NO340161B1 - Skjaerkoplet akustisk telemetrisystem - Google Patents

Skjaerkoplet akustisk telemetrisystem Download PDF

Info

Publication number
NO340161B1
NO340161B1 NO20073827A NO20073827A NO340161B1 NO 340161 B1 NO340161 B1 NO 340161B1 NO 20073827 A NO20073827 A NO 20073827A NO 20073827 A NO20073827 A NO 20073827A NO 340161 B1 NO340161 B1 NO 340161B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
wall
telemetry system
assembly
acoustic
stated
Prior art date
Application number
NO20073827A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20073827L (no
Inventor
Michael L Fripp
John P Rodgers
Adam D Wright
Kevin D Fink
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of NO20073827L publication Critical patent/NO20073827L/no
Publication of NO340161B1 publication Critical patent/NO340161B1/no

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—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
    • E21B47/16—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 through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt utstyr utnyttet og operasjoner utført i forbindelse med trådløs telemetri og, i en utførelse beskrevet heri, mer spesifikt tilveiebringer et skjærkoblet akustisk telemetrisystem for bruk med en underjordisk brønn.
Typiske akustiske telemetrisystemer anvendt i undergrunnsbrønner innbefatter i det minste en stabel av piezokjeramiske elementer, eller andre elektromagnetisk aktive elementer (piezoelektriske, magnetostriktive, elektrostriktive, svingspole, etc.) for å danne aksielle stressbølger i en vegg på en rørstreng. Dette på grunn av det faktum at det generelt anses at aksielle stressbølger dempes mindre sammenlignet med andre typer stressbølger (torsjons, bøyning, overflate, etc.) i en rørstreng posisjonert i en borehullomgivelse.
Tidligere akustisk telemetrisystemer har derfor vært tilbøyelige til å bruke sendere som er aksielt i linje med rørstrengveggen for mest effektiv aksiell kopling mellom senderen og veggen. For å maksimere volumet av de elektromagnetiske elementene er senderen vanligvis posisjonert i et ringformet hulrom innenfor rørstrengveggen, med ringformede elementer aksielt i linje med veggen og konsentrisk med rørstrengen.
Slike konfigurasjoner skaper imidlertid visse problemer. For eksempel har rørstrenger brukt i borehull typisk veldig begrenset veggtykkelse, og tilveiebringer kun begrenset tilgjengelig volum for akustiske sendere. Som et annet eksempel krever hver ulik rørstrengtykkelse at forskjellige størrelsessendere utformes spesifikt for den rørstrengen, hvilket fjerner enhver mulighet for ombyttbarhet mellom sendere og rørstrenger. Dessuten er aksielt koplede sendere ikke velegnet for å ta fordel av andre overføringsmodus (slik som bøyning, torsjon, skjær, etc.) eller flermoduskombinasjoner, begge kan være mer aktive for kort avstandsakustisk overføring.
Tidligere kjent teknikk angjeldende akustiske telemetrisystemer i henhold til innledningen i vedlagte uavhengige krav 1 er vist i EP 1467060 A.
Lignende kjente teknikker er også vist i WO 2006019935 A og GB 2370144 A.
Gjeldende oppfinnelse tilveiebringer et akustisk telemetrisystem i henhold teil det vedlagte selvstendige krav 1.
Ytterligere egenskaper i gjeldende oppfinnelse er tilveiebrakt slik de er beskrevet i de vedlagte avhengige kravene.
I utførelsen av prinsippene ifølge den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes et akustisk telemetrisystem som løser i det minste et problem i faget. Et eksempel beskrives nedenfor der systemet utnytter skjærkobling til å sende akustiske signaler fra en sender til en rørstrengvegg. Et annet eksempel beskrives nedenfor der senderen er anordnet innenfor sin egen trykkbærende kapsling, som er posisjonert på utsiden av rørstrengveggen. I et aspekt ifølge oppfinnelsen tilveiebringes et akustisk telemetrisystem som innbefatter en rørstreng som har en trykkbærende vegg, og en akustisk signalsender. Senderen er posisjonert på utsiden av veggen, og er virkende til å sende et akustisk signal til veggen. Senderen kan være posisjonert på utsiden av veggen uten nødvendigvis å være utenfor selve rørstrengen.
I et annet aspekt ifølge oppfinnelsen innbefatter et akustisk telemetrisystem en akustisk signalsender skjærkoplet til en trykkbærende vegg på rørstrengen, der senderen virker ved å sende et akustisk signal til veggen. Skjærkoplingen (overføring av skjærkrefter mellom overflater) kan forbedres ved bruk av klemmer, klebende festing, ujevne eller serraterte overflater, magneter, festinger, etc.
I enda et annet aspekt ifølge oppfinnelsen innbefatter et akustisk telemetrisystem en akustisk signalsender anordnet innenfor en trykkbærende kapsling posisjonert på utsiden av en trykkbærende rørstrengvegg og virkende ved å sende et akustisk signal til veggen. Senderkapslingen kan være skjærkoplet til rørstrengveggen.
Disse og andre trekk, fordeler, nytter og formål ifølge den foreliggende oppfinnelse vil bli tydelige for en med kunnskap i faget etter omhyggelig overveielse av den detaljerte beskrivelsen av representative utførelser ifølge den foreliggende oppfinnelse i det følgende og de vedlagte tegninger, hvori lignende elementer er angitt i de forskjellige figurer ved å bruke de samme henvisningstall. Fig. 1 er et tverrsnittriss som viser et utsnitt av et brønnsystem som innarbeider prinsippene ifølge den foreliggende oppfinnelse. Fig. 2 er et forstørret tverrsnittriss over en konfigurasjon av en i borehullet senderdel av et akustisk telemetrisystem i brønnsystemet i fig. 1. Fig. 3 er et tverrsnittriss over konfigurasjonen i borehullsenderdelen i det akustiske telemetri systemet tatt langs linje 3-3 i fig. 2. Fig. 4 er et forstørret tverrsnittriss over en alternativ konfigurasjon av i borehullet senderdel av det akustiske telemetrisystemet. Fig. 5 er et ytterligere forstørret tverrsnittriss over i borehullsenderdelen av det akustiske telemetrisystemet. Fig. 6 er et tverrsnittriss over et utsnitt av en første alternativ konstruksjon av i borehull senderdelen av det akustiske telemetrisystemet. Fig. 7 er et perspektivisk riss over en andre alternativ konstruksjon av i borehullsenderdelen av det akustiske telemetrisystemet.
Det skal forstås at de ulike utførelser ifølge den foreliggende oppfinnelse er beskrevet heri kan utnyttes i forskjellige orienteringer, slik som på skrå, opp ned, horisontalt, vertikalt, etc, og i ulike konfigurasjoner uten å forlate prinsippene ifølge den foreliggende oppfinnelse. Utførelsene beskrives ene og alene som eksempler på nyttige anvendelser av prinsippene ifølge oppfinnelsen, hvilket ikke er begrenset til noen spesifikke detaljer ved disse utførelsene. I den følgende beskrivelse av de representative utførelser ifølge oppfinnelsen anvendes retningsbetegnelser, slik som "over", "under", "øvre", "nedre", etc, for enkelhetsskyld i henvisning til de vedlagte tegninger. Generelt henviser "over", "øvre", "oppover" og tilsvarende betegnelser en retning mot jordens overflate langs et brønnhull, og "under", "nedre", "nedover" og lignende betegnelser til en retning bort fra jordens overflate langs borehullet.
Representativt illustrert i fig. 1 er et brønnsystem 10 som innarbeider prinsippene ifølge den foreliggende oppfinnelse. Brønnsystemet 10 innbefatter et akustisk telemetrisystem 12 for å kommunisere data og/eller styringssignaler mellom i borehull og overflatelokasj oner.
Telemetrisystemet 12 innbefatter en i borehullet sendersammenstillingen 14 og en overflatemottakersammenstilling 16. Det skal imidlertid tydelig forstås at sendersammenstillingen 14 også kan innbefatte en mottager, og mottagersammenstillingen 16 kan også innbefatte en sender, slik at hver av disse virker som en transceiver.
Dessuten kan telemetirsystemet 12 innbefatte andre eller forskjellige komponenter ikke illustrert i fig. 1, slik som en eller flere gjentagere for å viderebringe signaler mellom sendersammenstillingen 14 og mottagersammenstillingen 16, etc. Den ene eller begge av sendersammenstillingen 14 og mottagersammenstillingen 16 kan innarbeides i andre komponenter, slik som en gjentager, annen type brenneverktøy, etc.
Sendersammenstillingen 14 er fortrinnsvis koplet til en i borehullet innretning 18. Tilkoplingen mellom innretningen 18 og sendersammenstillingen 14 kan være fast kabel som vist i fig. 1, eller den kan være trådløs.
Innretningen 18 kan for eksempel være en sensor for å avføle en i borehullet diameter (slik som temperatur, trykk, vannavbrudd, resistivitet, kapasitans, radioaktivitet, akselerasjon, forskyvning, etc. ), en aktuator for et brønnverktøy, eller en hvilken som helst annen type innretning for hvilke data og/eller styringssignaler vil være formålstjenelig for kommunikasjon med mottagersammenstillingen 16. Innretningen 18 kan være innarbeidet i transmittersammenstillingen 14.
En rørstreng 20 strekker seg mellom sendersammenstillingen 14 og mottagersammenstillingen 16. Telemetirsystemet 12 tilveiebringer kommunikasjon mellom sender og mottakersammenstillingene 14, 16 ved hjelp av overføring av stressbølger gjennom en trykkbærende vegg 22 av rørstrengen 20. Selv om rørstrengen 20 er vist i fig. 1 som må være en rørledning posisjoner innenfor en ytre kapsling eller lederstreng 24, er dette eksemplet kun tilveiebrakt for illustrasjonsformål, og det skal tydelig forstås at mange andre konfigurasjoner er mulige innenfor prinsippene ifølge oppfinnelsen. For eksempel kan rørstrengen 20 istedenfor være en kapsling eller ledestreng, som kan eller ikke være sementert i borehullet 26 i brønnsystemet 10. Som et annet alternativ kan rørstrengen 20 være posisjonert i en åpen, snarere enn et kapslet borehullet.
Selv om sendersammenstillingen 14 og i borehull innretningen 18 er vist i fig. 1 som må være posisjonert på utsiden av rørstrengen 20, er andre konfigurasjoner mulig innenfor prinsippene ifølge oppfinnelsen. For eksempel kan sendesammenstillingen 14 og/eller innretningen 18 være innenfor rørstrengen 20, (slik som posisjonert i en intern strømningspassasje 42 i rørstrengen som illustrert i fig. 4), innretningen kan være posisjonert innenfor veggen 22 i rørstrengen, etc.
Mottakersammenstillingen 16 er fortrinnsvis posisjonert ved en overflatelokasjon, men andre lokasjoner er mulige innenfor prinsippene ifølge oppfinnelsen. For eksempel hvis mottakersammenstillingen 16 er innarbeidet i en gjentager eller annen type brønnverktøy så kan mottakersammenstillingen være posisjonert i borehullet, i undersjøisk brønnhode, innenfor eller på utsiden av rørstrengen 20 (som beskrevet heri for sendersammenstillingen 14), etc.
Mottakersammenstillingen 16 som vist i fig. 1 innbefatter en akustisk signaldetektor 28 (slik som et akselerometer eller annen sensor, for eksempel, innbefattende en piezokjeram eller andre elektromagnetisk aktive elementer, etc.) og elektronisk kretssystem 30 for å motta, registrere, behandle, tolke, fremvise, og på annen måte håndtere de mottatte akustiske signalene. Disse komponentene er velkjent i faget og beskrives ikke videre heri.
Nå med ytterligere henvisning til fig. 2, der et forstørret riss av en i borehullet del av telemetrisystemet 12 er representativt illustrert. I dette risset kan det tydelig sees at sendersammenstillingen 14 er posisjonert utenfor den trykkbærende veggen 22 av rørstrengen 20. Sendersammenstillingen 14 er ikke aksiell i linje med noen del av veggen 22, og er ikke innlemmet i noen uttagning eller hulrom dannet i veggen.
Istedenfor er sendersammenstillingen 14 skjærkoplet til veggen 22, som beskrevet i flere detaljer nedenfor. Denne unike posisjoneringen av sendersammenstillingen 14 tilveiebringer mange fordeler. For eksempel er sendersammenstillingen 14 ikke begrenset til det tilgjengelige tverrsnittsområdet til veggen 22, sendersammenstillingen kan brukes med rørstrenger med forskjellige størrelser, sendersammenstillingen kan effektivt sende akustiske signalmodus andre enn aksialt (slik som bøyning, hvilket er særskilt nyttig for kort avstand kommunikasjon), etc.
Som vist i fig. 2, innbefatter sendersammenstillingen 14 elektronisk kretssystem 32, en akustisk sender 34 og en kraftkilde 36 (slik som et batteri eller i borehullet generator, etc. ). Disse komponentene er fortrinnsvis (men ikke nødvendigvis) anordnet innenfor en trykkbærende kapsling 38 som er festet til veggen 22 på rørstrengen 20.
Det elektroniske kretssystemet 32 brukes for å kommunisere med innretningen 18 og å drive senderen 34. Kraftkilden 36 brukes for å levere elektrisk effekt til å drive kretssystemet 32 og senderen 34.
Den akustiske senderen 34 er fortrinnvis av typen som innbefatter en stabel av piezokjeramer eller andre elektromagnetisk aktive elementer, som beskrevet i større detalj nedenfor. Merk at senderen 34 ligger utenfor veggen 22 eller rørstrengen 20, og er ikke konsentrisk med rørstrengen.
Nå med ytterligere henvisning til fig. 3, der et annet tverrsnittriss av i borehull delen av telemetrisystemet 12 er representativt illustrert. I dette risset kan det sees at kontakten mellom kapslingen 38 og veggen 22 på rørstrengen 20 kun er et enkelt punkt 40 i tverrgående tverrsnitt. Kapslingen 38 og/eller veggen 22 kan imidlertid på annen måte konfigureres for å tilveiebringe et større kontaktoverflateareal for skjærkopling derimellom.
I dette risset kan det igjen sees at sendersammenstillingen 14 ligger utenfor både veggen 22 og en intern strømningspassasje 42 i rørstrengen 20. Sendersammenstillingen 14 kan, imidlertid være posisjoner innenfor strømningspassasjen 42 og forbli utenfor veggen 22.
Det kan altså sees fra dette risset at det er et redusert kontaktareal mellom
sendersammenstillingen 14 og veggen 22. Akustisk energi beveger seg fra sendersammenstillingen 14 til veggen 22 gjennom dette reduserte kontaktareal et.
Som brukt heri, brukes betegnelsen "redusert kontaktareal" for å angi en linjekontakt eller punktkontakt. En linjekontakt er kontakt mellom overflater der kontaktens lengde til breddeforhold er større enn eller lik 4. En punktkontakt eksisterer når kontaktareal et er mindre enn eller lik halvparten av det totale tverrsnittsarealet (tatt på tvers av den lengdegående aksen) til den mindre komponenten, i dette tilfellet kapslingen 38 til sendesammenstillingen 14. Nå med ytterligere henvisning til fig. 4, der en alternativ konfigurasjon av i borehulldelen til telemetrisystemet 12 er representativt illustrert. I denne konfigurasjonen er sendersammenstilllingen 14 posisjonert innenfor passasjen 42, men er fortsatt utenfor veggen 22 til rørstrengen 20, ettersom senderen ikke er aksielt i linje med veggen, er ikke posisjonert i et hulrom i veggen, etc. I stedet er kapslingen 38 festet og skjærkoplet til en indre overflate på veggen 22.
Nå med ytterligere henvisning til fig. 5, der et ytterligere forstørret og mer detaljert tverrsnittsriss av sendesammenstillingen 14 er representativt illustrert. I dette risset kan det sees at senderen 34 innbefatter en stabel av elektromagnetisk aktive ringformede elementer 44 innenfor kapslingen 38. En komprimerende forskning er pålagt elementene 44 ved hjelp av mutrene 46, 48 eller annen forspenningsinnretning. Det skal imidlertid forstås at det ikke er nødvendig å pålegge en forspenning på elementene 44 innenfor prinsippene ifølge oppfinnelsen.
Fortrinnsvis brukes en sfærisk lastoverføringsinnretning 50 mellom elementene 44 og en eller begge forspenningsmutrene 46, 48. Konstruksjonen og fordelene ved lasteoverføringsinnretningen 50 er beskrevet i større detalj i US søknad , innlevert samtidig med denne, med tittelen TERMAL EXPANSION MATCHING FOR ACOUSTIC TELEMETRY SYSTEM, der en fullstendig beskrivelse herved er inkorporert med referanse hertil. Senderen 34 kan også utnytte termisk ekspansjonstilpasning og akustisk impedanse tilpasningsteknikker beskrevet i den inkorporerte søknaden.
For å forbedre skjærkopling mellom kapslingene 38 og veggen 22 av rørstrengen 20, kan ytre kontaktoverflater 52, 54 på kapslingen og veggen gjøres ujevn, sedateres, etc, for å tilveiebringe økt "grep" mellom dem. Denne forbedrede skjærkoplingen kan tilveiebringes i tillegg til festing av kapslingen 32 til veggen 22 ved å bruke klebende hefting, festeanordninger, klemmer, etc.
Nå med ytterligere henvisning til fig. 6, der en annen alternativ konfigurasjon av i borehulldelen av telemetrisystemet 12 er representativt illustrert. I denne konfigurasjonen er et elektrisk isolerende lag 56 posisjonert mellom kontaktoverflatene 52, 54 på kapslingen 38 og veggen 22. Laget 56 isolerer sendersammenstillingen 14 fra uønskede elektriske strømmer som kan fremstilles i rørstrengen 20 på grunn av forskjellige fenomener.
Elektriske isolerende lag kan også brukes innenfor selve sendesammenstillingen 14, enten i tillegg til eller som et alternativt til laget 56. For eksempel kan elementene 34 være isolert fra kapslingen 38 ved å bruke et isolerende lag innenfor kapslingen.
Det skal imidlertid forstås at det kan være metall-til-metall kontakt mellom kapslingen 38 og veggen 22 om ønskelig. For eksempel i konfigurasjonen vist i fig. 5, kan det være ønskelig å der å ha metall-til-metall kontakt mellom overflatene 52, 54. Selvfølgelig kan et elektrisk isolerende lag brukes mellom overflatene 52, 54 i konfigurasjonen i fig. 5 om ønskelig.
Nå ytterligere henvisning til fig. 7, der en annen alternativ konfigurasjon av i borehull delen av telemetrisystemet 12 er representativt illustrert. I denne alternative konfigurasjonen er det tilveiebrakt en skråttliggende struktur 58 ved en øvre ende på sendersammenstillingen 14. En tilsvarende struktur kan tilveiebringes ved den nedre enden til sendersammenstillingen 14, eller i tillegg, eller som et alternativ til strukturen 58.
Strukturen 58 kan utføre et hvert av flere funksjoner. For eksempel kan strukturen 58 beskytte sendersammenstillingen 14 fra skade under fremføring i borehullet 26, strukturen kan tilveiebringe en passasje 60 for trykk eller ledningskommunikasjon med innretningen 18, strømningspassasjen 42, etc, og kan i noen utførelser tilveiebringe noe aksiell akustisk overføring til veggen 22 på rørstrengen 20.
Den vesentlige akustiske koplingen mellom kapslingen 38 og veggen 22 på rørstrengen 20 er imidlertid fortrinnsvis via skjærkopling. Vist i fig. 7 er en annen måte å sikre skjærkraftoverføring mellom kapslingen 38 og veggen 22 i form av en båndklemme 62 som omringer kapslingen og veggen. Klemmen 62 pålegger en normal kraft mellom overflatene 52, 54 for derved å forbedre friksjonsskjærkoplingen i mellom dem. Merk at en hvilken som helst måte å pålegge en normal kraft mellom overflatene 52, 54 eller på annen måte øke skjærkoplingen mellom overflatene kan brukes innenfor prinsippene ifølge oppfinnelsen.
Det vil nå fult forstås at det akustiske telemetrisystemet 12 beskrevet ovenfor tilveiebringer et utvalg av fordeler, innbefattende kosteffektiv og anvendelig bruk av senderen 34 med rørstrenger av varierende størrelser, evne til å effektivt sende akustiske stressbølger andre enn, eller i tillegg til aksielle (slik som bøyelig, overflate, torsjon, flermodus, etc), modulær konstruksjon, volum ubegrenset av rørstrengvegg, etc. Senderen 34 er fordelaktig ikke konsentrisk med rørstrengen 20, men istedenfor posisjonert på utsiden av veggen 22 på rørstrengen.
Som beskrevet ovenfor kan sendersammenstillingen 14 innbefatte en mottaker slik at sendersammenstillingen alternativt kan beskrives som en transceiver. I det tilfellet kan elementene på 44 (eller andre elektromagnetisk aktive elementer, andre typer sensorer, etc.) brukes til å motta eller på annen måte avføle stressbølger sendt gjennom rørstrengen 20 fra en annen lokasjon. På denne måten kan signaler enten sendes til eller fra sendersammenstillingen 14. Betegnelsen "akustisk telemetrisammenstilling" brukes heri for å angj en sendersammenstilling (slik som sendersammenstillingen 14), en mottakersammenstilling (slik som en mottakersammenstilling 16) eller en kombinasjon derav.
Selv om flere spesifikke utførelser ifølge oppfinnelsen er separat beskrevet ovenfor, skal det tydelig forstås at en hvilken som helst, eller en hvilken som helst kombinasjon, av trekkene ifølge en hvilken som helst av disse utførelsene kan innarbeides i en hvilken som helst av de andre utførelser innenfor prinsippene ifølge oppfinnelsen.
En person med kunnskap i faget vil selvfølgelig etter grundig overveielse av beskrivelsen ovenfor av representative utførelser ifølge oppfinnelsen, lett forstå at mange modifikasjoner, tillegg, erstatninger, utelatelser, og andre endringer kan gjøres til disse spesifikke utførelser, og slike endringer er innenfor omfanget ved prinsippene ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Følgelig skal den foregående detaljerte beskrivelsen klart forstås som kun å være gitt som illustrasjon og eksempel, og omfanget og tanken ved den foreliggende oppfinnelse kun begrenses av de vedlagte krav og deres ekvivalenter.

Claims (15)

1. Akustisk telemetrisystem anvendt i undergrunnsbrønn, innbefattende: rørstreng (20) som har en trykkbærende vegg (22), og undergrunnsbrønn-akustisk telemetrisammenstilling (14) koplet til veggen (22) og virksom ved å kommunisere et akustisk signal mellom sammenstillingen (14) og veggen (22),karakterisert vedat: et elektrisk isolerende lag (56) som isolerer den akustiske telemetrisammenstillingen (14) fra uønskede elektriske strømmer i rørstrengen (20).
2. Telemetrisystem som angitt i krav 1,karakterisert vedat sammenstillingen (14) er skjærkoplet til veggen (22).
3. Telemetrisystem som angitt i krav 1 eller 2,karakterisertv e d at sammenstillingen (14) er utenfor veggen (22).
4. Telemetrisystem som angitt i krav 1 eller 2,karakterisertved at sammenstillingen innbefatter en trykkbærende kapsling (38), der kapslingen er posisjonert utenfor veggen (22).
5. Telemetrisystem som angitt i krav 4,karakterisertved at det er et redusert kontaktareal mellom kapslingen (38) og veggen (22).
6. Telemetrisystem som angitt i krav 4 eller 5,karakterisertv e d at kapslingen (38) er skjærkoplet til veggen (22).
7. Telemetrisystem som angitt i krav 3,karakterisert vedat det elektrisk isolerende laget (56) posisjonert mellom kapslingen (38) og veggen (22).
8. Telemetrisystem som angitt i krav 7,karakterisertved at et ytterligere elektrisk isolerende lag er brukt inne i den akustiske telemetrisammenstillingen (14).
9. Telemetrisystem som angitt i et hvilket som helst av krav 4 til 6,karakterisert vedat det et elektrisk isolerende laget er posisjonert innenfor kapslingen.
10. Telemetrisystem som angitt i krav 4 eller 5,karakterisertv e d at det er metall-til-metall kontakt mellom kapslingen (38) og veggen (22).
11. Telemetrisystem som angitt i et hvilke somhelst av de tidligere krav,karakterisert vedat sammenstillingen (14) er posisjoner innenfor en intern strømningspassasjen (42) i rørstrengen (20), og/eller hvori rørstrengen (20) er posisjonert i et borehull (26) i en brønn.
12. Telemetrisystem som angitt i et hvilke somhelst av de tidligere krav,karakterisert vedat sammenstillingen (14) innbefatter en akustisk mottaker eller hvori sammenstillingen (14) innbefatter en akustisk sender.
13. Telemetrisystem som angitt i krav 1 eller 2,karakterisertved at senderen er akustisk koplet til veggen (22) med et redusert kontaktareal.
14. Telemetrisystem som angitt i et hvilke somhelst av krav 1 til 11,karakterisert vedat sammenstillingen (14) innbefatter en akustisk transceiver.
15. Akustisk telemetrisystem som angitt i krav 1,karakterisertved at sammenstillingen (14) er en akustisk signalsender posisjoner utenfor veggen (22) og virkende ved å sende et akustisk signal til veggen (22), og hvori sammenstillingen (14) er en akustisk signalsender anordnet innenfor en trykkbærende kapsling (38) posisjonert utenfor veggen (22) og virksom ved å sende et akustisk signal til veggen (22) .
NO20073827A 2006-07-24 2007-07-20 Skjaerkoplet akustisk telemetrisystem NO340161B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/459,397 US7595737B2 (en) 2006-07-24 2006-07-24 Shear coupled acoustic telemetry system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20073827L NO20073827L (no) 2008-01-25
NO340161B1 true NO340161B1 (no) 2017-03-20

Family

ID=38612805

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20073827A NO340161B1 (no) 2006-07-24 2007-07-20 Skjaerkoplet akustisk telemetrisystem

Country Status (3)

Country Link
US (1) US7595737B2 (no)
EP (1) EP1882811B1 (no)
NO (1) NO340161B1 (no)

Families Citing this family (77)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090034368A1 (en) * 2007-08-02 2009-02-05 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for communicating data between a well and the surface using pressure pulses
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
EP2157279A1 (en) 2008-08-22 2010-02-24 Schlumberger Holdings Limited Transmitter and receiver synchronisation for wireless telemetry systems technical field
US20120250461A1 (en) 2011-03-30 2012-10-04 Guillaume Millot Transmitter and receiver synchronization for wireless telemetry systems
EP2157278A1 (en) 2008-08-22 2010-02-24 Schlumberger Holdings Limited Wireless telemetry systems for downhole tools
US8605548B2 (en) * 2008-11-07 2013-12-10 Schlumberger Technology Corporation Bi-directional wireless acoustic telemetry methods and systems for communicating data along a pipe
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
US8570832B2 (en) * 2008-12-31 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Variable throat venturi flow meter having a plurality of section-varying elements
US20100177596A1 (en) * 2009-01-14 2010-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Adaptive Carrier Modulation for Wellbore Acoustic Telemetry
US9546545B2 (en) * 2009-06-02 2017-01-17 National Oilwell Varco, L.P. Multi-level wellsite monitoring system and method of using same
US8750075B2 (en) * 2009-12-22 2014-06-10 Schlumberger Technology Corporation Acoustic transceiver with adjacent mass guided by membranes
US9062535B2 (en) 2009-12-28 2015-06-23 Schlumberger Technology Corporation Wireless network discovery algorithm and system
US8839871B2 (en) 2010-01-15 2014-09-23 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials
EP3677748B1 (en) 2010-04-27 2024-05-29 National Oilwell Varco, L.P. System and method for determining the duration of drill pipe use
US8474533B2 (en) 2010-12-07 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Gas generator for pressurizing downhole samples
US9686021B2 (en) 2011-03-30 2017-06-20 Schlumberger Technology Corporation Wireless network discovery and path optimization algorithm and system
US9234418B2 (en) 2011-05-31 2016-01-12 Schlumberger Technology Corporation Self-tightening clamps to secure tools along the exterior diameter of a tubing
US9650843B2 (en) 2011-05-31 2017-05-16 Schlumberger Technology Corporation Junction box to secure and electronically connect downhole tools
US9169705B2 (en) 2012-10-25 2015-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure relief-assisted packer
US9447678B2 (en) 2012-12-01 2016-09-20 Halliburton Energy Services, Inc. Protection of electronic devices used with perforating guns
US9631485B2 (en) 2012-12-19 2017-04-25 Exxonmobil Upstream Research Company Electro-acoustic transmission of data along a wellbore
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
US20150292320A1 (en) * 2012-12-19 2015-10-15 John M. Lynk Wired and Wireless Downhole Telemetry Using Production Tubing
US10100635B2 (en) 2012-12-19 2018-10-16 Exxonmobil Upstream Research Company Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool
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
US9557434B2 (en) 2012-12-19 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry
US9019798B2 (en) 2012-12-21 2015-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic reception
US9448321B2 (en) 2013-01-04 2016-09-20 Schlumberger Technology Corporation Torsional wave logging
EP2762673A1 (en) 2013-01-31 2014-08-06 Service Pétroliers Schlumberger Mechanical filter for acoustic telemetry repeater
EP2763335A1 (en) 2013-01-31 2014-08-06 Service Pétroliers Schlumberger Transmitter and receiver band pass selection for wireless telemetry systems
US9587486B2 (en) 2013-02-28 2017-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation
US20140262320A1 (en) 2013-03-12 2014-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Servicing Tools, Systems and Methods Utilizing Near-Field Communication
US9284817B2 (en) 2013-03-14 2016-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Dual magnetic sensor actuation assembly
US20150075770A1 (en) 2013-05-31 2015-03-19 Michael Linley Fripp Wireless activation of wellbore tools
US9752414B2 (en) 2013-05-31 2017-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches
US20150086152A1 (en) * 2013-09-20 2015-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Quasioptical waveguides and systems
US10132149B2 (en) 2013-11-26 2018-11-20 Exxonmobil Upstream Research Company Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same
EP2990593A1 (en) * 2014-08-27 2016-03-02 Welltec A/S Downhole wireless transfer system
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
WO2016085465A1 (en) 2014-11-25 2016-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wireless activation of wellbore tools
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
CA2971572C (en) * 2015-01-19 2020-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole acoustic telemetry module with multiple communication modes
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
WO2017062006A1 (en) * 2015-10-08 2017-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Communication to a downhole tool by acoustic waveguide transfer
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
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
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
US10900352B2 (en) 2016-12-19 2021-01-26 Schlumberger Technology Corporation Wireless acoustic communication apparatus and related methods
US10968737B2 (en) 2017-05-31 2021-04-06 Saudi Arabian Oil Company Acoustic coupler for downhole logging while drilling applications
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
US10837276B2 (en) 2017-10-13 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string
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
WO2019074657A1 (en) 2017-10-13 2019-04-18 Exxonmobil Upstream Research Company METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING COMMUNICATIONS
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.
MX2020004982A (es) 2017-10-13 2020-11-12 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y sistema para realizar comunicaciones usando solapamiento.
AU2018367388C1 (en) 2017-11-17 2022-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members
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
US10844708B2 (en) 2017-12-20 2020-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data
MX2020005766A (es) 2017-12-29 2020-08-20 Exxonmobil Upstream Res Co Metodos y sistemas para monitorear y optimizar las operaciones de estimulacion de yacimientos.
US11156081B2 (en) 2017-12-29 2021-10-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network
WO2019156966A1 (en) 2018-02-08 2019-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods
US11268378B2 (en) 2018-02-09 2022-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole wireless communication node and sensor/tools interface
US20200141230A1 (en) * 2018-11-01 2020-05-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Acoustic device deployment system
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
US11248455B2 (en) 2020-04-02 2022-02-15 Saudi Arabian Oil Company Acoustic geosteering in directional drilling
EP4158154A1 (en) 2020-05-26 2023-04-05 Saudi Arabian Oil Company Water detection for geosteering in directional drilling
US11781419B2 (en) 2020-05-26 2023-10-10 Saudi Arabian Oil Company Instrumented mandrel for coiled tubing drilling
EP4158144A1 (en) 2020-05-26 2023-04-05 Saudi Arabian Oil Company Geosteering in directional drilling
WO2022087123A1 (en) * 2020-10-22 2022-04-28 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Acoustic telemetry for monitoring an annulus between the production casing and the next outer casing of a well

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2370144A (en) * 2000-08-07 2002-06-19 Halliburton Energy Serv Inc Method and apparatus for downhole command communication and data retrieval
EP1467060A1 (en) * 2003-04-08 2004-10-13 Halliburton Energy Services, Inc. Flexible piezoelectric device for downhole sensing, actuation and health monitoring
WO2006019935A2 (en) * 2004-08-06 2006-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic telemetry installation in subterranean wells

Family Cites Families (102)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3274537A (en) * 1963-10-17 1966-09-20 William J Toulis Flexural-extensional electro-mechanical transducer
US3905010A (en) 1973-10-16 1975-09-09 Basic Sciences Inc Well bottom hole status system
US4293936A (en) 1976-12-30 1981-10-06 Sperry-Sun, Inc. Telemetry system
US4283780A (en) 1980-01-21 1981-08-11 Sperry Corporation Resonant acoustic transducer system for a well drilling string
US4314365A (en) 1980-01-21 1982-02-02 Exxon Production Research Company Acoustic transmitter and method to produce essentially longitudinal, acoustic waves
US4302826A (en) 1980-01-21 1981-11-24 Sperry Corporation Resonant acoustic transducer system for a well drilling string
US4562559A (en) 1981-01-19 1985-12-31 Nl Sperry Sun, Inc. Borehole acoustic telemetry system with phase shifted signal
US4525715A (en) 1981-11-25 1985-06-25 Tele-Drill, Inc. Toroidal coupled telemetry apparatus
US4788544A (en) 1987-01-08 1988-11-29 Hughes Tool Company - Usa Well bore data transmission system
US4839644A (en) 1987-06-10 1989-06-13 Schlumberger Technology Corp. System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing
US5222049A (en) 1988-04-21 1993-06-22 Teleco Oilfield Services Inc. Electromechanical transducer for acoustic telemetry system
US5128901A (en) 1988-04-21 1992-07-07 Teleco Oilfield Services Inc. Acoustic data transmission through a drillstring
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
US5128902A (en) 1990-10-29 1992-07-07 Teleco Oilfield Services Inc. Electromechanical transducer for acoustic telemetry system
US5148408A (en) 1990-11-05 1992-09-15 Teleco Oilfield Services Inc. Acoustic data transmission method
US5319610A (en) 1991-03-22 1994-06-07 Atlantic Richfield Company Hydraulic acoustic wave generator system for drillstrings
US5160925C1 (en) 1991-04-17 2001-03-06 Halliburton Co Short hop communication link for downhole mwd system
US5130706A (en) 1991-04-22 1992-07-14 Scientific Drilling International Direct switching modulation for electromagnetic borehole telemetry
JP3311484B2 (ja) 1994-04-25 2002-08-05 三菱電機株式会社 信号伝送装置及び信号伝送方法
US5283768A (en) 1991-06-14 1994-02-01 Baker Hughes Incorporated Borehole liquid acoustic wave transducer
US5159580A (en) * 1991-10-03 1992-10-27 Ocean Systems Research, Inc. Acoustic transducer for sending and receiving acoustic communication signals
NO306522B1 (no) 1992-01-21 1999-11-15 Anadrill Int Sa Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring
NO306222B1 (no) 1992-01-21 1999-10-04 Anadrill Int Sa Fjernmålingssystem med bruk av lydoverföring
WO1994029749A1 (en) 1993-06-04 1994-12-22 Gas Research Institute, Inc. Method and apparatus for communicating signals from encased borehole
US5467083A (en) 1993-08-26 1995-11-14 Electric Power Research Institute Wireless downhole electromagnetic data transmission system and method
US5477505A (en) 1994-09-09 1995-12-19 Sandia Corporation Downhole pipe selection for acoustic telemetry
US6614360B1 (en) * 1995-01-12 2003-09-02 Baker Hughes Incorporated Measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers
US5732776A (en) 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
US6442105B1 (en) 1995-02-09 2002-08-27 Baker Hughes Incorporated Acoustic transmission system
US5675325A (en) 1995-10-20 1997-10-07 Japan National Oil Corporation Information transmitting apparatus using tube body
US5995449A (en) 1995-10-20 1999-11-30 Baker Hughes Inc. Method and apparatus for improved communication in a wellbore utilizing acoustic signals
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
US5703836A (en) 1996-03-21 1997-12-30 Sandia Corporation Acoustic transducer
US5924499A (en) * 1997-04-21 1999-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic data link and formation property sensor for downhole MWD system
US5831549A (en) 1997-05-27 1998-11-03 Gearhart; Marvin Telemetry system involving gigahertz transmission in a gas filled tubular waveguide
US6464021B1 (en) 1997-06-02 2002-10-15 Schlumberger Technology Corporation Equi-pressure geosteering
US6028534A (en) 1997-06-02 2000-02-22 Schlumberger Technology Corporation Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling
US6234257B1 (en) 1997-06-02 2001-05-22 Schlumberger Technology Corporation Deployable sensor apparatus and method
US6691779B1 (en) 1997-06-02 2004-02-17 Schlumberger Technology Corporation Wellbore antennae system and method
US6188222B1 (en) 1997-09-19 2001-02-13 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring resistivity of an earth formation
US5942990A (en) 1997-10-24 1999-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetic signal repeater and method for use of same
US6075462A (en) 1997-11-24 2000-06-13 Smith; Harrison C. Adjacent well electromagnetic telemetry system and method for use of the same
US6177882B1 (en) 1997-12-01 2001-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetic-to-acoustic and acoustic-to-electromagnetic repeaters and methods for use of same
US6144316A (en) 1997-12-01 2000-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetic and acoustic repeater and method for use of same
US6018501A (en) 1997-12-10 2000-01-25 Halliburton Energy Services, Inc. Subsea repeater and method for use of the same
US6018301A (en) 1997-12-29 2000-01-25 Halliburton Energy Services, Inc. Disposable electromagnetic signal repeater
US6108268A (en) 1998-01-12 2000-08-22 The Regents Of The University Of California Impedance matched joined drill pipe for improved acoustic transmission
GB9801010D0 (en) 1998-01-16 1998-03-18 Flight Refueling Ltd Data transmission systems
US6114972A (en) 1998-01-20 2000-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetic resistivity tool and method for use of same
US6137747A (en) * 1998-05-29 2000-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Single point contact acoustic transmitter
US6160492A (en) 1998-07-17 2000-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Through formation electromagnetic telemetry system and method for use of the same
GB2340520B (en) 1998-08-15 2000-11-01 Schlumberger Ltd Data acquisition apparatus
JP2000121742A (ja) 1998-10-14 2000-04-28 Mitsubishi Electric Corp 掘削管体音響伝送用送信機およびこの送信機による掘削管体音響伝送方法
US6392561B1 (en) 1998-12-18 2002-05-21 Dresser Industries, Inc. Short hop telemetry system and method
US6626248B1 (en) 1999-05-05 2003-09-30 Smith International, Inc. Assembly and method for jarring a drilling drive pipe into undersea formation
US6443228B1 (en) 1999-05-28 2002-09-03 Baker Hughes Incorporated Method of utilizing flowable devices in wellbores
US6370082B1 (en) 1999-06-14 2002-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic telemetry system with drilling noise cancellation
DE19928179B4 (de) 1999-06-19 2008-07-31 Robert Bosch Gmbh Piezoaktor
US6320820B1 (en) 1999-09-20 2001-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. High data rate acoustic telemetry system
US6801136B1 (en) 1999-10-01 2004-10-05 Gas Research Institute Method of reducing noise in a borehole electromagnetic telemetry system
US6434084B1 (en) 1999-11-22 2002-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Adaptive acoustic channel equalizer & tuning method
US6552665B1 (en) 1999-12-08 2003-04-22 Schlumberger Technology Corporation Telemetry system for borehole logging tools
GB2357527B (en) 1999-12-22 2002-07-17 Schlumberger Holdings System and method for torsional telemetry in a wellbore
US6308562B1 (en) 1999-12-22 2001-10-30 W-H Energy Systems, Inc. Technique for signal detection using adaptive filtering in mud pulse telemetry
US6633236B2 (en) 2000-01-24 2003-10-14 Shell Oil Company Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters
US6679332B2 (en) 2000-01-24 2004-01-20 Shell Oil Company Petroleum well having downhole sensors, communication and power
US6583729B1 (en) 2000-02-21 2003-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. High data rate acoustic telemetry system using multipulse block signaling with a minimum distance receiver
US6470996B1 (en) 2000-03-30 2002-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Wireline acoustic probe and associated methods
US6577244B1 (en) 2000-05-22 2003-06-10 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular
EP1320659A1 (en) 2000-09-28 2003-06-25 Paulo S. Tubel Method and system for wireless communications for downhole applications
US6697298B1 (en) 2000-10-02 2004-02-24 Baker Hughes Incorporated High efficiency acoustic transmitting system and method
US6768700B2 (en) 2001-02-22 2004-07-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for communications in a wellbore
US6819260B2 (en) 2001-03-07 2004-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Synchronous CDMA telemetry system for use in a wellbore
US6822579B2 (en) 2001-05-09 2004-11-23 Schlumberger Technology Corporation Steerable transceiver unit for downhole data acquistion in a formation
US6896056B2 (en) 2001-06-01 2005-05-24 Baker Hughes Incorporated System and methods for detecting casing collars
US20030026167A1 (en) 2001-07-25 2003-02-06 Baker Hughes Incorporated System and methods for detecting pressure signals generated by a downhole actuator
US6657597B2 (en) 2001-08-06 2003-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. Directional signal and noise sensors for borehole electromagnetic telemetry system
US6781520B1 (en) 2001-08-06 2004-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Motion sensor for noise cancellation in borehole electromagnetic telemetry system
US6781521B1 (en) 2001-08-06 2004-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Filters for canceling multiple noise sources in borehole electromagnetic telemetry system
US6847585B2 (en) 2001-10-11 2005-01-25 Baker Hughes Incorporated Method for acoustic signal transmission in a drill string
US6757218B2 (en) 2001-11-07 2004-06-29 Baker Hughes Incorporated Semi-passive two way borehole communication apparatus and method
US6909667B2 (en) 2002-02-13 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Dual channel downhole telemetry
US6843120B2 (en) 2002-06-19 2005-01-18 Bj Services Company Apparatus and method of monitoring and signaling for downhole tools
US6750783B2 (en) 2002-07-05 2004-06-15 Halliburton Energy Services, Inc. Low frequency electromagnetic telemetry system employing high cardinality phase shift keying
US6915848B2 (en) 2002-07-30 2005-07-12 Schlumberger Technology Corporation Universal downhole tool control apparatus and methods
US7301472B2 (en) 2002-09-03 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Big bore transceiver
US7413018B2 (en) 2002-11-05 2008-08-19 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for wellbore communication
US6880634B2 (en) 2002-12-03 2005-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Coiled tubing acoustic telemetry system and method
GB2434165B (en) 2002-12-14 2007-09-19 Schlumberger Holdings System and method for wellbore communication
US7084782B2 (en) 2002-12-23 2006-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Drill string telemetry system and method
US7397388B2 (en) * 2003-03-26 2008-07-08 Schlumberger Technology Corporation Borehold telemetry system
US6998999B2 (en) 2003-04-08 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid piezoelectric and magnetostrictive actuator
US20040246141A1 (en) 2003-06-03 2004-12-09 Tubel Paulo S. Methods and apparatus for through tubing deployment, monitoring and operation of wireless systems
US7158446B2 (en) 2003-07-28 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Directional acoustic telemetry receiver
ATE305563T1 (de) * 2003-08-08 2005-10-15 Schlumberger Technology Bv Multimodale akustische bilderzeugung in verrohrten bohrlöchern
US7170423B2 (en) 2003-08-27 2007-01-30 Weatherford Canada Partnership Electromagnetic MWD telemetry system incorporating a current sensing transformer
US7257050B2 (en) * 2003-12-08 2007-08-14 Shell Oil Company Through tubing real time downhole wireless gauge
US7080699B2 (en) 2004-01-29 2006-07-25 Schlumberger Technology Corporation Wellbore communication system
US7999695B2 (en) * 2004-03-03 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Surface real-time processing of downhole data
US7301473B2 (en) * 2004-08-24 2007-11-27 Halliburton Energy Services Inc. Receiver for an acoustic telemetry system
US7445048B2 (en) * 2004-11-04 2008-11-04 Schlumberger Technology Corporation Plunger lift apparatus that includes one or more sensors

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2370144A (en) * 2000-08-07 2002-06-19 Halliburton Energy Serv Inc Method and apparatus for downhole command communication and data retrieval
EP1467060A1 (en) * 2003-04-08 2004-10-13 Halliburton Energy Services, Inc. Flexible piezoelectric device for downhole sensing, actuation and health monitoring
WO2006019935A2 (en) * 2004-08-06 2006-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic telemetry installation in subterranean wells

Also Published As

Publication number Publication date
EP1882811B1 (en) 2016-03-16
NO20073827L (no) 2008-01-25
US20080030367A1 (en) 2008-02-07
EP1882811A1 (en) 2008-01-30
US7595737B2 (en) 2009-09-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO340161B1 (no) Skjaerkoplet akustisk telemetrisystem
CA2847633C (en) Acoustic telemetry transceiver
US7400262B2 (en) Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network
NO339402B1 (no) Nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved styring av samme
NO320239B1 (no) System og fremgangsmate for akustisk telemetri langs en borestreng ved bruk av drivenhet med reaksjonsmasse
CA2474998A1 (en) Well system
NO339508B1 (no) System og fremgangsmåte for selvdrevet kommunikasjon og sensornettverk i et borehull
US20150090444A1 (en) Power systems for wireline well service using wired pipe string
US11105197B2 (en) Method and apparatus for pre-loading a piezoelectric transducer for downhole acoustic communication
US20110308796A1 (en) Pipeline instrumentation and control system
US10246994B2 (en) System for communicating data via fluid lines
US20170114635A1 (en) Acoustically coupled transmitter for downhole telemetry
EP2354445B1 (en) Acoustic telemetry system for use in a drilling BHA
CA3030368A1 (en) Method and apparatus for pre-loading a piezoelectric transducer for downhole acoustic communication
US10174610B2 (en) In-line receiver and transmitter for downhole acoustic telemetry
WO2001039284A1 (en) Piezoelectric downhole strain sensor and power generator
EP3942339A1 (en) Electro-acoustic transducer
EP3101220A1 (en) A downhole completion system
WO2011081621A1 (en) Timed impact drill bit steering
Kyle et al. Acoustic telemetry for oilfield operations
WO2014159526A1 (en) Wellbore electrical isolation system