NO339045B1 - System og fremgangsmåte for kommunikasjon langs en brønnboring - Google Patents
System og fremgangsmåte for kommunikasjon langs en brønnboring Download PDFInfo
- Publication number
- NO339045B1 NO339045B1 NO20055509A NO20055509A NO339045B1 NO 339045 B1 NO339045 B1 NO 339045B1 NO 20055509 A NO20055509 A NO 20055509A NO 20055509 A NO20055509 A NO 20055509A NO 339045 B1 NO339045 B1 NO 339045B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- borehole
- communication
- wireless
- section
- transmission
- Prior art date
Links
- 238000004891 communication Methods 0.000 title claims description 121
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 21
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims description 7
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 4
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- WABPQHHGFIMREM-UHFFFAOYSA-N lead(0) Chemical compound [Pb] WABPQHHGFIMREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—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 using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Radio Transmission System (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Radio Relay Systems (AREA)
- Radar Systems Or Details Thereof (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Ved en rekke forskjellige borehullanvendelser sendes kommunikasjoner mellom en overflatelokalitet og en brønnlokalitet. Overføringen av signaler inne i borehullet muliggjør fremskaffelse av brønndata, aktivering og kontroll av brønnanordninger, og tallrike andre anvendelser. For eksempel kan kommando- og kontrollsignaler sendes fra en kontroller lokalisert ved overflaten til en borehullanordning lokalisert inne i et borehull. Ved andre anvendelser samles brønnanordninger som for eksempel føle-re, data og overfører disse data til en overflatelokalitet gjennom et «opplink» for evaluering eller anvendelse i den spesifikke brannrelaterte operasjonen. Kommunikasjo-nene kan overvåkes og kontrolleres ved overflaten ved hjelp av et kontrollsystem lokalisert på brannstedet.
US 4057781 beskriver et logging under boring apparat som inngår i en roter-bar borestreng av borerør anbrakt i et brønnhull. Apparatet inkluderer vanligvis en kombinasjon for kommunikasjon som omfatter to kommunikasjonskanaler som sam-virker i kaskade eller tandem modus med en første nedre kommunikasjonskanal med svært lave dempnings egenskaper, men er relativt upraktisk å koble til eller fra og med en andre øvre kommunikasjonskanal som har større dempings egenskaper, men som er veldig praktisk å koble til eller fra når borerør legges til når boring fortset-ter. Elektrisk kraft for hele kombinasjonen i borehullet er anordnet fra et sted i avstand fra bunnen av brønnen.
WO 0163804 beskriver et hybrid trådbundet (4) og trådløst (8) kommunikasjonssystem som omfatter fiber optisk, elektrisk eller annen signaloverføringsanord-ning (4) som strekker seg fra brønnhodet ned i brønnen, og en eller flere trådløse signalomformere (7) som er plassert i en avstand fra anordningen (4) og overfører trådløse signaler (8) til en eller flere signal omformere (5) som er koblet til kanalen, og som er plassert i nærheten av forgreningspunkter (3) til en multilateral brønn.
Kommunikasjonssignaler overføres langs fysiske kontrolledninger. For eksempel kan signalene sendes som elektroniske signaler langs en ledningstråd, eller signalene kan sendes som hydrauliske signaler langs en rørformet kontrolledning. Fysiske kontrolledninger blir således ofte ført langs en arbeidsstreng som strekker seg gjennom et gitt borehull. Kommunikasjonen blir imidlertid vanskelig eller umulig hvis der er gap i arbeidsstrengen, eller hvis seksjoner av arbeidsstrengen ikke ha kommunikasjonsledninger. I tillegg kan kontrolledninger være spesielt utsatt for skader i visse regioner av borehullet.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Generelt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse et system og en fremgangsmåte for kommunikasjon mellom en overflatelokalitet og en underjordisk lokalitet, for eksempel en brønnlokalitet. Signaler sendes langs borehullet via en kombinasjon av minst én trådbundet seksjon av borehullet og minst én trådløs seksjon av borehullet. For eksempel kan en mottaker og/eller sender være forbundet til en kommunikasjon ledning av den trådbunnede seksjon for mottak og/elle sending av signaler fra og/eller til en anordning anbrakt i borehullet ved en lokalitet fjernt fra den fast koplede del.
Foreliggende oppfinnelse er særlig egnet til å tilveiebringe et kommunikasjonssystem for anvendelse i et borehull, omfattende: en arbeidsstreng med en trådbundet seksjon for overføring av kommunikasjonssignaler, og en trådløs seksjon;karakterisert vedat
en nedihulls anordning er anordnet ved en ende av den trådløse seksjonen-motsatt seksjonen som er trådbundet; og
et trådløst kommunikasjonssystem for å kommunisere signaler mellom seksjonen som er trådbundet og nedihulls anordningen.
Foreliggende oppfinnelse er videre egnet til å tilveiebringe en fremgangsmåte for overføring av signaler langs et borehull, omfattende: overføring av data langs en første del av et borehull gjennom en kommunikasjonsledning, der kommunikasjonsledningen er utplassert langs en arbeidsstreng; og
trådløs overføring av dataene langs en andre del av borehullet til en andre del av borehullet,
der den trådløse overføring omfatter overføring av dataene over et gap i arbeidsstrengen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Visse utførelsesformer av oppfinnelsen skal i det følgende beskrives med henvisning til de vedføyde tegninger, hvor like henvisningstall betegner lignende elemen-ter, og: Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et kommunikasjonssystem ifølge en utfø-relsesform av den foreliggende oppfinnelse; Fig. 2 er en skjematisk illustrasjon av en ytterligere utførelsesform av kommunikasjonssystemet illustrert i fig. 1; Fig. 3 er en tverrsnittstegning tatt generelt langs linjen 3-3 illustrert i fig. 1; Fig. 4 er en ytterligere tverrsnittstegning som viser en alternativ utførelsesform av arbeidsstrengen illustrert i fig. 3; Fig. 5 er en tverrsnittstegning som viser en ytterligere alternativ utførelsesform av arbeidsstrengen illustrert i fig. 3; Fig. 6 er en skjematisk illustrasjon av et trådløst kommunikasjonssystem utplassert i et borehull, ifølge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; Fig. 7 er en ytterligere skjematisk illustrasjon av et kommunikasjonssystem utplassert i et borehull ifølge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; Fig. 8 er et flytskjema som illustrerer et eksempel på en operativ teknikk for anvendelse i kommunikasjonssystemet, ifølge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; og Fig. 9 er et flytskjema som illustrerer et ytterligere eksempel på en operasjons-teknikk for anvendelse i kommunikasjonssystemet, ifølge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse.
DETALJERT BESKRIVELSE
I den følgende beskrivelse er tallrike detaljer angitt for å tilveiebringe en for-ståelse av den foreliggende oppfinnelse. Det skal imidlertid av de vanlig fagkyndige forstås at den foreliggende oppfinnelse kan utøves uten disse detaljer og at tallrike variasjoner eller modifikasjoner fra de beskrevne utførelsesformer kan være mulig.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt kommunikasjon med underjordisk utstyr via transmisjon av kommunikasjonssignaler gjennom en trådbundet seksjon av borehullet og en ikke trådbundet eller trådløs seksjon av borehullet. I denne beskrivelse refererer anvendelsen av betegnelsene «koplet» eller «fast koplet» til seksjoner av borehullet som anvender en fysisk kommunikasjonsledning, som for eksempel en elektrisk ledende ledning, en optisk fiberledning, en hydraulisk kontrolledning eller annen definert, fysisk struktur hvorigjennom kommunikasjonssignaler overføres. Som eksempel kan den trådbunnede seksjonen i borehullet omfatte en kontroll ledning sendt separat gjennom et borehullsystem, som for eksempel en arbeidsstreng anordnet inne i et borehull. Anordningene og fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er imidlertid ikke begrenset til bruk ved de spesifikke anvendelser som er beskrevet heri.
Med generell henvisning til fig. 1 er deri illustrert et system 20 ifølge en utførelses-form av den foreliggende oppfinnelse. I denne utførelsesform omfatter systemet 20 et borehullsystem 22 utplassert i et borehull 24. Borehullsystemet 22 kan omfatte en arbeidsstreng 26, og arbeidsstrengen 26 kan være tildannet av en rekke forskjellige komponenter utnyttet i brønnanvendelser. For eksempel kan arbeidsstrengen 26 omfatte en komplettering 27 med en rørseksjon 28 så vel som en rekke forskjellige andre borehullkomponenter 30. Den spesifikke type av borehullkomponenter 30 avhenger av borehullanvendelsesområdet, men komponentene kan velges fra for eksempel følere, testutstyr, ettersynsutstyr, produksjonsutstyr og andre typer av anord-ninger.
Systemet 20 omfatter generelt et telemetrisystem 32 for å kommunisere data mellom en overflatelokalitet og en brønnlokalitet. For eksempel kan signaler kommuniseres ned i brønnen til en borehullanordning, som for eksempel én eller flere av borehullkomponentene 30.1 noen utførelsesformer kan signaler også kommuniseres fra brønnanordningen eller anordningene 30 lokalisert i borehullet, til en overflatelokalitet gjennom et «opplink». Utførelsesformer av telemetrisystemet 32 kan også konstrueres for toveis kommunikasjon mellom overflatelokaliteten og borehullokalite-ten eller lokalitetene.
Telemetrisystemet 32 skaper en «trådbundet» seksjon 34 inne i borehullet 24 og en «ikke trådbundet» for eksempel trådløs seksjon 36, inne i borehullet 24. Data kommuniserer således gjennom borehullet 24 via en kombinasjon av én eller flere trådbunnede seksjoner 34 med én eller flere trådløse seksjoner 36 i borehullet 24.1 den illustrerte utførelsesform omfatter den trådbunnede seksjon34 en kommunikasjonsledning 38 som strekker seg langs en øvre seksjon av arbeidsstrengen 26. Kommunikasjonsledningen 38 strekker seg mellom en overflatekommunikasjonsanordning 40, via et tilhørende arbeidsstreng-grensesnitt 42, og en terminal ende 44 anordnet ved den nedre ende av den øvre seksjon av arbeidsstrengen 26. Den spesielle type av overflatekommunikasjonsanordning 40 og arbeidsstreng-grensesnittet 42 avhenger av den spesifikke type av kommunikasjons-ledning 38 som utnyttes ved en gitt anvendelse. For eksempel kan kommunikasjons-ledningen 38 omfatte en kontrolledning eller ledning for å kommunisere data fra brønnfølere. Kommunikasjonsledningen 38 kan også ha forskjellige strukturelle former inklusive en elektrisk leder, som for eksempel en elektrisk ledning eller ledningsbunt, for å føre elektriske signaler. Kommunikasjons-ledningen 38 kan også omfatte en optisk fiber, hydraulisk kontrolledning eller annen strukturell kontrolledning hvorigjennom signaler sendes.
Telemetrisystemet 32 omfatter videre den trådløse seksjon 36 som for eksempel har en øvre kommunikasjonsanordning 46 koplet til den terminale ende 44 og en nedre kommunikasjonsanordning 48. Den øvre kommunikasjons-anordning 46 og den nedre kommunikasjonsanordning 48 er separert av en separasjonsavstand 50 hvorigjennom signalene beveger seg trådløst langs borehullet 24. Den trådbunnede seksjon 34 og den trådløse seksjon 36 kan hver omfatte flere seksjoner hvorigjennom de angjeldende signaler overføres. I tillegg avhenger den spesifikke type av øvre kommunikasjonsanordning 46 og nedre kommunikasjonsanordning 48 av den teknikk som velges for trådløs kommunikasjon. To eksempler på trådløse kommunikasjons-systemer omfatter imidlertid et elektromagnetisk kommunikasjons-system og et akustisk kommunikasjonssystem.
Generelt utnytter et elektromagnetisk kommunikasjons (EM) system elektromagnetiske bølger for å føre signaler mellom kommunikasjonsanordningene 46 og 48. For eksempel kan kommunikasjons-anordningene 46 og 48 omfatte lavfrekvent radiobølgeutstyr eller tradisjonelt pulstelemetriutstyr. Et akustisk kommunikasjons-system anvender generelt lydbølger for å føre signaler mellom de trådløse kommuni kasjonsanordninger. For eksempel kan kommunikasjons-anordningene 46 og 48 omfatte transdusere i stand til å omvandle signaler til og fra lydbølger forplantet gjennom et fluid i borehullet.
Ved mange anvendelser styres strømmen av signaler gjennom telemetrisystemet 32 av en operasjonskontroll 52. Operasjonskontrollen 52 kan omfatte en rekke forskjellige kontrollsystemer, inklusive prosessor-baserte kontrollsystemer. For eksempel kan en operatør anvende en computer med en passende inngangsanordning, som for eksempel et tastatur, en berøringsskjerm, en audioinngangsanordning eller annen inngangsanordning, for å tilveiebringe instruksjoner til operasjonskontrollen 52 vedrørende de typer av signaler, for eksempel kommando- og kontrollsignaler, som sendes via telemetrisystemet 32. Den computer-baserte kontroll kan også anvende en utgangsanordning, som for eksempel en dataskjerm eller annen utgangsanordning, for å sende relevant informasjon til operatøren vedrørende telemetrisystemet 32 og/eller signaler overført via kommunikasjonssystemet. Operasjonskontrollen 52 kan også omfatte en anordning lokalisert ve den overflate 54 av jorden nær borehullet 24 eller ved en fjern lokalisering.
I utførelsesformen illustrert i fig. 1 er borehullsystemet 22 sammenhengende gjennom både den trådbunnede seksjon34 og den trådløse seksjon 36.1 dette eksempel omfatter borehullsystemet 22 en arbeidsstreng 26 som strekker seg fra en overflatelokalitet til for eksempel en nedre kommunikasjons-anordning 48. Arbeidsstrengen 26 kan omfatte en rekke forskjellige borehullkomponenter avhengig av den spesielle borehullanvendelse, inklusive rørseksjoner, øvre kompletteringer, nedre kompletteringer, produksjonsutstyr, testutstyr, boreutstyr, følerutstyr, injeksjonsutstyr og annet brønnrelatert utstyr. I tillegg kan borehullsystemet 232 utplasseres i et borehull 24 med et omgivende borehullfdringsrør 56 eller i et åpent ikke foret borehull.
I en ytterligere utførelsesform illustrert i fig. 2 er borehullsystemet 22 ikke sammenhengende og der er et gap som skaper en separasjonsavstand 50 mellom en øvre komplettering 57 og en nedre komplettering 58, for eksempel en gruspak-king. I denne utførelsesform kan den trådløse seksjon 36 av kommunikasjonssystemet 32 anvendes for å kommunisere signaler gjennom borehullet selv når de ikke er posisjonert noen fysisk arbeidsstreng eller annet fysisk element inne i en sek sjon av borehullet. I det illustrerte eksempel dekker separasjonsavstanden 50 en åpen hull region 60 av borehullet 24 som ikke inneholder noen forbindende del av arbeidsstrengen 26.
Den trådbunnede seksjon34 av telemetrisystemet 32 kan tilpasses til å operere i en rekke forskjellige borehullomgivelser med spesifikke kommunikasjonsledninger plassert langs arbeidsstrengen 26. Med generelt med henvisning til fig. 3 kan kommunikasjonsledningen 38 være innleiret i en vegg 62 av et rør 64, som for eksempel et brønnrør eller annen rørformet komponent/komplettering anvendt i et borehull. Kommunikasjons-ledningen 38 omfatter én eller flere individuelle kommunikasjonsledninger 66, og kommunikasjonsledningene 66 kan ha mer enn en struktur-form, for eksempel være en blanding av elektriske 68, optiske 70 og hydrauliske 72 kontrolledninger. Som eksempel omfatter imidlertid kommunikasjonsledningene 38 minst én elektrisk leder 68 innleiret i veggen 62. Den elektriske leder 68 kan strekke seg i lengderetningen gjennom veggen 62 over hele røret 64, eller induktive koplinger kan være tildannet over forbindelsesregioner for å lette transmisjon av signaler gjennom rørforbindelsene.
Alternative arrangementer av kommunikasjonsledningene 38 kan også utnyttes i en gitt anvendelse, som illustrert i fig. 4 og 5.1 fig. 4 er kommunikasjonsledningen 38 ført generelt i lengderetningen langs en indre overflate 74 av veggen 62. Én eller flere individuelle kommunikasjonsledninger 66 kan være dekket av eller innkapslet i en beskyttende kappe 76. I fig. 5 er kommunikasjonsledningen 38 utplassert langs en ytre overflate 78 av den rørformede vegg 62. Også her kan én eller flere individuelle kommunikasjonsledninger 66 være dekket av eller innkapslet i den beskyttende kappe 76.1 tillegg kan røret 64 omfatte en plan eller utspart del 80 for å motta kommunikasjonsledningen 38. Delen 80 mottar kommunikasjonsledningen 38 på en måte som beskytter kommunikasjonsledningen 38 og opprettholder borehull-rommet. Følgelig kan den utsparte del 80 også tildannes i en indre overflate 74 for innvendige kommunikasjonsledninger.
Den trådløse seksjon 36 er en del av telemetrisystemet 32 i stand til å kommunisere signaler over én eller flere regioner av borehullet 24 på en trådløs måte. Avhengig av den spesifikke borehullanvendelse kan kommunikasjonsanordninger 46 og 48 omfatte en rekke forskjellige sendere og mottakere. Som illustrert i fig. 6 kan øvre kommunikasjonsanordning 46 omfatte en sender 82 for å overføre signaler mot-tatt fra kommunikasjons-ledningen 38 til en tilsvarende mottaker 86 via et trådløst signal 84. Mottakeren 86 er for eksempel anordnet i den nedre kommunikasjonsanordning 48. Innholdet av det trådløse signal 84 vil variere avhengig av borehullanvendelsen, men et eksempel er et kommando- og kontrollsignal for kontroll av et brønn-verktøy 88, som for eksempel en ventil, en styrbar boresammenstilling, eller en rekke forskjellige andre borehullverktøy.
Alternativt eller i tillegg kan den nedre kommunikasjons-anordning 48 omfatte en sender 90 for å sende et «opplink» trådløst signal 92 til en tilsvarende mottaker 94 i den øvre kommunikasjonsanordning 46 som illustrert i fig. 7. Dette signal kan i sin tur sendes via kommunikasjons-ledningen 38 til en overflatelokalitet, for eksempel til overflatekommunikasjons-anordningen 40. «Opplink» signalinnholdet vil variere avhengig av den spesifikke borehullanvendelse. For eksempel kan det «opplink» tråd-løse signal 92 omfatte data fra brønnanordningen 88, som for eksempel følerdata, og/eller «opplink» signalet 92 kan føre en bekreftelse på mottak av et kommando- og kontrollsignal. Avhengig av borehullanvendelsen kan således telemetrisystemet 32 anvendes for «nedlink» signaler, for eksempel signaler 84, for «opplink» signaler, for eksempel signaler 92, eller flere sendere og mottakere kan anvendes for toveiskom-munikasjon via en øvre kombinert sender/mottaker 96 og en nedre kombinert sender/mottaker 98. Selvfølgelig hvis der er ytterligere trådløse seksjoner 36, blir ytterligere sendere og/eller mottakere passende utplassert langs borehullet 24.1 tillegg kan teknikken og protokollen for å sende trådløse signaler utnytte elektromagnetiske bøl-ger, lydbølger eller and egnede metoder for trådløs kommunikasjon i en underjordisk omgivelse.
Eksempler på metoder for å operere systemet 20 kan forklares med henvisning til flytskjemaene i fig. 8 og 9. Det skal imidlertid bemerkes at disse er eksempler for å lette forståelsen av systemet og leseren bør innse at operasjonsmetodikken re-guleres ifølge den spesifikke borehullanvendelse. For eksempel kan noen anvendelser bare kreve en «nedlink» kommunikasjon, andre anvendelser kan bare kreve en «opplink» kommunikasjon, og enda ytterligere anvendelser kan fordelaktig anvende toveis kommunikasjon via telemetrisystemet 32.
Med henvisning til fig. 8 omfatter metodeeksemplet initialt innlesing av en kommando ved reguleringselementet 52, som illustrert ved blokken 100. Et komman-dosignal overføres så gjennom den trådbunnede seksjon34 via overflatekommunikasjonsanordningen 40 og arbeidsstreng-grensesnittet 42, som illustrert ved blokken 102. Overflatekommunikasjonsanordningen 40 og arbeidsstrenggrensesnittet 42 er konstruert til å overføre den spesifikke type av signal som bæres av kommunikasjonsledningen 38, for eksempel elektrisk signal, optisk signal, hydraulisk signal eller annet signal passende for den fast koplede kommunikasjonsledning 38. En rekke forskjellige utstyr kan anvendes for overføring av for eksempel de elektriske, optiske eller hydrauliske signaler, som kjent for de vanlig fagkyndige.
Deretter omformes signalet som bæres av kommunikasjonsledningen 38 til et trådløst signal og sendes via den øvre kommunikasjonsanordning 46, som illustrert ved blokken 104. Det trådløse signal forplantes gjennom den ikke-trådbunnede seksjon36, for eksempel over separasjonsavstanden 50, og mottas ved en brønnanord-ning 30, som illustrert ved blokken 106. Brønnanordningen kan være en nedre kommunikasjonsanordning 48 eller en kombinasjon av den nedre kommunikasjonsanordning og et brønnverktøy eller system koplet til anordningen 48. Brønnanordningen blir så aktivert basert på det mottatte signal, som illustrert ved blokken 108.
Systemet 20 kan også utnytte telemetrisystemet 32 til å tilveiebringe «opplink» kommunikasjon fra brønnanordningen 30 til en lokalitet over brønnen, som for eksempel en overflatelokalitet, som illustrert i fig. 9. For eksempel kan et «opplink» signal sendes fra én eller flere brønnanordninger 30, som illustrert ved blokken 110. «Opplink» signalet kan omfatte kommunikasjonsdata relatert til en rekke forskjellige brønnaktiviteter, avhengig av den spesifikke brønnhullanvendelse. For eksempel kan data omfatte tilbakekopling fra en brønnanordning etter mottak av et kommandosig-nal, for eksempel bekreftelse av aktivering av en brønnanordning, som illustrert ved blokken 108 i fig. 8.1 et ytterligere eksempel kan «opplink» signalet omfatte data samlet fra én eller flere brønnfølere. Uansett overføres signalet trådløst via den nedre kommunikasjonsanordning 48 over den trådløse seksjon 36, som illustrert ved blokken 112.
Etter at det trådløse signal er forplantet over den ikke-trådbunnede seksjon36, for eksempel over separasjonsavstanden 50, mottas det trådløse signal av den øvre kommunikasjonsanordning 46 og omformes til et passende signal som kan overføres gjennom den trådbunnede seksjon34, som illustrert ved blokken 114. Signalet blir så overført gjennom den trådbunnede seksjon34, som illustrert ved blokken 116. «Opplink» signalet og inneholdte kommunikasjonsdata mottas ved en passende kontroll, som for eksempel operasjonskontrollen 52, som illustrert ved blokken 18. Data kan så automatisk evalueres og anvendes av operasjonskontrollen 52, og/eller data kan sendes til en operatør gjennom en passende utgangsanordning for evaluering og mulig aksjon.
Sekvensene beskrevet med henvisning til fig. 8 og 9 gir eksempler på anvendelsen av systemet 20 i kommunisering med en underjordisk anordning. Typen av kommunikasjonsledning 38, arbeidsplassgrensesnitt-utstyr, overflatekommunika-sjonsanordningsutstyr, trådløst kommunikasjonssystem, antall og type av kompletteringer i borehullet 24, borehullmiljø og andre brannrelaterte parametere kan påvirke den aktuelt anvendte kommunikasjonssekvens.
Følgelig, selv om bare et fåtall utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse er beskrevet i detalj i det foregående, vil vanlig fagkyndige lett innse at mange modifikasjoner er mulig uten i vesentlig grad å gå utenfor oppfinnelsens lære. Følge-lig er slike modifikasjoner ment å være inkludert innenfor oppfinnelsens ramme som definert i de etterfølgende patentkrav.
Claims (21)
1. Kommunikasjonssystem (32) for anvendelse i et borehull (24), omfattende: en arbeidsstreng (26) med en trådbundet seksjon (34) for overføring av kommunikasjonssignaler, og en trådløs seksjon (36);karakterisert vedat en nedihulls anordning (30) er anordnet ved en ende av den trådløse seksjonen (36) motsatt seksjonen som er trådbundet (34); og et trådløst kommunikasjonssystem (46, 48) for å kommunisere signaler mellom seksjonen som er trådbundet (34) og nedihulls anordningen (30).
2. System ifølge krav 1, hvor arbeidsstrengen (26) omfatter et rør (28).
3. System ifølge krav 2, hvor seksjonen som er trådbundet (34) omfatter en kommunikasjonsledning (38) utplassert inne i en vegg av røret (28).
4. System ifølge krav 2, hvor seksjonen som er trådbundet (34) omfatter en kommunikasjonsledning (38) utplassert tilstøtende en vegg av røret (28).
5. System ifølge krav 1, hvor anordningen omfatter en mottaker (86).
6. System ifølge krav 1, hvor anordningen omfatter en sender (82).
7. System ifølge krav 5, hvor det trådløse kommunikasjonssystemet omfatter en sender (90) operativt koplet til seksjonen som er trådbundet (34).
8. System ifølge krav 6, hvor det trådløse kommunikasjonssystemet omfatter en mottaker (94) operativt koplet til seksjonen som er trådbundet (34).
9. System ifølge krav 1, hvor seksjonen som er trådbundet (34) omfatter en optisk fiber (70) som fører ønskede signaler.
10. System ifølge krav 1, hvor det trådløse kommunikasjonssystemet omfatter et elektromagnetisk kommunikasjonssystem.
11. System ifølge krav 1, hvor det trådløse kommunikasjonssystem omfatter et akustisk kommunikasjonssystem.
12. Fremgangsmåte for overføring av signaler langs et borehull (24), omfattende: overføring av data langs en første del (34) av et borehull gjennom en kommunikasjonsledning (38), der kommunikasjonsledningen (38) er utplassert langs en arbeidsstreng (26);karakterisert vedtrådløs overføring av dataene langs en andre del (36) av borehullet til en andre del av borehullet, der den trådløse overføring omfatter overføring av dataene over et gap (50) i arbeidsstrengen (26).
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor overføringen omfatter overføring av dataene langs en kommunikasjonsledning (38) anbrakt inne i en vegg av et rør (28) som strekker seg langs i det minste den første delen (34) av borehullet.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor overføringen omfatter overføring av dataene langs en kommunikasjonsledning (38) i form av en elektrisk leder som strekker seg langs i det minste den første delen (34) av borehullet.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor overføringen omfatter overføring av dataene langs en kommunikasjonsledning (38) i form av en optisk fiber (70) som strekker seg langs i det minste den første delen (34) av borehullet.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor den trådløse overføringen omfatter over-føring av data fra en terminal ende (44) av kommunikasjonsledningen (38) til en anordning anbrakt i borehullet.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor den trådløse overføringen omfatter over-føring av data fra en brønnanordning til en mottaker (94) forbundet til kommunikasjonsledningen (38).
18. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor den trådløse overføringen omfatter akustisk overføring av signaler.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor den trådløse overføringen omfatter over-føring av signaler via et elektromagnetisk kommunikasjonssystem.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor den trådløse overføringen omfatter over-føring av signaler langs et åpent borehull (24).
21. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor den trådløse overføring omfatter overfø-ring av signaler langs en ikke-trådbundet seksjon (36) av en arbeidsstreng.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/905,012 US7249636B2 (en) | 2004-12-09 | 2004-12-09 | System and method for communicating along a wellbore |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20055509D0 NO20055509D0 (no) | 2005-11-22 |
NO20055509L NO20055509L (no) | 2006-06-12 |
NO339045B1 true NO339045B1 (no) | 2016-11-07 |
Family
ID=35529547
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20055509A NO339045B1 (no) | 2004-12-09 | 2005-11-22 | System og fremgangsmåte for kommunikasjon langs en brønnboring |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7249636B2 (no) |
EG (1) | EG23824A (no) |
GB (1) | GB2421040B (no) |
NO (1) | NO339045B1 (no) |
RU (1) | RU2324816C2 (no) |
Families Citing this family (79)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070063865A1 (en) * | 2005-09-16 | 2007-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry system and method |
US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
US8082990B2 (en) * | 2007-03-19 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for placing sensor arrays and control assemblies in a completion |
GB2451427A (en) * | 2007-07-25 | 2009-02-04 | Vetco Gray Controls Ltd | Electronic card communication |
US20090033516A1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented wellbore tools and methods |
US20090045974A1 (en) * | 2007-08-14 | 2009-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Short Hop Wireless Telemetry for Completion Systems |
CA2707088A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Schlumberger Canada Limited | Downhole, single trip, multi-zone testing system and downhole testing method using such |
US7903041B2 (en) * | 2008-05-01 | 2011-03-08 | Lockheed Martin Corporation | Magnetic antenna apparatus and method for generating a magnetic field |
US20090277629A1 (en) * | 2008-05-12 | 2009-11-12 | Mendez Luis E | Acoustic and Fiber Optic Network for Use in Laterals Downhole |
US20100013663A1 (en) * | 2008-07-16 | 2010-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Telemetry System Using an Optically Transmissive Fluid Media and Method for Use of Same |
US20100133004A1 (en) * | 2008-12-03 | 2010-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and Method for Verifying Perforating Gun Status Prior to Perforating a Wellbore |
US8330617B2 (en) * | 2009-01-16 | 2012-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless power and telemetry transmission between connections of well completions |
US8400326B2 (en) * | 2009-07-22 | 2013-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumentation of appraisal well for telemetry |
US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
US8783355B2 (en) | 2010-02-22 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Virtual flowmeter for a well |
US8584519B2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
WO2012048192A2 (en) * | 2010-10-07 | 2012-04-12 | Schlumberger Canada Limited | Ultrasonic telemetry and power transmission through subsea riser casing wall |
EP2463478A1 (en) * | 2010-12-10 | 2012-06-13 | Welltec A/S | Wireless communication between tools |
EP2652254A4 (en) * | 2010-12-16 | 2017-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Communications module for alternate path gravel packing, and method for completing a wellbore |
US9181796B2 (en) | 2011-01-21 | 2015-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sand control apparatus and method with tool position sensor |
US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
WO2014018010A1 (en) | 2012-07-24 | 2014-01-30 | Fmc Technologies, Inc. | Wireless downhole feedthrough system |
US10100635B2 (en) | 2012-12-19 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
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 |
WO2014100262A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Telemetry for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore |
US9631485B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
US9557434B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-01-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
US9816373B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for relieving annular pressure in a wellbore using a wireless sensor network |
AU2012397833B2 (en) | 2012-12-28 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for downhole telecommunication |
EA034155B1 (ru) | 2013-09-05 | 2020-01-13 | Эволюшн Инжиниринг Инк. | Передача данных через электрически изолирующие переводники в бурильной колонне |
MX2016004408A (es) | 2013-11-12 | 2016-10-31 | Halliburton Energy Services Inc | Sistemas y metodos para optimizar operaciones de perforacion mediante el modelado de recortes transitorios y datos en tiempo real. |
US10132149B2 (en) | 2013-11-26 | 2018-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
US10436026B2 (en) | 2014-03-31 | 2019-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Systems, methods and apparatus for downhole monitoring |
CA2955381C (en) | 2014-09-12 | 2022-03-22 | 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 |
EP3198115A1 (en) | 2014-09-26 | 2017-08-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for monitoring a condition of a tubular configured to convey a hydrocarbon fluid |
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 |
CA3128595A1 (en) * | 2015-04-20 | 2016-10-27 | Evolution Engineering Inc. | At-surface communication with downhole tools |
US11118445B2 (en) | 2015-07-13 | 2021-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selectively skipping transceivers to enhance communication quality and speed |
US10591628B2 (en) * | 2015-12-04 | 2020-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multipurpose permanent electromagnetic sensing system for monitoring wellbore fluids and formation fluids |
US10167716B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-01-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
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 |
US10190410B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-01-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the 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 |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
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 |
US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
AU2017416525B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
US11506024B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
MX2020003296A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones de hidrocarburo con redes de comunicacion mixta. |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
WO2019074657A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING COMMUNICATIONS |
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 |
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 |
MX2020004982A (es) | 2017-10-13 | 2020-11-12 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar comunicaciones usando solapamiento. |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
US12000273B2 (en) | 2017-11-17 | 2024-06-04 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions |
AU2018367388C1 (en) | 2017-11-17 | 2022-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
WO2019125409A1 (en) | 2017-12-19 | 2019-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
GB2593458B (en) | 2017-12-19 | 2022-04-27 | Halliburton Energy Services Inc | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
MX2020005766A (es) | 2017-12-29 | 2020-08-20 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodos y sistemas para monitorear y optimizar las operaciones de estimulacion de yacimientos. |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
US10385683B1 (en) | 2018-02-02 | 2019-08-20 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Deepset receiver for drilling application |
WO2019156966A1 (en) | 2018-02-08 | 2019-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
US10760412B2 (en) | 2018-04-10 | 2020-09-01 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drilling communication system with Wi-Fi wet connect |
US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
US20200240265A1 (en) * | 2019-01-28 | 2020-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Straddle Packer Testing System |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4057781A (en) * | 1976-03-19 | 1977-11-08 | Scherbatskoy Serge Alexander | Well bore communication method |
WO2001063804A1 (en) * | 2000-02-25 | 2001-08-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Hybrid well communication system |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4215426A (en) * | 1978-05-01 | 1980-07-29 | Frederick Klatt | Telemetry and power transmission for enclosed fluid systems |
US4569392A (en) * | 1983-03-31 | 1986-02-11 | Hydril Company | Well bore control line with sealed strength member |
US4683944A (en) * | 1985-05-06 | 1987-08-04 | Innotech Energy Corporation | Drill pipes and casings utilizing multi-conduit tubulars |
US5160925C1 (en) * | 1991-04-17 | 2001-03-06 | Halliburton Co | Short hop communication link for downhole mwd system |
US5235285A (en) * | 1991-10-31 | 1993-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations |
NO306522B1 (no) | 1992-01-21 | 1999-11-15 | Anadrill Int Sa | Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring |
US5519668A (en) * | 1994-05-26 | 1996-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and devices for real-time formation imaging through measurement while drilling telemetry |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
FR2750450B1 (fr) * | 1996-07-01 | 1998-08-07 | Geoservices | Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique |
US6057784A (en) * | 1997-09-02 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporatioin | Apparatus and system for making at-bit measurements while drilling |
US6188222B1 (en) | 1997-09-19 | 2001-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring resistivity of an earth formation |
FR2785017B1 (fr) | 1998-10-23 | 2000-12-22 | Geoservices | Methode et systeme de transmission d'informations par onde electromagnetique |
GB2364724B (en) | 1999-08-30 | 2002-07-10 | Schlumberger Holdings | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
US6343649B1 (en) * | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
US6491828B1 (en) * | 2000-11-07 | 2002-12-10 | General Electric Company | Method and system to remotely monitor groundwater treatment |
US6655460B2 (en) * | 2001-10-12 | 2003-12-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus to control downhole tools |
-
2004
- 2004-12-09 US US10/905,012 patent/US7249636B2/en active Active
-
2005
- 2005-11-18 GB GB0523458A patent/GB2421040B/en active Active
- 2005-11-22 NO NO20055509A patent/NO339045B1/no unknown
- 2005-12-07 EG EG2005120507A patent/EG23824A/xx active
- 2005-12-08 RU RU2005138296/03A patent/RU2324816C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4057781A (en) * | 1976-03-19 | 1977-11-08 | Scherbatskoy Serge Alexander | Well bore communication method |
WO2001063804A1 (en) * | 2000-02-25 | 2001-08-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Hybrid well communication system |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EG23824A (en) | 2007-09-25 |
GB2421040B (en) | 2007-11-21 |
GB2421040A (en) | 2006-06-14 |
RU2324816C2 (ru) | 2008-05-20 |
US20060124297A1 (en) | 2006-06-15 |
NO20055509D0 (no) | 2005-11-22 |
GB0523458D0 (en) | 2005-12-28 |
NO20055509L (no) | 2006-06-12 |
US7249636B2 (en) | 2007-07-31 |
RU2005138296A (ru) | 2007-06-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339045B1 (no) | System og fremgangsmåte for kommunikasjon langs en brønnboring | |
US10760415B2 (en) | Systems and methods for downhole telecommunication | |
US9109439B2 (en) | Wellbore telemetry system and method | |
US9856730B2 (en) | Microwave communication system for downhole drilling | |
US7301472B2 (en) | Big bore transceiver | |
US20140352955A1 (en) | Downhole integrated well management system | |
US20130128697A1 (en) | Downhole Communication System | |
US9634473B2 (en) | Redundant wired pipe-in-pipe telemetry system | |
CA2686290A1 (en) | System and method for verifying perforating gun status prior to perforating a wellbore | |
US20070063865A1 (en) | Wellbore telemetry system and method | |
US10833728B2 (en) | Use of crosstalk between adjacent cables for wireless communication | |
CN101408101B (zh) | 井筒遥测系统和方法 | |
WO2011095430A2 (en) | Acoustic telemetry system for use in a drilling bha | |
CA2593416C (en) | Hybrid wellbore telemetry system and method | |
US11702932B2 (en) | Wired pipe with telemetry adapter | |
US20190136687A1 (en) | Methods and Systems for Downhole Inductive Coupling | |
EP1534928B1 (en) | Signal transmission system | |
US11486246B2 (en) | Acoustics through fluid communication system | |
WO2017127118A1 (en) | Methods and systems employing a conductive path with a segmentation module for decoupling power and telemetry in a well | |
US20230399897A1 (en) | Wired pipe with internal sensor module | |
BRPI0505420B1 (pt) | A communication system for use in a well bore, and method for the transmission of signals along a well bore |