 A beskriver en prosess for å installere seismiske sensorer inne i en petrole-umsproduksjonsbrønn utstyrt med et sementert foringsrør som innebærer å anordne de seismiske sensorene langs en ytre flate til foringsrøret før senkning ned i en boret brønn og sementering av et ringformet rom mellom foringsrøret og brønnen for å akustisk for-binde sensorene til geologiske formasjoner.
US 4207619 A beskriver et seismisk datainnsamlingssystem til bruk i brønnboreoperas-joner. En seismisk pulsgenerator kan plasseres i borestrengen nær borkronen og føres nedover i brønnen for å generere seismiske pulser i enhver dybde.
WO 9307514 A beskriver et system og en metode for å utføre seismisk kartlegging og overvåkning under boring av en brønn. Systemet genererer energi slik som akustiske vibrasjoner og elektromagnetisk energi, ved en nedihulls plassering og overfører det samme inn i den omkringliggende jorden. Energien kan overføres av selve boreopera-sjonen, eller kan lages av en nedihulls anordning. Nedihulls sensorer er tilveiebrakt som avføler energien etter at den har passert jorden som omgir brønnboret.
En svært forenklet beskrivelse av de trinnene som er involvert ved å bore en oljebrønn vil nå bli fremlagt. En del av oljebrønnen bores ved hjelp av en borestreng bestående av borerør, vektrør (drill collars) og borekrone. Etter at en del av brønnen er boret, føres en seksjon med foringsrør, eller et rør med stor boring, inn i brønnboringen og sementeres for blant annet sonemessig isolasjon. Foringen eller foringsrøret utfører flere funksjoner som blant annet omfatter: forhindrer borehullet fra å falle sammen, forhindrer fluider i borehullet fra å kontaminere de omkringliggende formasjoner, forhindrer til-strømning av vann inn i de omkringliggende formasjoner, opptar enhver produksjon fra brønnen, muliggjøre trykkregulering, å utgjøre omgivelser for installasjonen av produk-sjonsutstyret, og å frembringe sonemessig isolasjon.
Når foringen er på plass, sementeres denne til formasjonens vegg. Dette oppnås ved å pumpe sement gjennom foringsrøret inntil den kommer ut ved enden av foringsrøret gjennom en spesiell seksjon av foringsrøret benevnt en "ledesko" og strømmer opp ringvolumet mellom foringsrøret og brønnboringens vegg. Betongen får så herde.
I etterfølgende boreoperasjoner, bores den dype enden av det nylig sementerte forings-røret ut og det bores en annen seksjon av brønnboringen. Prosessen for å bore seksjoner av brønnboringen etterfulgt av innføring og sementering av brønnfdring gjentas inntil man når den ønskede brønndybde.
Når brønnboringen bores, pumpes borefluider, kjent som "slam", inn i borestrengen. Slammet beveger seg ned borestrengen inntil det støtes ut. Slammet plukker opp borefragmenter og fører disse til overflaten. Boreslammets egenvekt reguleres nøye slik at vekten av slamsøylen er (1) stor nok for å forhindre gass eller andre hydrokarboner fra å komme inn i borehullet fra de omkringliggende formasjonene, (2) uten å utøve så mye trykk at de omkringliggende formasjonene skades.
Etter at hver foringsrørseksjon er satt ned og sementert på plass, måles bruddspenningen i formasjonen rett under foringsrørets ende. Vanligvis er bruddspenningen i dypere formasjoner større enn bruddspenningen i grunnere formasjoner. Boreslammets egenvekt kontrolleres deretter for å sikre at formasjonens trykk ved foringsrørets ende ikke overstiger formasjonens bruddspenning ved det punktet. Dette oppnås vanligvis ved beregninger som omfatter den målte egenvekten i boreslammet og dybden på søylen med boreslam over formasjonen.
Nedihullsdata innhentes ved hjelp av "wireline teknikker" der, forut for at foringsrøret legges, det senkes et verktøy, så som et akustisk loggeverktøy, inn i brønnboringen, hvorpå det langsomt trekkes ut, hvorpå data innsamles og disse dataene lagres eller sendes til overflaten når verktøyet trekkes ut. Alternativt festes MWD-verktøy ("measure-ment while drilling") eller LWD-verktøy ("logging while drilling") til bore-strengen rett over borekronen og vektrørene. Disse vanligvis kostbare verktøyene samler inn data i løpet av boreprosessen og lagrer disse eller overfører disse til overflaten.
Det er derfor frembrakt en fremgangsmåte for innsamling av geologiske data fra et brønnborehull, hvilken fremgangsmåte omfatter at én eller flere geologiske parametere avføles i løpet av boring av brønnborehullet ved hjelp av minst én sensor; data fra minst én av sensorene innsamles; og dataene sendes til overflaten ved at minst én sensor er fastgjort til en overflate av et brønnforingsrør anbrakt i brønnborehullet.
I et annet aspekt omfatter avfølingen at det brukes en trykktransduser fastgjort til overflaten av et foringsrør anbrakt i brønnborehullet.
I et annet aspekt omfatter avfølingen at temperatur avføles ved hjelp av en temperaturt-ransduser fastgjort til en overflate av foringsrøret anbrakt i brønnborehullet.
I et annet aspekt omfatter avføling at det avføles én eller flere av akustisk energi; strekkbelastning; og spenning.
I et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre at akustisk energi sendes.
I et annet aspekt omfatter sending at det sendes data skaffet med fremgangsmåten angitt i krav 2, 3 eller 4 til overflaten gjennom en overføring.
I et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre at det tildannas en akustisk energigenerator i et MWD-verktøy anbrakt på en borestreng ført inn minst delvis gjennom fo-ringsrøret; og det genereres et akustisk signal som skal mottas med den minst ene sensoren fastgjort til brønnforingsrøret.
I et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre at én eller flere geologiske parametere avføles i løpet av tilvirkning av brønnborehullet ved hjelp av minst én sensor; data fra minst en av sensorene innsamles; og dataene sendes til overflaten; hvori den minst ene sensoren er fastgjort til en overflate av et brønnforingsrør anbrakt i brønnborehullet.
I et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre at det anordnes en akustisk energigenerator på overflaten av foringsrøret; og det genereres et akustisk signal som skal mottas med sensoren fastgjort til brønnforingsrøret.
I et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre at det anordnes en akustisk energigenerator i et andre brønnborehull lokalisert nær brønnborehullet; det genereres et akustisk signal i den akustiske energigeneratoren i det andre brønnborehullet; og det akustiske signalet mottas med sensoren fastgjort til brønnforingsrøret.
I et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre at det anordnes en akustisk energigenerator i et MWD-verktøy anbrakt i en borestreng ført inn i det andre brønnborehullet nær brønnborehullet; det genereres et akustisk signal i den akustiske energigeneratoren i det andre brønnborehullet; og det akustiske signalet mottas med sensoren fastgjort til brønnforingsrøret.
I et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre at det anordnes en overflategenerator for et akustisk signal; og det genereres et akustisk signal som skal mottas med sensoren fastgjort til brønnforingsrøret.
Sensoren kan omfatte en trykksensor. Sensortrykk kan omfatte en trykktransduser og en transmitter koplet til trykktransduseren. Foringsrørsensoren kan omfatte en mottaker på overflaten koplet til transmitteren. Foringsrørsensoren kan omfatte en borestreng gjennom ledeskoen.
Forings-rørdataoverføringen kan omfatte en mottaker på overflaten koplet til transmitteren. Mottakeren på overflaten kan være elektrisk eller optisk koplet til transmitteren. Mottakeren på overflaten kan være koplet til transmitteren ved hjelp av elektromagnetisk telemetri. Mottakeren på overflaten kan være koplet til transmitteren ved hjelp av en trykktransduser. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte en antenne koplet til nedihulls mottakeren, der antennen konfigureres for å motta elektromagnetisk stråling. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte en eller flere foringsrørsensorer koplet til fo-ringsrøret, der en eller flere av den ene eller flere foringsrørsensorene er koplet til transmitteren. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte en eller flere borestrengsensorer koplet til en borestreng. Minst en del av borestrengen kan være innført gjennom fo-ringsrøret. Borestrengsensorene kan være koplet til nedihullsmottakeren. En eller flere av borestrengsensorene kan være koplet til nedihullsmottakeren gjennom en bore-strengstransmitter. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte borestrengs-instrumenter koplet til transmit-teren og en transmitter på overflaten koplet til nedihulls-mottakeren. Foringsrørdata-overføringen kan omfatte en borestrengaktuator. Borestrengaktuatoren kan være regulerbar eller styrbar gjennom nedihullsmottakeren. Borestrengaktuatoren kan konfigureres for å endre en posisjon til en justerbar "gauge stabilizer". Borestrengaktuatoren kan konfigureres for å endre en borekrones dysestørrelse.
Det er også beskrevet en fremgangsmåte for innsamling av geologiske data som omfatter sensing av en eller flere geologiske parametre i løpet av boringen ved hjelp av en eller flere sensorer koplet til en brønnforing i en brønnboring, innsamle data fra den ene eller flere av sensorene og overføre dataene til overflaten. Sensingen kan omfatte sensing ved hjelp av en eller flere sensorer koplet til en ledesko, sensing ved hjelp av en trykktransduser på en ledesko, sensing av trykk, sensing av temperatur, sensing av akustisk energi, sensing spenning eller sensing strekkbelastning. Fremgangsmåten kan videre omfatte å sende akustisk energi. Sendingen kan omfatte sendingen av dataene til overflaten gjennom en overføring (relay).
Det er også beskrevet en fremgangsmåte for å opprettholde formasjonens integritet i nærheten av en ledesko omfattende måling av brønnborings-trykk i nærheten av ledeskoen i løpet av boringen.
Fremgangsmåten kan omfatte overføring av data som representerer det målte brønnbor-ingstrykket til overflaten.
Det er også beskrevet en fremgangsmåte for å posisjonere "look ahead" sensorer som omfatter posisjonering av akustiske sensorer langs en foringsstreng.
Det er også beskrevet en fremgangsmåte for å overvåke brønnstyringshendelser som omfatter overvåking av trykk ved to eller flere steder inne i et foringsrør i en brønn.
Overvåking kan omfatte overvåking av trykk ved to eller flere steder som er anbrakt med mellomrom i lengderetningen langs foringsrøret.
Det er også besklrevet en fremgangsmåte for å fastslå hvorvidt sement i et brønnbore-hull har herdet, som omfatter posisjonering av en temperatursensor på et foringsrør og overvåking av temperaturen i sementen ved hjelp av temperatursensoren.
Posisjonering kan omfatte posisjonering av temperatursensoren inne i foringsrøret eller posisjonering av temperatursensoren på ledeskoen.
Figur 1 er et tverrsnittsriss av en boreoperasjon.
Figur 2 er et tverrsnittsriss av et foringsrør som føres ned i en brønn.
Figur 3 er et perspektivriss av en seksjon av foringsrør ifølge den foreliggende oppfinnelse. Figur 4 er et perspektivriss av en seksjon av et foringsrør ifølge den foreliggende oppfinnelse ved sementeringsoperasjonen. Figur 5 er et perspektivriss av en seksjon av foringsrøret ifølge den foreliggende oppfinnelse. Figur 6 er et perspektivriss av en seksjon foringsrør ifølge den foreliggende oppfinnelse etter at boring har laget hull i enden av foringsrøret.
Figur 7 er et blokkdiagram av et system ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Figur 8 er et blokkdiagram av et system ifølge den foreliggende oppfinnelse.
En anordning for overvåking av geologiske egenskaper og boreparametre og for å mu-liggjøre seismikk mens det bores, omfatter sensorer, aktuatorer og generatorer koplet til foringsrøret. Sensorene muliggjør innsamling og overføring til overflaten av geologiske data og kritiske boreparametre (så som hydrauliske målinger, nedihullsvekt på borekronen, og nedihulls dreiemoment) fra rett etter at foringsrøret er innført og til det ikke lenger er behov for dataene. Aktuatorene og generatorene muliggjør innsamlingen av data og er styrbare fra overflaten. Anordningen frembringer også en overføring (relay) for data sendt fra lenger nede i brønnboringen eller fra MWD-verktøy eller LWD-verk-tøy. Utstyret overfører data mellom overflaten og sensorene, aktuatorene og generatorene dypt nede i brønnen.
Som vist i figur 1, omfatter en borerigg 10 (forenklet for å utelukke deler som ikke er viktige i denne søknaden) et boretårn 12, boredekk 14, heisspill 16, krok 18, svivel 20, rotasjonsrørledd (kelly joint) 22, rotasjonsbord 24, borestreng 26, vektrør 28, LWD-verktøy 30, LWD-verktøy 32 og borekrone 34. Slam injiseres inn i svivelen ved hjelp av en slamtilførselsledning 38. Slammet beveger seg gjennom rotasjonsrørleddet 22, borestrengen 26, vektrørene 28, og LWD-verktøyene 30 og 32 og kommer ut gjennom dyser eller munnstykker i borekronen 34. Slammet strømmer så opp gjennom borehullet 40. En slamreturledning 42 returnerer slammet fra borehullet 40 og sirkulerer slammet til en slamtank (ikke vist) og tilbake til slamtilførselsledningen 38. Kombinasjonen av vektrør 28, LWD-verktøy 30, LWD-verktøy 32 og borekrone 34 er kjent som bunn-hullssammenstillingen 36 ("bottomhole assembly", eller "BHA").
Dataene innsamlet av LWD-verktøyene 30 og 32 returneres til overflaten for analyse av for eksempel telemetri overført gjennom boreslammet. En telemetritransmitter 44 som befinner seg i et vektrør eller i en av LWD-verktøyene samler inn data fra LWD-verk-tøyene og modulerer dataene for å overføre disse gjennom slammet. En telemetri-sensor 46 på overflaten påviser telemetrien og returnerer dette til en demodulator 48. Demodulatoren 48 demodulerer dataene og gir disse til computerutstyret 50 der dataene analyseres for å trekke ut nytting informasjon.
Etter at brønnen er boret til en viss dybde, vist i figur 2, senkes en lengde med forings-rør 52 ned i brønnboringen i seksjoner. Den første seksjonen 54, benevnt en "ledesko", har en spesiell hensikt som vil bli diskutert under. Idet den senkes ned, henges seksjonen med foringsrør fra foringsrørhengeren 56, som henger fra kroken 18.
Når foringsrøret 52 er i sin helhet innført i borehullet, som vist i figur 3, stopper ledeskoen 54 på eller nær brønnboringens bunn. En sentreringsenhet 58 holder forings-røret sentrert i borehullet. Den signalbærende kabelen 60 forbinder en kabelforbindelse 62 med utstyr på overflaten. Kabelen 60 og kabeltilslutningen 62 muliggjør en forbindelse mellom overflaten og sensorene, aktuatorene og generatorene i ledeskoen, som vil bli diskutert under. Videre frembringer kabelen 60 forbindelser mellom sensorer, aktuatorer og generatorer som befinner seg langs foringsrøret (ikke vist i figur 3) med ledeskoen 54. Wirelineforankringsbånd 64 fester kabelen 60 til foringsrøret.
Etter at foringsrøret er i posisjon, sementeres det på plass, som vist i figur 4. Sement pumpes ned gjennom foringsrøret til ledeskoen der den slipper ut gjennom åpningen 66. Sementen 68 strømmer opp gjennom ringrommet mellom foringsrøret og de omkringliggende formasjonene 70.
Når tilstrekkelige mengder betong er tømt ned for å oppfylle det tiltenkte formål, får betongen herde, som vist i figur 5. Når betongen herder, varierer dens temperatur. Ved å overvåke temperaturen i betongen ved hjelp av temperatursensoren 72, kan personell på overflaten fastslå når betongen er tilstrekkelig herdet for å gå videre med neste trinn i boreprosessen. Informasjon fra temperatursensoren 72 overføres til overflaten gjennom kabeltilslutningen 62 og kabelen 60. Ytterligere temperatursensorer kan plasseres ved andre beliggenheter for å overvåke betongens temperatur.
Det neste trinnet i boreprosessen, vist i figur 6, er å bore ut foringsrøret 52. Borekronen 74 trenger gjennom enden av ledeskoen 54 og viderefører brønnboringen. Når boringen fortsetter, pumpes slam ned gjennom midten av borestrengen 76 og ut gjennom munnstykker eller dyser i borekronen 74. Slammet 78 plukker opp borefragmenter og fører disse tilbake til overflaten langs ringvolumet mellom borestrengen og formasjonen og deretter langs ringvolumet mellom borestrengen 76 og foringsrøret 52.
Som nevnt over reguleres slammets egenvekt nøye for å sikre at det trykket som utøves av slammet på formasjonen ikke overstiger formasjonens bruddspenning. Det trykket som utøves av slammet på formasjonen overvåkes av en trykksensor 80 lokalisert i lede skoen. Sensorens beliggenhet i ledeskoen muliggjør at trykksensoren 80 kan overvåke trykket på den svakeste formasjonen rett nedenfor ledeskoen.
Personell på overflaten overvåker signalene fra trykksensoren, som sendes til overflaten gjennom kabeltilslutningen 62 og kabelen 60. Dersom de fastslår at slammets egenvekt må økes fordi det er fare for et "spark" ("kick"), eller innstrømning av formasjonsfluider inn i borehullet, og den planlagte økningen vil heve det trykket som utøves av slammet over formasjonens bruddspenning, kan de bestemme seg for å stoppe boring og innføre en annen seksjon med foringsrør.
I tillegg til trykksensoren og temperatursensoren som ble diskutert over, befinner det seg ytterligere sensorer langs foringsrøret for å utføre en mengde andre funksjoner. For eksempel kan en oppstilling av akustiske sensorer og/eller geofoner lokaliseres langs en del av foringsrøret for å motta akustisk energi fra formasjonen gjennom betongen som omslutter foringsrøret. Slike akustiske sensorer kunne benyttes i samband med akustisk energigeneratorer lokalisert i MWD-verktøyene for å oppnå MWD-akustisk logging. Den akustiske energigeneratoren kunne festes til foringsrøret, for å muliggjøre langvarig overvåking av de akustiske egenskapene i formasjonene som omslutter borehullet. En akustisk energigenerator festet til foringsrøret kunne også benyttes som en kilde for akustisk energimålinger i en annen brønn i nærheten.
På samme måte kunne de akustiske sensorene benyttes for å påvise akustisk energi ge-nerert av overflategeneratorer eller av akustiske kilder i andre brønner i nærheten. De akustiske sensorene kunne benyttes i løpet av boringen og etter at brønnen er komplettert og er i produksjon eller etter at den er lukket inn.
Akustiske sensorer koplet til foringsrøret kan også benyttes for å støtte "look-ahead" teknologi, der akustiske signaler benyttes for å påvise geologiske trekk foran borekronen. Med de akustiske sensorene koplet til foringsrøret, forbedres "look-ahead" ytel-sene i forhold til et "look-ahead" system som benytter overflateakustiske sensorer da akustiske sensorer koplet til foringsrøret er nærmere de geologiske trekkene som påvi-ses.
I tillegg til trykksensorer, kan temperatursensorer og akustiske sensorer og generatorer, spennings- og strekkbelastningssensorer anbringes langs foringsrøret for å måle spenning og strekkbelastning som opptrer i formasjonene som omslutter foringsrøret. Spen- ningssensorene og strekkbelastningssensorene kan også benyttes mens det bores og etter at brønnen er komplettert og er satt i produksjon eller etter at brønnen er lukket inn.
I en annen anvendelse av sensorer, kunne to eller flere trykksensorer anbringes strate-gisk ved ulike dybder langs foringsrørets innside. En slik oppstilling av trykksensorer kunne påvise de dynamiske endringene i trykk assosiert med et "brønn-spark" ("kick"). For eksempel kunne påvisning av fallende trykk ved suksessivt grunnere trykksensorer indikere at det har skjedd et gassbrønnspark. Tidlig varsling av en slik hendelse ville gi personell på overflaten anledning til å iverksette utblåsnings-sikringer for å redusere risikoen for skader på personell og utstyr på overflaten.
Generelt, kan enhver sensor som gir nyttig informasjon vedrørende formasjonene som omslutter brønnen, festes til foringsrøret. Videre kan enhver aktuator eller generator som produserer nyttige signaler, energi eller handlinger som benyttes i å måle formasjo-nenes egenskaper eller i å overvåke boreprosessen, også festes til foringsrøret. Plasse-ringen av sensorene, aktuatorene og generatorene er vist i figur 7. Brønnen vist i figur 7 omfatter et forankringsrør 82, et mellomliggende foringsrør 84 og en borestreng 86. Et sett med forankringsrørsensorer, aktuatorer og generatorer 88 er koplet til forankrings-røret 82. Et sett med mellomliggende foringsrørsensorer, aktuatorer og generatorer 90 er koplet til mellomrøret (eller det mellomliggende foringsrøret) 84. Avhengig av deres formål, kan sensorene, aktuatorene og generatorene festes til innsiden av foringsrøret eller til utsiden av foringsrøret. Sensorene, aktuatorene og generatorene kan sveises til foringsrøret eller festes med bånd eller gjennom spesielle ringformede tilpasninger som fester disse til innsiden eller utsiden av foringsrøret på en slik måte at de ikke forstyrrer fluidstrømningen gjennom eller rundt foringsrøret.
Et sett med MWD-verktøysensorer, aktuatorer og generatorer 92 er koplet til bore-strengen 86. Dersom for eksempel MWD-verktøyet er et akustisk loggeverktøy, ville det omfatte akustisk energigeneratorer (transmittere) og akustisk energisensorer (motta-kere). Andre typer verktøy ville omfatte andre typer sensorer og generatorer. MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 kan for eksempel frembringe mulig-heten for å endre posisjonen til en justerbar "gauge stabilizier" eller for å endre bore-kronedysestørrelsen eller for å aktivere enhver aktuator festet til borestrengen.
Sensorene, aktuatorene og generatorene kommuniserer med overflaten på en eller flere av mange måter. Først kan hver sensor, aktuator eller generator ha en kabelforbindelse til overflaten. For eksempel kan forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 kommunisere med overflateutstyret 94 via kabelen 96 og mellomrørsensorene, aktuatorene og generatorene 90 kan kommunisere med overflateutstyret 94 via kabelen 98. Alternativt kan noen eller alle av forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 kommunisere med en forankringsrørstyreenhet 100 koplet til forankringsrøret 82, som samler data frembragt av forankringsrørsensorene, formaterer disse og kommuniserer disse til overflateutstyret 94 via kabelen 98. Overflateutstyret 94 kan overføre kommandoer eller andre data til forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 direkte, eller gjennom forankringsrørstyreenheten 100.
På samme måte kan noen eller alle av mellomrørssensorene, aktuatorene og generatorene 90 kommunisere med en mellomrørsstyreenhet 102, koplet til mellomrøret 84, som innsamler data frembragt av mellomrørsensorene, formaterer disse og overfører disse til overflateutstyret 94. Overflateutstyret 94 kan overføre kommandoer eller andre data til mellomrørsensorene, aktuatorene og generatorene 90 direkte, eller gjennom mel-lomrørstyreenheten 102.
Kablene 96 og 98 kan være enhver form for kabel, inkludert elektrisk kabel eller optisk fiberkabel. Videre kan den informasjonen som føres frem av kabelen sendes ved hjelp av ethvert informasjonsoverføringssystem, inkludert basisbånd, modulert (amplitude-modulering, frekvensmodulering, fasemodulering, pulsmodulering eller ethvert annet moduleringssystem), og multiplekset (tidsdelt multiplekset, frekvensdelt multiplekset eller ethvert annet multipleksingssystem, inkludert bruken av spredningsspektrums-teknikker). Hver sensor, aktuator eller generator kan dermed kommunisere med overflateutstyret via sine egne kommunikasjonsmedia som er del av kablene 96 og 98 eller hvert sett 88 og 90 kan dele et kommunikasjonsmedium som er del av kablene henholdsvis 96 og 98. Videre kan kablene 96 og 98 koples for å la forankringsrørsen-sorene, aktuatorene og generatorene dele bruken av kommunikasjonsmediet formet av kombinasjonen av de to kablene 96 og 98.
Alternativt kan kommunikasjon mellom forankringsrørstyreenheten 100 og overflateutstyret 94 være ved hjelp av radiofrekvensoverføring eller pulstelemetrioverføring. I tilfellet radiofrekvensoverføring, strekker en antenne 104 seg fra forankringsrørstyre-enheten 100 som tillater radiofrekvenskommunikasjon mellom denne og overflateutstyret 94, som ville kommunisere RF-energien via en antenne 106. I tilfellet pulstele-metrioverføring, omfatter forankringsrørstyreenheten 100 og overflateutstyret 94 hver en transduser, henholdsvis 108 og 110 ( se figur 8), som omformer data til akustiske pulser og vice versa. Den akustiske energien beveger seg gjennom foringsrøret 82, slammet eller ethvert annet medium som vil tillate overføring av akustisk energi. RF-energien og den akustiske energien kan moduleres eller multiplekses på enhver av de måtene som er beskrevet over. Videre kan kommunikasjonen mellom forankringsrør-styreenheten 100 og overflateutstyret 94 utføres gjennom en kombinasjon av kommunikasjon via kabelen, via RF-overføring og via pulstelemetri.
Kommunikasjon mellom mellomrørsstyreenheten 102 og overflateutstyret 94 kan være ved hjelp av enhver av de fremgangsmåtene som er beskrevet over for kommunikasjon mellom forankringsrørstyreenheten 100 og overflateutstyret 94. En antenne 112 er koplet til mellomrørsstyreenheten 102 for å tillate RF-kommunikasjon. En akustisk transduser 114 (se figur 8) er koplet til mellomrørsstyreenheten 102 for å tillate pulstelemetrikommunikasjon. Alternativt kan forankringsrørsstyreenheten 100 tjene som en overføring ("relay") mellom mellomrørsstyreenheten 102 og overflateutstyret 94. I denne situasjonen kommuniserer mellomrørsstyreenheten 102 med forankringsrørstyre-enheten 100 ved hjelp av en hvilken som helst av de kommunikasjonsteknikkene som er diskutert over, inkludert kommunikasjon ved hjelp av kabel, ved hjelp av RF-overføring eller ved hjelp av pulstelemetri. Forankringsrørstyreenheten 100 kommuniserer med
overflateutstyret 94 som diskutert over.
MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 kommuniserer med overflateutstyret 94 gjennom en borestrengsstyreenhet 116. Borestrengsstyreenheten 116 kompilerer data fra MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 og overfø-rer dataene til overflateutstyret 94. Overflateutstyret 94 overfører kommandoer og andre data til MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 gjennom borestrengsstyreenheten 116. Kommunikasjonen mellom overflateutstyret 94 og bore-strengsrørsstyreenheten 116 kan overføres gjennom mellomrørsstyreenheten 102 og for-ankringsrørsstyreenheten 100. Alternativt kan borestrengsstyreenheten 116 kun benytte en av forankringsrørsstyreenheten 100 eller mellomrørsstyreenheten 102 som en overfø-ring ("relay"). Kommunikasjonen mellom borestrengsstyreenheten 116 og overflateutstyret 94 kan benytte en hvilken som helst av de informasjonsoverførings-systemene som er beskrevet over. En antenne 118 er koplet til borestrengsstyreenheten 116 for å tillate RF-kommunikasjon. En akustisk transduser 120 (se figur 8) er koplet til borestrengsstyreenheten 116 for å tillate pulstelemetrikommunikasjon.
Figur 8 illustrerer alle de kommunikasjonsbanene som er mulige blant de ulike sensorene, aktuatorene, generatorene, styreenheter og overflateutstyr. I den foretrukne utførel-sesformen kommuniserer forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 med forankringsrørsstyreenheten 100 som kommuniserer med overflateutstyret 94 over kabelen 96. Alternativt kan (a) en eller flere av forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 kommunisere direkte med overflateutstyret 94, som vist med den stip-lede linjen 122, (b) kommunikasjon mellom forankringsrørsstyreenheten 100 og overflateutstyret 94 være ved hjelp av RF-signaler ved bruk av antennene 104 og 106 eller ved hjelp av pulstelemetri ved hjelp av akustiske transdusere 108 og 110.
I den foretrukne utførelsesformen kommuniserer mellomrørssensorene, aktuatorene og generatorene med mellomrørsstyreenheten 102 som kommuniserer med overflateutstyret 94 ved hjelp av RF-signaler som benytter antenner 104 og 112 eller ved pulstelemetri ved hjelp av akustiske transdusere 108 og 114. Alternativt kan: (a) en eller flere av mellomrørssensorene, aktuatorene og generatorene 90 kommunisere direkte med overflateutstyret 94, som indikert med stiplet linje 124; (b) kommunikasjon mellom mellomrørsstyreenheten 102 og overflateutstyret 94 være ved hjelp av kabelen 98 (vist som en stiplet linje).
I den foretrukne utførelsesformen kommuniserer borestrengssensorene, aktuatorene og generatorene 92 direkte med borestrengsstyreenheten 116 som kan være del av et MWD-verktøy eller et annet borestrengsutstyr. Borestrengsstyreenheten 116 kommuniserer med overflateutstyret 94 gjennom antennen 118 og/eller akustisk transduser 120 direkte eller ved å benytte mellomrørsstyreenheten 102 og/eller forankringsrørstyreen-heten 100 som overføringer ("relays").
Det ovenstående beskriver foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen og er frembragt kun som eksempler. Oppfinnelsen skal ikke begrenses til noen av de spesielle trekkene som er beskrevet her, men omfatte alle varianter av disse innenfor omfanget av de ved-heftede krav.
Claims (12)
1.
Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data fra et brønnborehull (40), hvilken fremgangsmåte omfatter at én eller flere geologiske parametere avføles i løpet av boring av brønnborehullet ved hjelp av minst én sensor (72, 80, 88, 90); data fra minst én av sensorene innsamles; og dataene sendes til overflaten,karakterisert vedat minst én sensor (72, 80, 82, 90) er fastgjort til en overflate av et brønnforingsrør (52) anbrakt i brønnborehullet (40).
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat avføling omfatter at det brukes en trykktransduser (80) fastgjort til overflaten av et fo-ringsrør (52) anbrakt i brønnborehullet (40).
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisertv e d at avføling omfatter at temperatur avføles ved hjelp av en temperaturtransdu-ser (72) fastgjort til en overflate av foringsrøret (52) anbrakt i brønnborehullet.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,2 eller 3,karakterisertv e d at avføling omfatter at det avføles én eller flere av akustisk energi; strekkbelastning; og spenning.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,2,3 eller 4,karakterisertv e d at fremgangsmåten videre omfatter at akustisk energi sendes.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat sending omfatter at det sendes data skaffet med fremgangsmåten angitt i krav 2, 3 eller 4 til overflaten gjennom en overføring.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter at det tildannas en akustisk energigenerator (92) i et MWD-verktøy anbrakt på en borestreng (76) ført inn minst delvis gjennom foringsrøret (52); og det genereres et akustisk signal som skal mottas med den minst ene sensoren (72, 82, 90) fastgjort til brønnforingsrøret (52).
8.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter at én eller flere geologiske parametere avføles i løpet av tilvirkning av brønnborehullet (40) ved hjelp av minst én sensor (72, 80, 88, 90); data fra minst en av sensorene (72, 80, 88, 90) innsamles; og dataene sendes til overflaten; hvori den minst ene sensoren (72, 80, 88, 90) er fastgjort til en overflate av et brønnforingsrør (52) anbrakt i brønnborehullet (40).
9.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter at det anordnes en akustisk energigenerator på overflaten av foringsrøret (52); og det genereres et akustisk signal som skal mottas med sensoren (88, 90) fastgjort til brønnforingsrøret (52).
10.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter at det anordnes en akustisk energigenerator i et andre brønnborehull lokalisert nær brønnborehullet; det genereres et akustisk signal i den akustiske energigeneratoren i det andre brønnborehul-let; og det akustiske signalet mottas med sensoren (88, 90) fastgjort til brønnfoirngsrøret (52).
11.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter at det anordnes en akustisk energigenerator i et MWD-verktøy (92) anbrakt i en borestreng ført inn i det andre brønnborehullet nær brønnborehullet; det genereres et akustisk signal i den akustiske energigeneratoren i det andre brønnborehullet; og det akustiske signalet mottas med sensoren (88, 90) fastgjort til brønnfoirngsrøret (52).
12.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter at det anordnes en overflategenerator for et akustisk signal; og det genereres et akustisk signal som skal mottas med sensoren (88, 90) fastgjort til brønnforingsrøret (52).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/255,612 US6429784B1 (en) | 1999-02-19 | 1999-02-19 | Casing mounted sensors, actuators and generators |
PCT/US2000/004175 WO2000049268A1 (en) | 1999-02-19 | 2000-02-17 | Casing mounted sensors |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20045297L NO20045297L (no) | 2001-02-14 |
NO335448B1 true NO335448B1 (no) | 2014-12-15 |
Family
ID=22969121
Family Applications (6)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20006435A NO319432B1 (no) | 1999-02-19 | 2000-12-15 | Fôringsrorsensorsystem for bruk i et bronnborehull for a samle inn og overfore data til overflaten |
NO20045299A NO335829B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for hindring av formasjonsoppsprekking |
NO20045297A NO335448B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data med minst en akustisk sensor festet til brønnforingen |
NO20045298A NO337913B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fôringsrørdataoverfører for bruk i et miljø. |
NO20045300A NO20045300L (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmate for bestemmelse av herdingen til sement nedihulls |
NO20045296A NO335447B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for innsamling av akustiske geologiske data foran borekronen |
Family Applications Before (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20006435A NO319432B1 (no) | 1999-02-19 | 2000-12-15 | Fôringsrorsensorsystem for bruk i et bronnborehull for a samle inn og overfore data til overflaten |
NO20045299A NO335829B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for hindring av formasjonsoppsprekking |
Family Applications After (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20045298A NO337913B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fôringsrørdataoverfører for bruk i et miljø. |
NO20045300A NO20045300L (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmate for bestemmelse av herdingen til sement nedihulls |
NO20045296A NO335447B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for innsamling av akustiske geologiske data foran borekronen |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (9) | US6429784B1 (no) |
EP (8) | EP1965021A3 (no) |
NO (6) | NO319432B1 (no) |
WO (1) | WO2000049268A1 (no) |
Families Citing this family (217)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
US6429784B1 (en) * | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
US7259688B2 (en) * | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
US20020036085A1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US7114561B2 (en) * | 2000-01-24 | 2006-10-03 | Shell Oil Company | Wireless communication using well casing |
AU2001258367B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-07-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery of hydrocarbons from a kerogen-containing formation |
US7322410B2 (en) * | 2001-03-02 | 2008-01-29 | Shell Oil Company | Controllable production well packer |
US20030026167A1 (en) * | 2001-07-25 | 2003-02-06 | Baker Hughes Incorporated | System and methods for detecting pressure signals generated by a downhole actuator |
US7546881B2 (en) * | 2001-09-07 | 2009-06-16 | Enventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
WO2003036040A2 (en) * | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor |
US6839000B2 (en) * | 2001-10-29 | 2005-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Integrated, single collar measurement while drilling tool |
US7063143B2 (en) * | 2001-11-05 | 2006-06-20 | Weatherford/Lamb. Inc. | Docking station assembly and methods for use in a wellbore |
US6856255B2 (en) * | 2002-01-18 | 2005-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems |
US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
US7219730B2 (en) | 2002-09-27 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Smart cementing systems |
US7303022B2 (en) * | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
US20040206511A1 (en) * | 2003-04-21 | 2004-10-21 | Tilton Frederick T. | Wired casing |
US7350590B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7219729B2 (en) * | 2002-11-05 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanent downhole deployment of optical sensors |
US7255173B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7219734B2 (en) | 2002-10-24 | 2007-05-22 | Shell Oil Company | Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
US7413018B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-08-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for wellbore communication |
US7938201B2 (en) | 2002-12-13 | 2011-05-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deep water drilling with casing |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
US20040156264A1 (en) * | 2003-02-10 | 2004-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole telemetry system using discrete multi-tone modulation in a wireless communication medium |
GB2434682B (en) * | 2003-02-10 | 2007-10-10 | Halliburton Energy Serv Inc | Downhole telemetry system using discrete multi-tone modulation in a wireless communication medium |
US7158049B2 (en) * | 2003-03-24 | 2007-01-02 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communication circuit |
GB2437863B (en) * | 2003-04-21 | 2008-01-16 | Weatherford Lamb | Wired casing |
NZ543753A (en) | 2003-04-24 | 2008-11-28 | Shell Int Research | Thermal processes for subsurface formations |
US6880647B2 (en) * | 2003-05-12 | 2005-04-19 | Schlumberger Technology Corporation | Chassis for downhole drilling tool |
US6840114B2 (en) * | 2003-05-19 | 2005-01-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Housing on the exterior of a well casing for optical fiber sensors |
US20040252748A1 (en) * | 2003-06-13 | 2004-12-16 | Gleitman Daniel D. | Fiber optic sensing systems and methods |
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 |
US7395882B2 (en) | 2004-02-19 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Casing and liner drilling bits |
US7757784B2 (en) * | 2003-11-17 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Drilling methods utilizing independently deployable multiple tubular strings |
US7207215B2 (en) * | 2003-12-22 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method and apparatus for petrophysical and geophysical measurements at the drilling bit |
US7624818B2 (en) * | 2004-02-19 | 2009-12-01 | Baker Hughes Incorporated | Earth boring drill bits with casing component drill out capability and methods of use |
US7954570B2 (en) * | 2004-02-19 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Cutting elements configured for casing component drillout and earth boring drill bits including same |
CZ298169B6 (cs) * | 2004-02-25 | 2007-07-11 | Aquatest, A.S. | Zpusob a zarízení k provádení kontroly technického stavu a funkcnosti hydrogeologických vrtu a studní |
AU2011250769B2 (en) * | 2004-03-04 | 2013-09-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple distributed force measurements |
US6995683B2 (en) * | 2004-03-12 | 2006-02-07 | Welldynamics, Inc. | System and method for transmitting downhole data to the surface |
US20060081412A1 (en) * | 2004-03-16 | 2006-04-20 | Pinnacle Technologies, Inc. | System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis |
US20050274545A1 (en) * | 2004-06-09 | 2005-12-15 | Smith International, Inc. | Pressure Relief nozzle |
US20060013065A1 (en) * | 2004-07-16 | 2006-01-19 | Sensorwise, Inc. | Seismic Data Acquisition System and Method for Downhole Use |
US20060044940A1 (en) * | 2004-09-01 | 2006-03-02 | Hall David R | High-speed, downhole, seismic measurement system |
US7453768B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-11-18 | Hall David R | High-speed, downhole, cross well measurement system |
BRPI0504669B1 (pt) * | 2004-09-02 | 2016-04-19 | Vetco Gray Inc | equipamento de manobra de tubulação para sonda marítima com preventor de erupção de superfície |
US7178626B2 (en) * | 2004-10-15 | 2007-02-20 | Lee Matherne | Method of seismic evaluation of subterranean strata |
GB2420624B (en) * | 2004-11-30 | 2008-04-02 | Vetco Gray Controls Ltd | Sonde attachment means |
GB0502395D0 (en) * | 2005-02-05 | 2005-03-16 | Expro North Sea Ltd | Reservoir monitoring system |
US7215125B2 (en) * | 2005-04-04 | 2007-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring a formation parameter while inserting a casing into a wellbore |
US8027571B2 (en) | 2005-04-22 | 2011-09-27 | Shell Oil Company | In situ conversion process systems utilizing wellbores in at least two regions of a formation |
GB0510899D0 (en) * | 2005-05-28 | 2005-07-06 | Depuy Int Ltd | Apparatus for monitoring the cure of a bone cement material |
GB0510900D0 (en) | 2005-05-28 | 2005-07-06 | Depuy Int Ltd | Apparatus for monitoring the cure of a bone cement material |
US8376065B2 (en) * | 2005-06-07 | 2013-02-19 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring drilling performance in a sub-based unit |
CA2513166A1 (en) * | 2005-06-30 | 2006-12-30 | Javed Shah | Method of monitoring gas influx into a well bore when drilling an oil and gas well, and apparatus constructed in accordance with the method |
US20080007421A1 (en) * | 2005-08-02 | 2008-01-10 | University Of Houston | Measurement-while-drilling (mwd) telemetry by wireless mems radio units |
US7762338B2 (en) * | 2005-08-19 | 2010-07-27 | Vetco Gray Inc. | Orientation-less ultra-slim well and completion system |
US9109439B2 (en) * | 2005-09-16 | 2015-08-18 | Intelliserv, Llc | Wellbore telemetry system and method |
US7836973B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
US7681450B2 (en) * | 2005-12-09 | 2010-03-23 | Baker Hughes Incorporated | Casing resonant radial flexural modes in cement bond evaluation |
US7969819B2 (en) * | 2006-05-09 | 2011-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for taking time-synchronized seismic measurements |
GB2451784B (en) | 2006-05-12 | 2011-06-01 | Weatherford Lamb | Stage cementing methods used in casing while drilling |
US7621351B2 (en) | 2006-05-15 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Reaming tool suitable for running on casing or liner |
US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
US7382684B2 (en) * | 2006-06-13 | 2008-06-03 | Seispec, L.L.C. | Method for selective bandlimited data acquisition in subsurface formations |
US8467266B2 (en) | 2006-06-13 | 2013-06-18 | Seispec, L.L.C. | Exploring a subsurface region that contains a target sector of interest |
US9732584B2 (en) * | 2007-04-02 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US8342242B2 (en) * | 2007-04-02 | 2013-01-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems MEMS in well treatments |
US8162050B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US8291975B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US8297353B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US9394785B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through RFID sensing |
US8316936B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US9200500B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of sensors coated with elastomer for subterranean operations |
US10358914B2 (en) | 2007-04-02 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment |
US9394756B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Timeline from slumber to collection of RFID tags in a well environment |
US9194207B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface wellbore operating equipment utilizing MEMS sensors |
US20110187556A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
US9494032B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors |
US9879519B2 (en) | 2007-04-02 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through fluid sensing |
US8297352B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US8302686B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US9394784B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Algorithm for zonal fault detection in a well environment |
US9822631B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring downhole parameters using MEMS |
US7982464B2 (en) * | 2007-05-01 | 2011-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling systems and methods using radial current flow for boundary detection or boundary distance estimation |
US8027223B2 (en) * | 2007-07-16 | 2011-09-27 | Battelle Energy Alliance, Llc | Earth analysis methods, subsurface feature detection methods, earth analysis devices, and articles of manufacture |
US20110044574A1 (en) * | 2007-08-10 | 2011-02-24 | Andrew Strong | Methods and systems of installing cable for measurement of a physical parameter |
US8245797B2 (en) | 2007-10-02 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures for casing component drillout and earth-boring drill bits including same |
US7954571B2 (en) | 2007-10-02 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures for casing component drillout and earth-boring drill bits including same |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
US20090159334A1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-06-25 | Bp Corporation North America, Inc. | Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole |
US8794350B2 (en) | 2007-12-19 | 2014-08-05 | Bp Corporation North America Inc. | Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole |
KR101441133B1 (ko) * | 2008-03-26 | 2014-09-17 | 엘지전자 주식회사 | 냉장고의 드로어 구동 제어 방법 |
US8151907B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-10 | Shell Oil Company | Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations |
US8256534B2 (en) * | 2008-05-02 | 2012-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive drilling control system |
US20090277629A1 (en) * | 2008-05-12 | 2009-11-12 | Mendez Luis E | Acoustic and Fiber Optic Network for Use in Laterals Downhole |
GB2465505C (en) | 2008-06-27 | 2020-10-14 | Rasheed Wajid | Electronically activated underreamer and calliper tool |
US7946357B2 (en) * | 2008-08-18 | 2011-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with a sensor for estimating rate of penetration and apparatus for using same |
US8245792B2 (en) * | 2008-08-26 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with weight and torque sensors and method of making a drill bit |
US20100051264A1 (en) * | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring downhole completion operations |
CA2739088A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods of forming subsurface wellbores |
US8210280B2 (en) * | 2008-10-13 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation using a gamma ray sensor |
US8164980B2 (en) * | 2008-10-20 | 2012-04-24 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for data collection and communication in drill string components |
US8215384B2 (en) * | 2008-11-10 | 2012-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation and drill bit and drill string analysis using an acoustic sensor |
US8049506B2 (en) | 2009-02-26 | 2011-11-01 | Aquatic Company | Wired pipe with wireless joint transceiver |
US20100252325A1 (en) * | 2009-04-02 | 2010-10-07 | National Oilwell Varco | Methods for determining mechanical specific energy for wellbore operations |
US8434555B2 (en) | 2009-04-10 | 2013-05-07 | Shell Oil Company | Irregular pattern treatment of a subsurface formation |
US8162077B2 (en) * | 2009-06-09 | 2012-04-24 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with weight and torque sensors |
US8245793B2 (en) * | 2009-06-19 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining corrected weight-on-bit |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
WO2011017413A2 (en) * | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Shell Oil Company | Use of fiber optics to monitor cement quality |
WO2011017415A2 (en) * | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Shell Oil Company | Systems and methods for monitoring cement quality in a well |
US9238958B2 (en) * | 2009-09-10 | 2016-01-19 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with rate of penetration sensor |
US9229125B2 (en) * | 2009-09-17 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | TDEM forward focusing system for downhole use |
US8860416B2 (en) | 2009-10-05 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing in borehole environments |
WO2011043851A1 (en) | 2009-10-05 | 2011-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep evaluation of resistive anomalies in borehole environments |
US8836328B2 (en) * | 2010-02-03 | 2014-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic excitation with NMR pulse |
US9127538B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Methodologies for treatment of hydrocarbon formations using staged pyrolyzation |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8833453B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-16 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with tapered copper thickness |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8573327B2 (en) | 2010-04-19 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for estimating tool inclination using bit-based gamma ray sensors |
US8695728B2 (en) | 2010-04-19 | 2014-04-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation evaluation using a bit-based active radiation source and a gamma ray detector |
WO2011132024A1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-27 | Alexander Herbert Gibson | Embedded material testing device and method |
GB201012176D0 (en) | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Well |
GB201012175D0 (en) * | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
GB201108098D0 (en) | 2011-05-16 | 2011-06-29 | Intelligent Well Controls Ltd | Determining whether a wellbore cementation operation has been performed correctly |
US20130105148A1 (en) * | 2011-06-13 | 2013-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Hydrocarbon detection in annulus of well |
WO2012173924A2 (en) * | 2011-06-13 | 2012-12-20 | Shell Oil Company | Hydraulic fracture monitoring using active seismic sources with receivers in the treatment well |
US9222350B2 (en) | 2011-06-21 | 2015-12-29 | Diamond Innovations, Inc. | Cutter tool insert having sensing device |
US9376869B1 (en) * | 2011-08-12 | 2016-06-28 | Directed Technologies Drilling, Inc. | System and method for installing casing in a blind horizontal well |
MX342279B (es) * | 2011-08-12 | 2016-09-22 | Landmark Graphics Corp | Sistemas y metodos para la evaluacion de barreras de contencion de presion pasiva. |
WO2013052561A2 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Shell Oil Company | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
EP2764207A4 (en) * | 2011-10-09 | 2015-09-09 | Intelliserv Llc | DRILLING HOUSING DETECTION WITH DISTRIBUTED HOLE MEASUREMENTS |
US8854044B2 (en) | 2011-11-09 | 2014-10-07 | Haliburton Energy Services, Inc. | Instrumented core barrels and methods of monitoring a core while the core is being cut |
US8797035B2 (en) | 2011-11-09 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for monitoring a core during coring operations |
CA2876482C (en) * | 2011-11-16 | 2019-04-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure cementing |
GB201120458D0 (en) * | 2011-11-28 | 2012-01-11 | Green Gecko Technology Ltd | Apparatus and method |
US9151153B2 (en) * | 2011-11-30 | 2015-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Crystal sensor made by ion implantation for sensing a property of interest within a borehole in the earth |
WO2013109278A1 (en) | 2012-01-19 | 2013-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic sensing apparatus, systems, and methods |
CA2898956A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
CN104428489A (zh) | 2012-01-23 | 2015-03-18 | 吉尼Ip公司 | 地下含烃地层的原位热处理的加热器模式 |
US10241227B2 (en) * | 2012-04-27 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and apparatus to detect formation boundaries ahead of the bit using multiple toroidal coils |
US9086504B2 (en) | 2012-06-04 | 2015-07-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Asynchronous DS-CDMA receiver |
US9249657B2 (en) * | 2012-10-31 | 2016-02-02 | General Electric Company | System and method for monitoring a subsea well |
US9022140B2 (en) | 2012-10-31 | 2015-05-05 | Resource Energy Solutions Inc. | Methods and systems for improved drilling operations using real-time and historical drilling data |
WO2014100272A1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals |
WO2014100274A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
WO2014100276A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
US20150292319A1 (en) * | 2012-12-19 | 2015-10-15 | Exxon-Mobil Upstream Research Company | Telemetry for Wireless Electro-Acoustical Transmission of Data Along a Wellbore |
US10100635B2 (en) | 2012-12-19 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
US20150300159A1 (en) * | 2012-12-19 | 2015-10-22 | David A. Stiles | Apparatus and Method for Evaluating Cement Integrity in a Wellbore Using Acoustic Telemetry |
MX2015008634A (es) | 2013-01-04 | 2016-02-05 | Carbo Ceramics Inc | Agente de sosten electricamente conductivo y metodos de deteccion, localizacion y caracterizacion del agente de sosten electricamente conductivo. |
US11008505B2 (en) | 2013-01-04 | 2021-05-18 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically conductive proppant |
US9434875B1 (en) | 2014-12-16 | 2016-09-06 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically-conductive proppant and methods for making and using same |
US9958849B2 (en) * | 2013-02-20 | 2018-05-01 | Schlumberger Technology Corporation | Cement data telemetry via drill string |
EP2959099A2 (en) | 2013-05-29 | 2015-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of securing and protecting wellbore control lines |
NO340917B1 (no) * | 2013-07-08 | 2017-07-10 | Sensor Developments As | System og fremgangsmåte for in-situ bestemmelse av et brønnformasjonstrykk gjennom et sementlag |
CA2921495C (en) | 2013-09-26 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Intelligent cement wiper plugs and casing collars |
WO2015048670A2 (en) | 2013-09-27 | 2015-04-02 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole temperature sensing of the fluid flow in and around a drill string tool |
BR112016007124B1 (pt) * | 2013-10-03 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology B.V. | Sistema para detectar fundo de poço, método para detectar um furo, e método |
US9726004B2 (en) | 2013-11-05 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole position sensor |
WO2015073017A1 (en) * | 2013-11-15 | 2015-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole pressure management methods and systems with adaptive learning |
US9970290B2 (en) | 2013-11-19 | 2018-05-15 | Deep Exploration Technologies Cooperative Research Centre Ltd. | Borehole logging methods and apparatus |
RU2539084C1 (ru) * | 2013-11-19 | 2015-01-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
WO2015080754A1 (en) | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
US9650889B2 (en) | 2013-12-23 | 2017-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole signal repeater |
WO2015102582A1 (en) | 2013-12-30 | 2015-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Position indicator through acoustics |
GB2522061A (en) * | 2014-01-14 | 2015-07-15 | Optasense Holdings Ltd | Determining sensitivity profiles for DAS sensors |
US9416649B2 (en) * | 2014-01-17 | 2016-08-16 | General Electric Company | Method and system for determination of pipe location in blowout preventers |
US9644472B2 (en) * | 2014-01-21 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Remote pressure readout while deploying and undeploying coiled tubing and other well tools |
AU2014379654C1 (en) | 2014-01-22 | 2018-01-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote tool position and tool status indication |
CN103759920B (zh) * | 2014-01-26 | 2016-06-22 | 中国地质大学(武汉) | 一种钻探用水动力学过程研究实验装置 |
WO2015175000A1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for identifying and plugging subterranean conduits |
US9551210B2 (en) | 2014-08-15 | 2017-01-24 | Carbo Ceramics Inc. | Systems and methods for removal of electromagnetic dispersion and attenuation for imaging of proppant in an induced fracture |
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 |
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 |
WO2016144972A1 (en) * | 2015-03-09 | 2016-09-15 | Micromem Applied Sensor Technologies Inc. | Cement integrity sensors and methods of manufacture and use thereof |
BR112017016439A2 (pt) * | 2015-03-11 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services Inc | ?sistema para uso em um furo de poço? |
US9638027B2 (en) | 2015-03-11 | 2017-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna for downhole communication using surface waves |
US10053980B2 (en) | 2015-03-27 | 2018-08-21 | Halliburton As | Borehole stress meter system and method for determining wellbore formation instability |
WO2016159776A1 (en) * | 2015-03-27 | 2016-10-06 | Sensor Developments As | Borehole stress meter system and method for determining wellbore formation instability |
US10605070B2 (en) | 2015-05-19 | 2020-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining the current state of cement in a wellbore |
US10253622B2 (en) * | 2015-12-16 | 2019-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data transmission across downhole connections |
CA2999476A1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using electro acoustic technology to determine annulus pressure |
CN105716754B (zh) * | 2016-02-17 | 2018-06-22 | 中国科学院南海海洋研究所 | 一种岩层应力变化温度响应监测装置 |
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 |
US11828172B2 (en) | 2016-08-30 | 2023-11-28 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes |
US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
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 |
MX2020004982A (es) | 2017-10-13 | 2020-11-12 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar comunicaciones usando solapamiento. |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
MX2020003296A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones de hidrocarburo con redes de comunicacion mixta. |
MX2020003298A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones utilizando comunicaciones. |
CA3078835C (en) | 2017-10-13 | 2022-11-01 | 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 |
MX2020005766A (es) | 2017-12-29 | 2020-08-20 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodos y sistemas para monitorear y optimizar las operaciones de estimulacion de yacimientos. |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
WO2019156966A1 (en) | 2018-02-08 | 2019-08-15 | 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 |
US11649717B2 (en) | 2018-09-17 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for sensing downhole cement sheath parameters |
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 |
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 |
US11649692B2 (en) | 2020-07-14 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for cementing a wellbore |
US20220413176A1 (en) * | 2021-06-28 | 2022-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annulus Velocity Independent Time Domain Structure Imaging In Cased Holes Using Multi-Offset Secondary Flexural Wave Data |
Family Cites Families (148)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US566165A (en) * | 1896-08-18 | Adolph gohring | ||
US2620386A (en) | 1950-01-12 | 1952-12-02 | Union Carbide & Carbon Corp | Earth strata cutting indicator |
US3188607A (en) * | 1959-08-26 | 1965-06-08 | Socony Mobil Oil Co Inc | Well geophone |
US3186222A (en) * | 1960-07-28 | 1965-06-01 | Mccullough Tool Co | Well signaling system |
US3243722A (en) | 1961-08-28 | 1966-03-29 | Baird Atomic Inc | Maser frequency control systems using refractive index change |
US3363118A (en) * | 1965-03-18 | 1968-01-09 | Navy Usa | Radially driven flexure plate transducer |
US3337992A (en) * | 1965-12-03 | 1967-08-29 | Clyde A Tolson | Remotely controlled closures |
FR2138336A1 (en) | 1971-05-24 | 1973-01-05 | Schlumberger Prospection | Borehole survey head - with acoustic transmitters mounted on mechanical low pass filter body |
FR2199595B1 (no) | 1972-09-15 | 1975-03-14 | France Etat | |
CA1062336A (en) * | 1974-07-01 | 1979-09-11 | Robert K. Cross | Electromagnetic lithosphere telemetry system |
GB1534854A (en) | 1974-11-19 | 1978-12-06 | Schlumberger Ltd | Method and system for sonic well logging |
US4207619A (en) * | 1975-02-24 | 1980-06-10 | Alf Klaveness | Seismic well logging system and method |
US4072923A (en) * | 1976-03-08 | 1978-02-07 | Western Geophysical Co. Of America | Multichannel seismic telemeter system and array former |
US4057781A (en) * | 1976-03-19 | 1977-11-08 | Scherbatskoy Serge Alexander | Well bore communication method |
US4181014A (en) * | 1978-05-04 | 1980-01-01 | Scientific Drilling Controls, Inc. | Remote well signalling apparatus and methods |
NL8100250A (nl) | 1980-03-13 | 1981-10-01 | Halliburton Co | Akoestisch logstelsel met zwaai-energiebron. |
US4319345A (en) * | 1980-05-23 | 1982-03-09 | Halliburton Company | Acoustic well-logging transmitting and receiving transducers |
US4649525A (en) * | 1981-12-08 | 1987-03-10 | Mobil Oil Corporation | Shear wave acoustic logging system |
US4594691A (en) | 1981-12-30 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging |
CA1166148A (en) | 1982-03-24 | 1984-04-24 | Richard L. Caldwell | Apparatus for and a method of acoustic well logging |
US5027331A (en) * | 1982-05-19 | 1991-06-25 | Exxon Production Research Company | Acoustic quadrupole shear wave logging device |
US4475591A (en) * | 1982-08-06 | 1984-10-09 | Exxon Production Research Co. | Method for monitoring subterranean fluid communication and migration |
US4739325A (en) * | 1982-09-30 | 1988-04-19 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for down-hole EM telemetry while drilling |
US4578675A (en) * | 1982-09-30 | 1986-03-25 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for logging wells while drilling |
US4665511A (en) * | 1984-03-30 | 1987-05-12 | Nl Industries, Inc. | System for acoustic caliper measurements |
US4724434A (en) * | 1984-05-01 | 1988-02-09 | Comdisco Resources, Inc. | Method and apparatus using casing for combined transmission of data up a well and fluid flow in a geological formation in the well |
US4740928A (en) | 1984-10-09 | 1988-04-26 | Amoco Corporation | Sonic logging system |
DE3504011A1 (de) | 1985-02-06 | 1986-08-07 | Siemens AG, 1000 Berlin und 8000 München | Kontaktierung schwingender bauelemente mittels leitgummi |
USRE33751E (en) * | 1985-10-11 | 1991-11-26 | Smith International, Inc. | System and method for controlled directional drilling |
FR2593292B1 (fr) | 1986-01-17 | 1988-04-08 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif d'installation de capteurs sismiques dans un puits de production petroliere |
FR2600172B1 (fr) * | 1986-01-17 | 1988-08-26 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'installation de capteurs sismiques dans un puits de production petroliere |
US4698791A (en) | 1986-06-17 | 1987-10-06 | Exxon Production Research Company | Acoustic well logging method for improved amplitude data acquisition |
US4951267A (en) | 1986-10-15 | 1990-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for multipole acoustic logging |
US5191557A (en) | 1986-12-30 | 1993-03-02 | Gas Research Institute | Signal processing to enable utilization of a rig reference sensor with a drill bit seismic source |
US4796237A (en) * | 1987-01-28 | 1989-01-03 | Amoco Corporation | Method for acoustic reverberation removal |
NO166903C (no) * | 1987-06-02 | 1991-09-11 | Geco As | Fremgangsmaate ved vertikal seismisk profilering (vsp). |
US4839644A (en) | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
US4845616A (en) | 1987-08-10 | 1989-07-04 | Halliburton Logging Services, Inc. | Method for extracting acoustic velocities in a well borehole |
US4832148A (en) | 1987-09-08 | 1989-05-23 | Exxon Production Research Company | Method and system for measuring azimuthal anisotropy effects using acoustic multipole transducers |
US4850450A (en) | 1987-11-19 | 1989-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Logging tool housing with acoustic delay |
US4825117A (en) | 1987-11-27 | 1989-04-25 | General Electric Company | Temperature compensated piezoelectric transducer assembly |
US4872526A (en) * | 1988-07-18 | 1989-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging tool longitudinal wave attenuator |
US5796677A (en) | 1988-12-22 | 1998-08-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method of sonic logging while drilling a borehole traversing an earth formation |
US4899844A (en) * | 1989-01-23 | 1990-02-13 | Atlantic Richfield Company | Acoustical well logging method and apparatus |
FR2642849B1 (fr) * | 1989-02-09 | 1991-07-12 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif perfectionne de surveillance sismique d'un gisement souterrain |
US5036945A (en) | 1989-03-17 | 1991-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well tool transmitter receiver array including an attenuation and delay apparatus |
US5063542A (en) * | 1989-05-17 | 1991-11-05 | Atlantic Richfield Company | Piezoelectric transducer with displacement amplifier |
US5053245A (en) * | 1989-10-26 | 1991-10-01 | Sanyo Electric Co., Ltd. | Method of improving the quality of an edge surface of a cutting device |
US5004048A (en) * | 1989-11-15 | 1991-04-02 | Bode Robert E | Apparatus for injecting displacement plugs |
GB2239279B (en) * | 1989-12-20 | 1993-06-16 | Forex Neptune Sa | Method of analysing and controlling a fluid influx during the drilling of a borehole |
US5131477A (en) | 1990-05-01 | 1992-07-21 | Bp Exploration (Alaska) Inc. | Method and apparatus for preventing drilling of a new well into an existing well |
US5130950A (en) | 1990-05-16 | 1992-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Ultrasonic measurement apparatus |
US6055213A (en) * | 1990-07-09 | 2000-04-25 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface well apparatus |
US5151882A (en) | 1990-08-08 | 1992-09-29 | Atlantic Richfield Company | Method for deconvolution of non-ideal frequency response of pipe structures to acoustic signals |
CA2024061C (en) * | 1990-08-27 | 2001-10-02 | Laurier Emile Comeau | System for drilling deviated boreholes |
GB9021253D0 (en) * | 1990-09-29 | 1990-11-14 | Metrol Tech Ltd | Method of and apparatus for the transmission of data via a sonic signal |
US5044461A (en) * | 1991-01-10 | 1991-09-03 | Western Atlas International, Inc. | Decoupled borehole sensor |
US5081611A (en) * | 1991-03-06 | 1992-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for determining formation and borehole parameters via two-dimensional tomographic reconstruction of formation slowness |
FR2674029B1 (fr) * | 1991-03-11 | 1993-06-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode et appareillage de prospection par ondes acoustiques dans des puits de production. |
FR2681373B1 (fr) * | 1991-09-17 | 1993-10-29 | Institut Francais Petrole | Dispositif perfectionne de surveillance d'un gisement pour puits de production. |
AU2865792A (en) | 1991-10-04 | 1993-05-03 | Atlantic Richfield Company | System for real-time look-ahead exploration of hydrocarbon wells |
FR2682715A1 (fr) * | 1991-10-21 | 1993-04-23 | Elf Aquitaine | Detecteur de venue de gaz. |
NO307666B1 (no) | 1991-12-16 | 2000-05-08 | Inst Francais Du Petrole | Stasjonært system for aktiv eller passiv overvÕkning av en avsetning i undergrunnen |
DE69305754D1 (de) | 1992-01-21 | 1996-12-12 | Anadrill Int Sa | Fernmesssystem mit Schallschwingungen |
WO1993015421A1 (en) | 1992-01-23 | 1993-08-05 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for acoustic shear wave logging |
FR2688026B1 (fr) * | 1992-02-27 | 1994-04-15 | Institut Francais Petrole | Systeme et methode d'acquisition de donnees physiques liees a un forage en cours. |
GB2266372B (en) | 1992-04-21 | 1996-04-17 | Scherbatskoy Serge Alexander | Sonic measurement while drilling |
US5348093A (en) * | 1992-08-19 | 1994-09-20 | Ctc International | Cementing systems for oil wells |
US5282384A (en) * | 1992-10-05 | 1994-02-01 | Baroid Technology, Inc. | Method for calculating sedimentary rock pore pressure |
US5265680A (en) | 1992-10-09 | 1993-11-30 | Atlantic Richfield Company | Method for installing instruments in wells |
US5357481A (en) | 1992-11-04 | 1994-10-18 | Western Atlas International, Inc. | Borehole logging tool |
US5415037A (en) * | 1992-12-04 | 1995-05-16 | Chevron Research And Technology Company | Method and apparatus for monitoring downhole temperatures |
FR2700018B1 (fr) | 1992-12-29 | 1995-02-24 | Inst Francais Du Petrole | Méthode et dispositif de prospection sismique utilisant un outil de forage en action dans un puits. |
FR2703470B1 (fr) * | 1993-03-29 | 1995-05-12 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'émission-réception permanent pour la surveillance d'une formation souterraine et méthode de mise en Óoeuvre. |
US5353873A (en) * | 1993-07-09 | 1994-10-11 | Cooke Jr Claude E | Apparatus for determining mechanical integrity of wells |
US5720355A (en) | 1993-07-20 | 1998-02-24 | Baroid Technology, Inc. | Drill bit instrumentation and method for controlling drilling or core-drilling |
US5377160A (en) | 1993-08-05 | 1994-12-27 | Computalog Research, Inc. | Transmitter and receiver to radially scan the cementing conditions in cased wells |
GB2282664B (en) | 1993-10-05 | 1996-09-04 | Schlumberger Ltd | Method of analysing seismic signals |
FR2712626B1 (fr) | 1993-11-17 | 1996-01-05 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . |
US5475650A (en) | 1993-11-19 | 1995-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of nonlinear properties of formation using sonic borehole tool while changing pressure in borehole |
NO178386C (no) | 1993-11-23 | 1996-03-13 | Statoil As | Transduser-anordning |
US5594706A (en) | 1993-12-20 | 1997-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole processing of sonic waveform information |
US5387767A (en) | 1993-12-23 | 1995-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Transmitter for sonic logging-while-drilling |
US5475309A (en) * | 1994-01-21 | 1995-12-12 | Atlantic Richfield Company | Sensor in bit for measuring formation properties while drilling including a drilling fluid ejection nozzle for ejecting a uniform layer of fluid over the sensor |
US5409071A (en) * | 1994-05-23 | 1995-04-25 | Shell Oil Company | Method to cement a wellbore |
WO1996018118A1 (en) | 1994-12-08 | 1996-06-13 | Noranda Inc. | Method for real time location of deep boreholes while drilling |
AU710376B2 (en) | 1995-02-09 | 1999-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled downhole tools for production well control |
US5959547A (en) * | 1995-02-09 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Well control systems employing downhole network |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
NO325157B1 (no) | 1995-02-09 | 2008-02-11 | Baker Hughes Inc | Anordning for nedihulls styring av bronnverktoy i en produksjonsbronn |
US6442105B1 (en) * | 1995-02-09 | 2002-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic transmission system |
US5597042A (en) | 1995-02-09 | 1997-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
US5510582A (en) | 1995-03-06 | 1996-04-23 | Halliburton Company | Acoustic attenuator, well logging apparatus and method of well logging |
US6082451A (en) * | 1995-04-26 | 2000-07-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore shoe joints and cementing systems |
US5524709A (en) * | 1995-05-04 | 1996-06-11 | Atlantic Richfield Company | Method for acoustically coupling sensors in a wellbore |
US5644186A (en) | 1995-06-07 | 1997-07-01 | Halliburton Company | Acoustic Transducer for LWD tool |
US5852262A (en) | 1995-09-28 | 1998-12-22 | Magnetic Pulse, Inc. | Acoustic formation logging tool with improved transmitter |
US5678643A (en) * | 1995-10-18 | 1997-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic logging while drilling tool to determine bed boundaries |
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 |
FR2741454B1 (fr) * | 1995-11-20 | 1998-01-02 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de prospection sismique utilisant un outil de forage en action dans un puits |
US5753812A (en) | 1995-12-07 | 1998-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Transducer for sonic logging-while-drilling |
GB2324153B (en) * | 1996-01-26 | 2000-05-03 | Baker Hughes Inc | A drilling system with an acoustic measurement-while-drilling system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction |
MY115236A (en) * | 1996-03-28 | 2003-04-30 | Shell Int Research | Method for monitoring well cementing operations |
GB9614804D0 (en) | 1996-07-15 | 1996-09-04 | Chiroscience Ltd | Resolution process |
EG20915A (en) | 1996-07-24 | 2000-06-28 | Shell Int Research | Logging method |
US5728978A (en) | 1996-08-02 | 1998-03-17 | Computalog U.S.A., Inc. | Acoustic isolator for acoustic well logging tool |
US5712829A (en) | 1996-08-14 | 1998-01-27 | Western Atlas International, Inc. | Method for determining earth formation shear wave anisotropy parameters by inversion processing of signals from a multiple-component dipole array acoustic well logging instrument |
GB9619551D0 (en) | 1996-09-19 | 1996-10-30 | Bp Exploration Operating | Monitoring device and method |
US6378627B1 (en) * | 1996-09-23 | 2002-04-30 | Intelligent Inspection Corporation | Autonomous downhole oilfield tool |
US5967816A (en) * | 1997-02-19 | 1999-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Female wet connector |
US6148912A (en) * | 1997-03-25 | 2000-11-21 | Dresser Industries, Inc. | Subsurface measurement apparatus, system, and process for improved well drilling control and production |
US5926437A (en) * | 1997-04-08 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for seismic exploration |
US5924499A (en) * | 1997-04-21 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic data link and formation property sensor for downhole MWD system |
EP1355170A3 (en) | 1997-05-02 | 2004-06-09 | Sensor Highway Limited | A method of controlling production from a wellbore |
US5831549A (en) * | 1997-05-27 | 1998-11-03 | Gearhart; Marvin | Telemetry system involving gigahertz transmission in a gas filled tubular waveguide |
US6426917B1 (en) * | 1997-06-02 | 2002-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir monitoring through modified casing joint |
US6070662A (en) * | 1998-08-18 | 2000-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes |
US6028534A (en) * | 1997-06-02 | 2000-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling |
US6138752A (en) * | 1997-06-11 | 2000-10-31 | Shell Oil Company | Method and apparatus to determine subterrranean formation stress |
US5886303A (en) * | 1997-10-20 | 1999-03-23 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for cancellation of unwanted signals in MWD acoustic tools |
US6176344B1 (en) * | 1997-10-27 | 2001-01-23 | Western Atlas International, Inc. | Method and system for determining the azimuth position and distance of a reflecting subsurface formation |
US6243722B1 (en) * | 1997-11-24 | 2001-06-05 | International Business Machines Corporation | Method and system for a network-based document review tool utilizing comment classification |
US6144316A (en) * | 1997-12-01 | 2000-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic and acoustic repeater and method for use of same |
US6218959B1 (en) * | 1997-12-03 | 2001-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fail safe downhole signal repeater |
US6018301A (en) * | 1997-12-29 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Disposable electromagnetic signal repeater |
GB9800142D0 (en) * | 1998-01-07 | 1998-03-04 | Anadrill Int Sa | Seismic detection apparatus and method |
NO316757B1 (no) * | 1998-01-28 | 2004-04-26 | Baker Hughes Inc | Anordning og fremgangsmate for fjernaktivisering av et nedihullsverktoy ved hjelp av vibrasjon |
GC0000046A (en) * | 1998-02-26 | 2004-06-30 | Shell Int Research | Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment. |
US6138774A (en) * | 1998-03-02 | 2000-10-31 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment |
US6053245A (en) | 1998-03-03 | 2000-04-25 | Gas Research Institute | Method for monitoring the setting of well cement |
CA2264409A1 (en) * | 1998-03-16 | 1999-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for permanent emplacement of sensors inside casing |
US6196335B1 (en) | 1998-06-29 | 2001-03-06 | Dresser Industries, Inc. | Enhancement of drill bit seismics through selection of events monitored at the drill bit |
US6366531B1 (en) * | 1998-09-22 | 2002-04-02 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for acoustic logging |
US6213250B1 (en) | 1998-09-25 | 2001-04-10 | Dresser Industries, Inc. | Transducer for acoustic logging |
US6257354B1 (en) * | 1998-11-20 | 2001-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid flow monitoring system |
US6392561B1 (en) * | 1998-12-18 | 2002-05-21 | Dresser Industries, Inc. | Short hop telemetry system and method |
US6429784B1 (en) * | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
US6837332B1 (en) * | 1999-03-22 | 2005-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for cancellation of unwanted signals in MWD acoustic tools |
US6538576B1 (en) * | 1999-04-23 | 2003-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-contained downhole sensor and method of placing and interrogating same |
US6466513B1 (en) * | 1999-10-21 | 2002-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic sensor assembly |
US6622803B2 (en) * | 2000-03-22 | 2003-09-23 | Rotary Drilling Technology, Llc | Stabilizer for use in a drill string |
US6480118B1 (en) * | 2000-03-27 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of drilling in response to looking ahead of drill bit |
US6374913B1 (en) * | 2000-05-18 | 2002-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor array suitable for long term placement inside wellbore casing |
US6408943B1 (en) * | 2000-07-17 | 2002-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors |
US6412578B1 (en) * | 2000-08-21 | 2002-07-02 | Dhdt, Inc. | Boring apparatus |
SE519936C2 (sv) * | 2001-01-24 | 2003-04-29 | Ericsson Telefon Ab L M | Anordning och förfarande relaterade till sessionshantering i en portalstruktur |
US6661737B2 (en) * | 2002-01-02 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic logging tool having programmable source waveforms |
-
1999
- 1999-02-19 US US09/255,612 patent/US6429784B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-02-17 EP EP08010139A patent/EP1965021A3/en not_active Withdrawn
- 2000-02-17 EP EP03076222A patent/EP1335106A2/en not_active Withdrawn
- 2000-02-17 EP EP00917644A patent/EP1153196B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 EP EP03076221A patent/EP1335105B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 EP EP03076220A patent/EP1335104B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 EP EP03076223A patent/EP1335107B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 WO PCT/US2000/004175 patent/WO2000049268A1/en active IP Right Grant
- 2000-02-17 EP EP03076219A patent/EP1335103A3/en not_active Withdrawn
- 2000-02-17 EP EP08075774.3A patent/EP2003287A3/en not_active Withdrawn
- 2000-12-15 NO NO20006435A patent/NO319432B1/no not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-06-11 US US10/167,934 patent/US6987463B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-06-11 US US10/167,974 patent/US6747570B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-06-11 US US10/167,738 patent/US6693554B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-06-11 US US10/167,737 patent/US7173542B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-06-11 US US10/167,675 patent/US7046165B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-12-02 NO NO20045299A patent/NO335829B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-12-02 NO NO20045297A patent/NO335448B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-12-02 NO NO20045298A patent/NO337913B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-12-02 NO NO20045300A patent/NO20045300L/no not_active Application Discontinuation
- 2004-12-02 NO NO20045296A patent/NO335447B1/no not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-11-15 US US11/274,782 patent/US20060071809A1/en not_active Abandoned
-
2007
- 2007-02-01 US US11/701,323 patent/US7932834B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-01 US US11/701,333 patent/US20070139217A1/en active Pending
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO335448B1 (no) | Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data med minst en akustisk sensor festet til brønnforingen | |
US7255173B2 (en) | Instrumentation for a downhole deployment valve | |
CN104011326B (zh) | 使用处理井的导向孔作为监测井实时监测和发送水力压裂地震事件至表面的系统 | |
NO342382B1 (no) | Fremgangsmåte for logging av jordformasjoner under boring av et brønnborehull | |
NO335639B1 (no) | Fremgangsmåte,datamaskinprogram og måling-under-boring-system for innsamling og analyse av kraftmålinger i et borehull | |
WO2010060620A1 (en) | Method for monitoring cement plugs | |
CA3110164C (en) | Time division multiplexing of distributed downhole sensing systems | |
CA2483527C (en) | Instrumentation for a downhole deployment valve |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |