NO335829B1 - Fremgangsmåte for hindring av formasjonsoppsprekking - Google Patents
Fremgangsmåte for hindring av formasjonsoppsprekking Download PDFInfo
- Publication number
- NO335829B1 NO335829B1 NO20045299A NO20045299A NO335829B1 NO 335829 B1 NO335829 B1 NO 335829B1 NO 20045299 A NO20045299 A NO 20045299A NO 20045299 A NO20045299 A NO 20045299A NO 335829 B1 NO335829 B1 NO 335829B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- casing
- sensors
- wellbore
- guide shoe
- sensor
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 21
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 20
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 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
- 230000001276 controlling effect Effects 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
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber 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 opprettholdelse av integriteten til en formasjon (70) i nærheten av en foringsrørsledesko anbrakt i et brønnborehull (40) omfatter at trykk i brønnborehullet måles nær foringsrørsledeskoen (54) i løpet av boring av deler av brønnborehullet (40) under foringsrørsledeskoen (54) ved hjelp av minst én sensor (88, 90, 92) fastgjort til en utvendig overflate av foringsrørsledeskoen anbrakt nær brønnborehullet; trykkdataene målt med den minst ene sensoren sendes til overflaten; og egenvekten til et borefluid som brukes i borehullet, styres for å sikre at det hydrauliske trykket utøvet av borefluidet ikke overstiger oppsprekkingstrykket til formasjonen.
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 vedrører den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og anordning for innsamling av data vedrørende formasjonene i løpet av og etter at brønnboringen er boret og konstruert. 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 utviklet 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.
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 tilstrømning av vann inn i de omkringliggende formasjoner, opptar enhver produksjon fra brønnen, muliggjøre trykkregulering, å utgjøre omgivelser for installasjonen av produksjonsutstyret, 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 foringsrøret ut og det bores en annen seksjon av brønnboringen. Prosessen for å bore seksjoner av brønnboringen etterfulgt av innføring og sementering av brønnforing 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.
Konseptet med å øke boreslammets egenevekt for å forhindre innstrømning av gasser er beskrevet i FR 2682715A1.
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 ("measurement while drilling") eller LWD-verktøy ("logging while drilling") til borestrengen rett over borekronen og vektrørene. Disse vanligvis kostbare verktøyene samler inn data i løpet av boreprosessen og lagrer disse eller overfører disse til overflaten.
US5265680A beskriver en løsning for installasjon av en sensor ved en foringsrørsko, til bruk for overvåking og styring av nedihullstilstander.
Den foreliggende oppfinnelsen frembyr en fremgangsmåte som angitt i det selvstendige krav 1. Et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen er uttrykt ved det uselvstendige krav 2.
I det etterfølgende er det beskrevet en foringsrørsensor som omfatter en ledesko og en sensor koplet til ledeskoen.
Sensoren kan omfatte en trykksensor. Sensortrykk kan omfatte en trykktransduser og en trans-mitter koplet til trykktransduseren. Foringsrørsensoren kan omfatte en mottaker på overflaten koplet til transmitteren. Foringsrørsensoren kan omfatte en borestreng gjennom ledeskoen.
Det er også beskrevet under en foringsrørdataoverføring som omfatter en nedihullsmottaker koplet til et brønnforingsrør og en transmitter koplet til mottakeren.
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 elektro-magnetisk 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 foringsrøret, 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 foringsrøret. Borestrengsensorene kan være koplet til nedihullsmottakeren. En eller flere av borestrengsensorene kan være koplet til nedihullsmottakeren gjennom en borestrengstransmitter. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte borestrengsinstrumenter koplet til transmitteren og en transmitter på overflaten koplet til nedihulls mottakeren. Foringsrørdataoverføringen 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 borekrone-dysestørrelse.
Videre, som beskrevet under, er 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.
En fremgangsmåte for å posisjonere "look ahead" sensorer som omfatter posisjonering av akustiske sensorer langs en foringsstreng, er beskrevet under.
En fremgangsmåte for å overvåke brønnstyringshendelser som omfatter overvåking av trykk ved to eller flere steder inne i et foringsrør i en brønn, er beskrevet under.
Overvåking kan omfatte overvåking av trykk ved to eller flere steder som er anbrakt med mellomrom i lengderetningen langs foringsrøret.
En fremgangsmåte for å fastslå hvorvidt sement i et brønnborehull har herdet, som omfatter posisjonering av en temperatursensor på et foringsrør og overvåking av temperaturen i sementen ved hjelp av temperatursensoren, er beskrevet under.
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 muliggjøre 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 bunnhullssammenstillingen 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 foringsrør 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 foringsrøret 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 ledeskoen. 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 gen-erert 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" ytelsene i forhold til et "look-ahead" system som benytter overflateakustiske sensorer da akustiske sensorer koplet til foringsrøret er nærmere de geologiske trekkene som påvises.
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. Spenningssensorene 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 strategisk 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 utblåsningssikringer 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 forma-sjonenes egenskaper eller i å overvåke boreprosessen, også festes til foringsrøret. Plasseringen 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 forankr-ingsrøret 82. Et sett med mellomliggende foringsrørsensorer, aktuatorer og generatorer 90 er koplet til mellomrøret (eller det mellomliggende foringsrøret) 84. Avhengig av formålet 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 borestrengen 86. Dersom for eksempel MWD-verktøyet er et akustisk loggeverktøy, ville det omfatte akustisk energigeneratorer (transmittere) og akustisk energisensorer (mottakere). Andre typer verktøy ville omfatte andre typer sensorer og generatorer. MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 kan for eksempel frembringe muligheten for å endre posisjonen til en justerbar "gauge stabilizier" eller for å endre borekronedysestørrelsen 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
mellomrørstyreenheten 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 forankringsrørstyreenheten 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 overfører 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 borestrengsrørs-styreenheten 116 kan overføres gjennom mellomrørsstyreenheten 102 og forankrings-rørsstyreenheten 100. Alternativt kan borestrengsstyreenheten 116 kun benytte en av forankringsrørsstyreenheten 100 eller mellomrørsstyreenheten 102 som en overføring ("relay"). Kommunikasjonen mellom borestrengsstyreenheten 116 og overflateutstyret 94 kan benytte en hvilken som helst av de informasjonsoverføringssystemene 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 borestrengs-styreenheten 116 for å tillate pulstelemetrikommunikasj on.
Figur 8 illustrerer alle de kommunikasjonsbanene som er mulige blant de ulike sensorene, aktuatorene, generatorene, styreenheter og overflateutstyr. I den foretrukne utførelsesformen 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 stiplede 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 forankringsrørstyreenheten 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 vedheftede krav.
Claims (2)
1.
Fremgangsmåte for hindring av oppsprekking av en formasjon (70) i et brønnborehull, der fremgangsmåten omfatter at minst én sensor (88, 90, 92) fastgjøres til en overflate av en foringsrørsledesko (54) anbrakt ved den ytre enden av et avsnitt av et foringsrør (52); den minst ene sensoren, foringsrørsledeskoen og foringsrøravsnittet posisjoneres i brønnborehullet; et avsnitt av borehullet bores under foringsrørsledesko; trykk i brønnborehullet måles nær foringsrørsledeskoen i løpet av boring av avsnittet av brønnborehullet under foringsrørsledeskoen ved hjelp av den minst ene sensoren; trykkdata målt med den minst ene sensoren sendes til overflaten; og karakte-isert ved at egenvekten til et borefluid som brukes i borehullet styres for å sikre at det hydrauliske trykket utøvet av borefluidet ikke overstiger oppsprekkingstrykket til formasjonen.
2.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, videre omfattende at et andre foringsrøravsnitt settes inn i brønnborehullet og det andre foringsrøravsnittet posisjoneres nær formasjonen for å forhindre oppsprekkingen av formasjonen med fluider i brønnborehullet.
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 |
---|---|
NO20045299L NO20045299L (no) | 2001-02-14 |
NO335829B1 true NO335829B1 (no) | 2015-02-23 |
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 |
NO20045300A NO20045300L (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmate for bestemmelse av herdingen til sement nedihulls |
NO20045299A NO335829B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for hindring av formasjonsoppsprekking |
NO20045296A NO335447B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for innsamling av akustiske geologiske data foran borekronen |
NO20045298A NO337913B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fôringsrørdataoverfører for bruk i et miljø. |
NO20045297A NO335448B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data med minst en akustisk sensor festet til brønnforingen |
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 |
NO20045300A NO20045300L (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmate for bestemmelse av herdingen til sement nedihulls |
Family Applications After (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20045296A NO335447B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for innsamling av akustiske geologiske data foran borekronen |
NO20045298A NO337913B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fôringsrørdataoverfører for bruk i et miljø. |
NO20045297A NO335448B1 (no) | 1999-02-19 | 2004-12-02 | Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data med minst en akustisk sensor festet til brønnforingen |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (9) | US6429784B1 (no) |
EP (8) | EP1335105B1 (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 |
US7114561B2 (en) * | 2000-01-24 | 2006-10-03 | Shell Oil Company | Wireless communication using well casing |
US20020036085A1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US6588503B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition |
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 |
WO2003036033A1 (en) * | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
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 |
US7219729B2 (en) * | 2002-11-05 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanent downhole deployment of optical sensors |
US7350590B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7303022B2 (en) * | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
US7255173B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US20040206511A1 (en) * | 2003-04-21 | 2004-10-21 | Tilton Frederick T. | Wired casing |
US7073578B2 (en) | 2002-10-24 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Staged and/or patterned heating 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 |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
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 |
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 |
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 |
NZ567052A (en) * | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process 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 |
US7757784B2 (en) * | 2003-11-17 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Drilling methods utilizing independently deployable multiple tubular strings |
US7395882B2 (en) | 2004-02-19 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Casing and liner drilling bits |
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 |
US7453768B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-11-18 | Hall David R | High-speed, downhole, cross well measurement system |
US20060044940A1 (en) * | 2004-09-01 | 2006-03-02 | Hall David R | High-speed, downhole, seismic measurement system |
GB2417742B (en) * | 2004-09-02 | 2009-08-19 | Vetco Gray Inc | Tubing running equipment for offshore rig with surface blowout preventer |
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 |
GB2424432B (en) | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
US7215125B2 (en) * | 2005-04-04 | 2007-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring a formation parameter while inserting a casing into a wellbore |
NZ562364A (en) | 2005-04-22 | 2010-12-24 | Shell Int Research | Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells |
GB0510900D0 (en) | 2005-05-28 | 2005-07-06 | Depuy Int Ltd | Apparatus for monitoring the cure of a bone cement material |
GB0510899D0 (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 |
CA2651966C (en) | 2006-05-12 | 2011-08-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | 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 |
US8297353B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US9822631B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring downhole parameters using MEMS |
US8342242B2 (en) * | 2007-04-02 | 2013-01-01 | 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 |
US9494032B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors |
US9194207B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface wellbore operating equipment utilizing MEMS sensors |
US8302686B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US8316936B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US9879519B2 (en) | 2007-04-02 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through fluid sensing |
US9394784B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Algorithm for zonal fault detection in a well environment |
US9732584B2 (en) * | 2007-04-02 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US20110187556A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | 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 |
US9394785B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through RFID sensing |
US8297352B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US9394756B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Timeline from slumber to collection of RFID tags in a well environment |
US8291975B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US10358914B2 (en) | 2007-04-02 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment |
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 |
MX2010001555A (es) * | 2007-08-10 | 2010-03-11 | Schlumberger Technology Bv | Metodos y sistemas para instalar cable para medir un parametro fisico. |
US7954571B2 (en) | 2007-10-02 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures for casing component drillout and earth-boring drill bits including same |
US8245797B2 (en) | 2007-10-02 | 2012-08-21 | 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 |
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 |
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 |
KR101441133B1 (ko) * | 2008-03-26 | 2014-09-17 | 엘지전자 주식회사 | 냉장고의 드로어 구동 제어 방법 |
WO2009129143A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing 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 |
GB2460096B (en) | 2008-06-27 | 2010-04-07 | Wajid Rasheed | Expansion 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 |
RU2529537C2 (ru) | 2008-10-13 | 2014-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
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 |
US8448707B2 (en) | 2009-04-10 | 2013-05-28 | Shell Oil Company | Non-conducting heater casings |
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 |
WO2011017415A2 (en) * | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Shell Oil Company | Systems and methods for monitoring cement quality in a well |
WO2011017413A2 (en) * | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Shell Oil Company | Use of fiber optics to monitor cement quality |
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 |
WO2011043851A1 (en) | 2009-10-05 | 2011-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep evaluation of resistive anomalies in borehole environments |
US8860416B2 (en) | 2009-10-05 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing in borehole environments |
US8836328B2 (en) * | 2010-02-03 | 2014-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic excitation with NMR pulse |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
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 |
US8573327B2 (en) | 2010-04-19 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for estimating tool inclination using bit-based gamma ray sensors |
WO2011132024A1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-27 | Alexander Herbert Gibson | Embedded material testing device and method |
GB201012175D0 (en) * | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
GB201012176D0 (en) | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Well |
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 |
AU2012271016B2 (en) * | 2011-06-13 | 2014-12-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | 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 |
CN103890316A (zh) * | 2011-08-12 | 2014-06-25 | 界标制图有限公司 | 用于评估被动压力隔离罩的系统与方法 |
US9376869B1 (en) * | 2011-08-12 | 2016-06-28 | Directed Technologies Drilling, Inc. | System and method for installing casing in a blind horizontal well |
RU2612774C2 (ru) | 2011-10-07 | 2017-03-13 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Аккомодация теплового расширения для систем с циркулирующей текучей средой, используемых для нагревания толщи пород |
US20130087388A1 (en) * | 2011-10-09 | 2013-04-11 | Intelliserv, Llc | Wellbore influx detection with drill string distributed measurements |
US8797035B2 (en) | 2011-11-09 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for monitoring a core during coring operations |
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 |
CA2795818C (en) * | 2011-11-16 | 2015-03-17 | 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 |
EP2798377B1 (en) | 2012-01-19 | 2017-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic sensing apparatus, systems, and methods |
WO2013110980A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
CA2862463A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
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 |
US20150292319A1 (en) * | 2012-12-19 | 2015-10-15 | Exxon-Mobil Upstream Research Company | Telemetry for Wireless Electro-Acoustical Transmission of Data Along a Wellbore |
WO2014100275A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
US9557434B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-01-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
US9631485B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
US9816373B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for relieving annular pressure in a wellbore using a wireless sensor network |
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 |
EP2941532A4 (en) | 2013-01-04 | 2017-04-19 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically conductive proppant and methods for detecting, locating and characterizing the electrically conductive proppant |
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 |
NO346816B1 (en) | 2013-09-26 | 2023-01-16 | Halliburton Energy Services Inc | A well system and a method including 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 |
US10519761B2 (en) * | 2013-10-03 | 2019-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for monitoring in a borehole |
US9726004B2 (en) | 2013-11-05 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole position sensor |
US10294742B2 (en) * | 2013-11-15 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole pressure management methods and systems with adaptive learning |
RU2539084C1 (ru) * | 2013-11-19 | 2015-01-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
CA2929973C (en) | 2013-11-19 | 2022-05-10 | Deep Exploration Technologies Cooperative Research Centre Ltd | Borehole logging methods and apparatus |
WO2015080754A1 (en) | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
GB2537494B (en) | 2013-12-23 | 2020-09-16 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole signal repeater |
GB2586762B (en) | 2013-12-30 | 2021-05-26 | 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 |
GB2540493B (en) * | 2014-05-16 | 2017-05-24 | 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 |
US10508536B2 (en) | 2014-09-12 | 2019-12-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | 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 |
US20160266086A1 (en) * | 2015-03-09 | 2016-09-15 | Micromem Applied Sensor Technologies Inc. | Cement integrity sensors and methods of manufacture and use thereof |
BR112017016444A2 (pt) | 2015-03-11 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services Inc | conjunto, sistema e antena para comunicação em interior de poço usando ondas de superfície. |
MX2017010354A (es) * | 2015-03-11 | 2018-01-23 | Halliburton Energy Services Inc | Determinacion de caracteristicas de un fluido en un pozo. |
WO2016159776A1 (en) * | 2015-03-27 | 2016-10-06 | Sensor Developments As | Borehole stress meter system and method for determining wellbore formation instability |
US10053980B2 (en) | 2015-03-27 | 2018-08-21 | Halliburton As | Borehole stress meter system and method for determining wellbore formation instability |
WO2016186653A1 (en) * | 2015-05-19 | 2016-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining the current state of cement in a wellbore |
WO2017105423A1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using electro acoustic technology to determine annulus pressure |
WO2017105418A1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data transmission across downhole connections |
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 |
US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
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 |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic 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 |
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 |
WO2019074657A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING 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 |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
AU2018347465B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
CN111201454B (zh) | 2017-10-13 | 2022-09-09 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于利用通信执行操作的方法和系统 |
US10724363B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
WO2019099188A1 (en) | 2017-11-17 | 2019-05-23 | 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 |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
US11313215B2 (en) | 2017-12-29 | 2022-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
CA3090799C (en) | 2018-02-08 | 2023-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
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 |
FR2600172B1 (fr) * | 1986-01-17 | 1988-08-26 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'installation de capteurs sismiques dans un puits de production petroliere |
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 |
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. |
EP0547961B1 (fr) | 1991-12-16 | 1996-03-27 | Institut Français du Pétrole | Système de surveillance active ou passive d'un gisement souterrain installé a poste fixe |
NO306222B1 (no) | 1992-01-21 | 1999-10-04 | Anadrill Int Sa | Fjernmålingssystem med bruk av lydoverföring |
EP0623223B1 (en) | 1992-01-23 | 1997-04-02 | 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 |
US5597042A (en) | 1995-02-09 | 1997-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
US5959547A (en) * | 1995-02-09 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Well control systems employing downhole network |
US6442105B1 (en) | 1995-02-09 | 2002-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic transmission system |
GB2333792B (en) | 1995-02-09 | 1999-09-08 | Baker Hughes Inc | Downhole sensor |
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 |
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 |
WO1997027502A1 (en) * | 1996-01-26 | 1997-07-31 | Baker Hughes Incorporated | 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 |
DE69841500D1 (de) * | 1997-05-02 | 2010-03-25 | Baker Hughes Inc | Methode und Vorrichtung zur Kontrolle einer Chemikalieneinspritzung eines Oberflächenbehandlungssystems |
US5831549A (en) * | 1997-05-27 | 1998-11-03 | Gearhart; Marvin | Telemetry system involving gigahertz transmission in a gas filled tubular waveguide |
US6028534A (en) * | 1997-06-02 | 2000-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling |
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 |
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 EP03076221A patent/EP1335105B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 EP EP00917644A patent/EP1153196B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 EP EP03076223A patent/EP1335107B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 EP EP08075774.3A patent/EP2003287A3/en not_active Withdrawn
- 2000-02-17 EP EP03076219A patent/EP1335103A3/en not_active Withdrawn
- 2000-02-17 EP EP03076222A patent/EP1335106A2/en not_active Withdrawn
- 2000-02-17 EP EP03076220A patent/EP1335104B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 EP EP08010139A patent/EP1965021A3/en not_active Withdrawn
- 2000-02-17 WO PCT/US2000/004175 patent/WO2000049268A1/en active IP Right Grant
- 2000-12-15 NO NO20006435A patent/NO319432B1/no not_active IP Right Cessation
-
2002
- 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 US10/167,934 patent/US6987463B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-06-11 US US10/167,675 patent/US7046165B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-12-02 NO NO20045300A patent/NO20045300L/no not_active Application Discontinuation
- 2004-12-02 NO NO20045299A patent/NO335829B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-12-02 NO NO20045296A patent/NO335447B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-12-02 NO NO20045298A patent/NO337913B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-12-02 NO NO20045297A patent/NO335448B1/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 |
---|---|---|
NO335829B1 (no) | Fremgangsmåte for hindring av formasjonsoppsprekking | |
US7255173B2 (en) | Instrumentation for a downhole deployment valve | |
US20120073805A1 (en) | Method for monitoring cement plugs | |
NO342382B1 (no) | Fremgangsmåte for logging av jordformasjoner under boring av et brønnborehull | |
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 |