NO342228B1 - Instrumentering for kommunikasjon gjennom kilebelter på borerør nær jordoverflaten - Google Patents
Instrumentering for kommunikasjon gjennom kilebelter på borerør nær jordoverflaten Download PDFInfo
- Publication number
- NO342228B1 NO342228B1 NO20072295A NO20072295A NO342228B1 NO 342228 B1 NO342228 B1 NO 342228B1 NO 20072295 A NO20072295 A NO 20072295A NO 20072295 A NO20072295 A NO 20072295A NO 342228 B1 NO342228 B1 NO 342228B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- receiver
- acoustic
- pipeline
- belts
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000004891 communication Methods 0.000 title abstract description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 42
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013028 emission testing Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052754 neon Inorganic materials 0.000 description 1
- GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N neon atom Chemical compound [Ne] GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/52—Structural details
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Supports For Pipes And Cables (AREA)
Abstract
En utførelse innbefatter en anordning som omfatter et overflatekilebelte for å understøtte borerørledning og med et kommunikasjonsinstrument.
Description
Teknisk område
Søknaden angår generelt kommunikasjoner. I særdeleshet vedrører søknaden akustiske kommunikasjoner for boreriggtilknyttede prosedyrer.
Under boreprosedyrer for utvinning av hydrokarboner er et mangfold av kommunikasjons- og overføringsteknikker blitt forsøkt for å gi sanntidsdata fra nærheten av borekronen til overflaten i løpet av ulike faser av boreriggprosedyrer. Bruken av målinger mens boring (MWD – ”measurements while drilling”) med overføring av sanntidsdata gir vesentlige gevinster under en boreprosedyre. Overvåkning av nedhullstilstandene bevirker for eksempel en umiddelbar reaksjon på mulige brønnstyreproblemer og forbedrer slamprogrammer.
Måling av parametere, så som vekt på borekrone, dreiemoment, slitasje- og opplagringstilstand i sanntid, bevirker mer effektive boreprosedyrer. Faktisk er hurtigere inntrengningsrater, bedre turplanlegging, reduserte utstyrssvikt, færre forsinkelser for retningsmålinger og eliminasjonen av et behov for å avbryte boring for unormal trykkpåvisning oppnåelige ved hjelp av MWD-teknikker.
US 4027282 A beskriver en anordning festet til en rørstreng som strekker seg fra jordoverflaten til undergrunnslokasjoner, primært for boreoperasjoner for å overføre informasjon fra undergrunnslokasjonen til jordoverflaten.
US 2004163807 A beskriver en teknikk som kan benyttes i forbindelse med en undergrunnsbrønn, som innbefatter å føre et fluid inn i et område av brønnen og overvåke et nivå for fluidet som er innført, via en brønnhullssensor. Innføringen blir regulert som reaksjon på overvåkningen.
En aktuell tilnærming for å gi sanntidsdata fra nærheten av borekronen til overflaten innbefatter akustiske kommunikasjoner. Typisk utvikles et akustisk signal nær borekronen og overføres gjennom borestrengen, slamsøylen eller grunnen. Det er imidlertid blitt påvist at den svært lave signalintensiteten som kan utvikles nedhulls sammen med den akustiske støyen utviklet av boresystemet gjør signalpåvisning vanskelig. Reflekterende og brytende innvirkning som resulterer fra endring av diametre og utvendig gjengetilforming ved verktøyskjøtene forverrer signaldempingsproblemet for borerøroverføring. Slik reflekterende og brytende innvirkning forårsaker interbitinnvirkning blant databitene som overføres.
Akustiske kommunikasjoner kompliseres ytterligere når overflatekilebeltet brukes på boreriggdekket. Overflatekilebelter kan brukes for eksempel for å gi understøttelse under perioder når en borerørseksjon føyes til eller fjernes fra borerøret. I særdeleshet kan i løpet av boreprosedyrer et ytterligere borerør periodisk installeres for å øke dybden av et slikt borerør nedhulls eller fjernes som del av en prosedyre med inn- eller utkjøring. Overflatekilebeltene omgir generelt en åpning i riggdekket gjennom hvilken den øvre enden av den øverste skjøten av borerør stikker ut. Overflatekilebeltene holder det utstikkende borerøret i posisjon (noen få fot over overflaten av riggdekket) for å tillate at riggpersonell og/eller automatisk håndteringsutstyr tilknytter eller fjerner et borerør. Imidlertid kan overflatekilebeltene virke som et reflekterende punkt for de akustiske kommunikasjonene mellom nedhulls- og overflateinstrumentering, noe som derved forvrenger og/eller demper slike kommunikasjoner.
Et aspekt av den foreliggende oppfinnelse retter seg mot å fremskaffe en anordning for boreprosedyrer omfatter et overflatekilebelte for å understøtte et borerør og som har en akustisk mottaker innenfor eller fastgjort til dette.
I en utføringsform av den foreliggende oppfinnelse innbefatter overflatekilebeltet en akustisk sender. Den akustiske senderen kan være posisjonert tilnærmet ved eller over en øvre ende av overflatekilebeltet. Den akustiske mottakeren kan være en komponent valgt fra en gruppe bestående av en akseleromåler og en strekkspenningsmåler.
Det borerøret kan være en komponent valgt fra en gruppe bestående av en borestreng og et trådrør.
Det er også fremskaffet en fremgangsmåte for boreprosedyrer omfatter overvåking av akustisk bølgespredning langs en rørledning med en akustisk mottaker innenfor eller fastgjort til et overflatekilebelte for å understøtte rørledningen, hvor den akustiske mottakeren er posisjonert tilnærmet ved eller under overflatekilebeltet.
Den akustiske mottakeren kan være under overflatekilebeltet. Den rørledningen er en komponent valgt fra en gruppe bestående av en borestreng, et trådrør og et produksjonsrør. I en utfoøringsform er den akustiske mottakeren er en akseleromåler.
Kort omtale av tegningene
Utførelser av oppfinnelsen kan best forstås med henvisning til den etterfølgende omtale og de vedføyde tegninger som illustrerer slike utførelser. Nummereringsordningen for tegningene inkludert her er slik at det første tallet for et gitt henvisningstall i en figur er knyttet til tallet for figuren. For eksempel kan et system 100 lokaliseres på figur 1. Henvisningstall er imidlertid de samme for de elementene som er de samme over ulike figurer. På tegningene illustrerer:
figur 1 et system for boreprosedyrer i samsvar med en viss utførelse av oppfinnelsen;
figur 2 overflatekilebelter som har en overflatemottaker og en overflatesender i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen;
figur 3 overflatekilebelter som har en overflatemottaker og en overflatesender i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen;
figur 4 et overflatekilebelte som har en overflatemottaker i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen;
figur 5 et overflatekilebelte som har en overflatemottaker i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen;
figur 6 tetningsmateriale som har en overflatemottaker og en overflatesender i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen; og
figur 7 et flytdiagram for tilføyelse/fjerning av en rørseksjon til/fra en rørledning i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen.
Detaljert omtale
Fremgangsmåter, anordninger og systemer for en overflateinstrumenteringskonfigurasjon for boreriggtilknyttede prosedyrer omtales. I den etterfølgende redegjørelsen angis tallrike spesifikke detaljer. Det forstås imidlertid at utførelser av oppfinnelsen kan utøves uten disse spesifikke detaljene. I andre tilfeller er velkjente kretser, strukturer og teknikker ikke blitt vist i detalj for ikke å vanskeliggjøre forståelsen av denne redegjørelsen.
Selv om omtalt med henvisning til kommunikasjoner i løpet av boreriggtilknyttede prosedyrer kan utførelser bruke hvilke som helst andre typer av miljøer for akustiske kommunikasjoner. I tillegg kan neon utførelser av oppfinnelsen være anvendelige under både logging, mens boring (LWD – ”Logging While Drilling”)- og måling mens boring (MWD-prosedyrer, mens borerøret er stasjonært. Visse utførelser kan gjennomføres under en prosedyre med logging mens kjøring, nullemisjonstesting, borestrengstesting etc. I tillegg er noen utførelser anvendelige ikke kun under boring, men gjennom hele levetiden av et borehull innbefattende, men ikke begrenset til under logging, borestrengtesting, komplettering og produksjon.
Slik som ytterligere forklart under kan noen utførelser innbefatte en eller flere instrumenterte overflatekilebelter. I særdeleshet kan det minst ene overflatekilebeltet som typisk gir understøttelse til borerøret under ulike faser av de boreriggtilknyttede prosedyrene innbefatte en kommunikasjonsmottaker og/eller sender. I visse utførelser kan det minst ene overflatekilebeltet innbefatte en akustisk mottaker (så som en akseleromåler) posisjonert tilnærmet ved eller nær dets nedre ende. I visse utførelser kan det minst ene overflatekilebeltet innbefatte en akustisk sender for å overføre datakommunikasjoner til nedhullsinstrumentering. Slik om omtalt muliggjør følgelig utførelser telemetriprosedyrer med høy hastighet langs borerøret mens borerøret er i overflatekilebeltene. I særdeleshet kan utførelser bevirke akustiske kommunikasjoner hovedsakelig uavhengig av innvirkning med det minst ene overflatekilebeltet. Enn videre tillater utførelser at et riggmannskap installerer og avinstallerer instrumentering som del av vanlige riggprosedyrer for å endre en rørseksjon. Videre kan noen utførelser inkludere instrumentering i annet overflateutstyr. Slik instrumentering kan inkluderes for eksempel i tetningsmateriale.
Figur 1 illustrerer et system for boreprosedyrer i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen. Et system 100 innbefatter en borerigg 102 lokalisert ved en overflate 104 av en brønn. Boreriggen 102 gir understøttelse for en borestreng 108. Borestrengen 108 gjennomtrenger et rotasjonsbord 110 for boring av et borehull 112 gjennom underoverflateformasjoner 114. Borestrengen 108 innbefatter et drivrør 116 (i det øvre partiet), et borerør 118 og en bunnhullsstreng 120 (lokalisert ved det nedre partiet av borerøret 118). Nedhullsstrengen 120 kan innbefatte et vektrør 122, et nedhullsverktøy 124 og en borekrone 126. Nedhullsverktøyet 124 kan ha hvilket som helst antall av ulike typer av verktøy som innbefatter måling mens boring (MWD)-verktøy, logging mens boring (LWD)-verktøy etc.
Under boreprosedyrer kan borestrengen 108 (som innbefatter drivrøret 116, borerøret 118 og bunnhullsstrengen 120) roterer av rotasjonsbordet 110. I tillegg eller alternativt til slik rotasjon kan bunnhullsstrengen 120 også roteres av en motor (ikke vist) som er nedhulls. Vektrøret 122 kan brukes for å tilføye vekt til borekronen 126. Vektrøret 122 kan også avstive bunnhullsstrengen 120 for å tillate at bunnhullsstrengen 120 overfører vekten til borekronen 126. Denne vekten, bevirket av vektrøret 122, bistår følgelig også borekronen 126 ved inntrengningen i overflaten 104 og underoverflateformasjonene 114.
Under boreprosedyrer kan en slampumpe 132 pumpe borefluid (kjent som ”boreslam”) fra en slamtank 134 gjennom en slange 136 inn i borerøret 118 ned til borekronen 126. Borefluidet kan strømme ut fra borekronen 126 og returnere tilbake til overflaten gjennom et ringformet område 140 mellom borerøret 118 og sidene av borehullet 112. Borefluidet kan da returnere til slamtanken 134, der slikt fluid filtreres. Følgelig kan borefluidet avkjøle borekronen 126, likeså bevirker smøring av borekronen 126 i løpet av boreprosedyren. Borefluidet fjerner følgelig borekakset fra underoverflateformasjonene 114 frembrakt av borekronen 126.
Borestrengen 108 kan innbefatte fra en til et antall av ulike følere 151, som overvåker ulike nedhullsparametere. Sike parametere kan innbefatte nedhullstemperaturen og -trykket, de forskjellige egenskapene til underoverflateformasjonene (så som resistivitet, densitet, porøsitet etc.), egenskapene til borehullet (f.eks. størrelse, utforming etc.) etc. Borestrengen 108 kan også innbefatte en akustisk sender 123 som overfører telemetrisignaler i formen av akustiske vibrasjoner i rørledningsveggen til borestrengen 108. En akustisk mottaker 115 er koplet til drivrøret 116 for å motta overførte telemetrisignaler. En eller flere forsterkere 119 kan tildannes langs borestrengen 108 for å motta og gjenoverføre telemetrisignalene. Forsterkerne 119 kan innbefatte både en akustisk telemetrimottaker og en akustisk telemetrisender konfigurert liknende den akustiske mottakeren 115 og den akustiske senderen 123.
Visse utførelser av ulike posisjoner av overflateinstrumentering for kommunikasjoner nedhulls i løpet av ulike bore/loggeprosedyrer omtales nå i sammenheng med figur 2-6. Særlig illustrerer figur 2-6 ulike konfigurasjoner for overflatekilebelter og tetningsmateriale med overflatemottakere og/eller overflatesendere i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen.
Figur 2 illustrerer overflatekilebelter som har en overflatemottaker og en overflatesender i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen. Figur 2 illustrerer en rørledning 202 posisjonert i et borehull 217. Rørledninger 202 kan være en borestreng (så som borestrengen 108 vist på figur 1), et trådrør, et produksjonsrør etc. Borehullet 217 innbefatter sider 215 som kan innbefatte fôringsrør. Et ringrom 214 er tilformet mellom rørledningen 202 og sidene 215. Overflatekilebelter 204A-204B er posisjonert innenfor ringrommet 214 ved riggdekket 210. Overflatekilebeltene 204A-204B kan innbefatte gripeelementer tilliggende rørledningen 202 brukt for å feste overflatekilebeltene 204A-204B til rørledningen 202. Overflatekilebeltene 204A-204B kan være manuelle eller hydrauliske. Overflatekilebeltene 204A-204B kan gi understøttelse til rørledningen 202. For eksempel kan overflatekilebeltene 204A-204B settes inn langs rørledningen 202 når en rørseksjon føyes til eller fjernes fra denne. Slik som vist kan rørledningen 202 innbefatte en skjøt 219 som kan finnes ved stedet der en rørseksjon tilføyes eller fjernes.
Slik som vist kan overflatekilebeltene 204A-204B innbefatte instrumentering. Instrumenteringen kan innbefatte en overflatemottaker 212 og overflatesendere 206A-206B. overflatemottakeren 212 kan posisjoneres ved eller nær toppen av overflatekilebeltene 204A-204B for enkelhet ved iverksettelse. Dersom overflatemottakeren 212 er posisjonert nær toppen eller over overflatekilebeltene 204A-204B kan imidlertid overflatemottakeren 212 motta akustiske signaler som har gjennomgått betydelig spredning i riggdekket. I noen utførelser kan overflatemottakeren 212 posisjoneres ved eller nær den nedre enden av overflatekilebeltene 204A-204B, noe som derved posisjonerer overflatemottakeren 212 under riggdekket. I denne konfigurasjonen kan overflatemottakeren 212 motta de akustiske signalene fra nedhulls før slike signaler kan utsettes for spredning. Denne posisjonen av overflatemottakeren 212 kan øke signalet til støyforhold av det mottatte akustiske signalet for derved eventuelt å øke databåndbredden. Overflatemottakeren 212 kan posisjoneres tilnærmet ved eller nær den nedre enden av overflatekilebeltet 204A i forhold til dens posisjon i borehullet 217. Overflatesenderen 206A og overflatesenderen 206B er respektive posisjonert tilnærmet ved eller nær den øvre enden av overflatekilebeltet 204A og den øvre enden av overflatekilebeltet 204B i forhold til deres posisjoner i borehullet 217. Overflatemottakeren 212 kan være flere ulike typer av akustiske mottakere som innbefatter en akseleromåler, en strekkspenningsmåler etc. I visse utførelser kan overflatemottakeren 212 og/eller overflatesenderne 206A-206B fastgjøres (boltes, sveises etc.) til overflatekilebeltene 204A-204B. I noen utførelser kan overflatemottakeren 212 og/eller overflatesenderne 206A-206B tilvirkes som en eneste gjenstand.
Overflatekilebeltet 204A kan innbefatte en signallinje 208. Signallinjen 208 kan levere et kraftsignal til overflatesenderen 206A og/eller overflatemottakeren 212. I visse utførelser kan signallinjen 208 gi et kommunikasjonssignal (så som datakommunikasjon) til og fra overflatesenderen 206A og/eller overflatemottakeren 212. I noen utførelser kan overflatekilebeltene 204A-204B være uten signallinjen 208 (slik som vist med overflatekilebeltet 204B). En kraftkilde (så som et batteri) kan følgelig være end eller liknende av overflatesenderne 206A-206B og/eller overflatemottakeren 212. I tillegg kan kommunikasjoner med overflatesenderne 206A-206B og/eller overflatemottakeren 212 skje gjennom trådløse kommunikasjoner eller andre trådkoplinger (ikke vist).
Overflatemottakeren 212 kan innbefatte for eksempel et lagringsmedium for å lagre datakommunikasjoner mottatt fra nedhulls. Slike data kan nedlastes derfra etterfølgende fjerningen av overflatekilebeltene 204A-206B fra deres understøttelse av rørledningen 202.
Slik som omtalt, kan derfor visse utførelser innbefatte en akustisk overflatemottaker posisjonert under overflatekilebeltene 204 for å motta akustiske kommunikasjoner fra nedhulls. En slik posisjonering besørger akustiske kommunikasjoner langs rørledningen som er hovedsakelig uavhengig av innvirkning (så som refleksjoner) forårsaket av overflatekilebeltene 204.
Figur 3 illustrerer overflatekilebelter som har en overflatemottaker og en overflatesender i samsvar med noen utførelser av oppfinnelsen. Særlig illustrerer figur 3 en konfigurasjon av overflatekilebeltene der både overflatemottakeren og overflatesenderen er posisjonert tilnærmet ved eller nær den nedre enden av overflatekilebeltene.
Slik som vist, kan overflatekilebeltene 204A-204B innbefatte instrumentering.
Liknende konfigurasjonen vist på figur 2 kan instrumenteringen innbefatte overflatemottakeren 212 og overflatesenderne 206A-206B. Overflatesenderen 206A og overflatesenderen 206B er respektive posisjonert tilnærmet ved eller nær den nedre enden av overflatekilebeltet 204A og den nedre enden av overflatekilebeltet 204B i forhold til deres posisjoner i borehullet 217. Overflatemottakeren 212 er posisjonert nær eller under den nedre enden av overflatesenderen 206A i forhold til dens posisjon i borehullet 217.
Slik som vist, er følgelig overflatemottakeren 212 i en gitt avstand fra gripeelementene til overflatekilebeltet 204A brukt for å fastgjøre overflatekilebeltet 204A til rørledningen 202. I noen utførelser kan en slik avstand avhenge av bølgelengden til det akustiske signalet som overføres fra nedhulls for å mottas av overflatemottakeren. I særdeleshet kan denne avstanden innstilles for å unngå nullpunkter forårsaket av refleksjonene med overflatekilebeltet 204A. I en utførelse kan overflatemottakeren 212 være tilnærmet λ/16 og 3 λ/8 fra gripeelementene til overflatekilebelter 204A. I en utførelse kan det akustiske signalet langs rørledningen 202 drives i et frekvensbånd på tilnærmet 600-1800 Hertz. I visse utførelser er følgelig avstanden fra gripeelementene til overflatekilebeltet 204A og overflatemottakeren 212 tilnærmet 1,7-3 fot.
Figur 4 illustrerer et overflatekilebelte som har en overflatemottaker i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen. I særdeleshet illustrerer figur 4 en konfigurasjon der et overflatekilebelte kun innbefatter en overflatemottaker posisjonert tilnærmet ved eller nær den nedre enden av overflatekilebeltet. Slik som vist, kan overflatekilebeltet 204A innbefatte overflatemottakeren 212. Slik som vist, er overflatemottakeren 212 posisjonert tilnærmet ved eller nær den nedre enden av overflatekilebeltet 204A i forhold til dens posisjon i borehullet 217.
Figur 5 illustrerer et overflatekilebelte som har en overflatemottaker i samsvar med noen utførelser av oppfinnelsen. Figur 5 illustrerer særlig en konfigurasjon der en overflatemottaker kan posisjoneres ved et sted som ikke er tilnærmet ved eller nær den nedre enden av overflatekilebeltet. Slik som vist, kan overflatekilebeltet 204A innbefatte overflatemottakeren 212. Slik som vist, er overflatemottakeren 212 posisjonert innenfor overflatekilebeltet 204A (og ikke en gitt ende av overflatekilebeltet 204A).
Figur 6 illustrerer et tetningsmateriale som har en overflatemottaker og en overflatesender i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen. I særdeleshet illustrerer figur 6 et tetningsmateriale 602A-602B som kan brukes for å plugge borehullet rundt rørledningen 202. Tetningsmaterialet 602A-602B kan posisjoneres rundt rørledningen 202 for å opprettholde trykket nedhulls.
Slik som vist, kan tetningsmaterialet 602A-602B innbefatte instrumentering. Instrumenteringen kan innbefatte en overflatemottaker 606 og en overflatesender 604.
Overflatemottakeren 606 kan posisjoneres tilnærmet ved eller nær den nedre enden av tetningsmaterialet 602A i forhold til dens posisjon i borehullet 217. Overflatesenderen 604 kan posisjoneres tilnærmet ved eller nær den nedre enden av tetningsmaterialet 602B i forhold til dens posisjon i borehullet 217. Overflatemottakeren 606 kan være flere ulike typer av akustiske mottakere som innbefatter en akseleromåler, en strekkspenningsmåler etc. I noen utførelser kan overflatemottakeren 606 og/eller overflatesenderen 604 innleires eller fastgjøres (f.eks. ved hjelp av et adhesiv etc.) til tetningsmaterialet 602A-602B.
Selv om ikke vist, kan tetningsmaterialet 602A-602B innbefatte signallinjer liknende signallinjer liknende signallinjen 208 (omtalt over). Slike signallinjer kan levere kraft, data etc. til overflatemottakeren 606 og/eller overflatesenderen 604. I visse utførelser kan tetningsmaterialet 602A-602B være uten signallinjer. Følgelig kan en kraftkilde (så som et batteri) utgjøre en del av tetningsmaterialet 602A-602B. Kommunikasjoner med overflatemottakeren 606 og/eller overflatesenderen 604 kan i tillegg skje gjennom trådløse kommunikasjoner. Overflatemottakeren 606 kan innbefatte et lagringsmedium for å lagre datakommunikasjoner mottatt fra nedhulls. Slike data kan nedlastes derfra etterfølgende fjerningen av tetningsmaterialet 602A-602B fra ringrommet 214.
Utførelser av konfigurasjonen til overflatekilebeltene og pasningsmaterialet er ikke begrenset til dem vist på figur 2-6. For eksempel kan et overflatekilebelte innbefatte en overflatemottaker og en overflatesender ved dets øvre ende i forhold til borehullet. For ytterligere å illustrere kan tetningsmaterialet innbefatte både en overflatemottaker og en overflatesender. Videre kan i en utførelse overflatemottakeren og/eller overflatesenderen posisjoneres ved et sted som ikke er tilnærmet ved eller nær den nedre enden av tetningsmaterialet. Selv om omtalt slik at overflatemottakeren er en gitt avstand fra gripeelementene til overflatekilebeltet på grunn av overflatesenderen, kan i tillegg visse utførelser besørge en slik avstand uavhengig av overflatesenderen. Overflatekilebeltet kan følgelig innbefatte en forlengelse utenfor gripeelementene for å bevirke en slik avstand.
Figur 7 illustrerer et flytdiagram for tilføying/fjerning av en rørseksjon til/fra en rørledning i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen. I særdeleshet innbefatter figur 7 et flytdiagram 700 som illustrerer bruk av et instrumentert overflatekilebelte for tilføy ingen/fjerningen av en rørseksjon til/fra en rørledning i samsvar med noen utførelser av oppfinnelsen.
I blokk 702 posisjoneres en skjøt der rørledningen skal endres nær riggdekket. Med henvisning til utførelsen fra figur 2, anta at skjøten 219 til rørledningen 202 er der rørledningen 202 skal endres. Heissystemet til systemet 100 (vist på figur 1) justerer følgelig bevegelsesblokken for å plassere rørledningen 202 i en slik posisjon at skjøten 219 er rett over riggdekket 210. Styring fortsetter ved blokk 704.
I blokk 704 posisjoneres en eller flere instrumenterte overflatekilebelter for å understøtte rørledningen. Med henvisning til utførelsen fra figur 2 posisjoneres overflatekilebeltene 204A-204B i ringrommet 214 langs sidene av rørledningen 202. Følgelig kan overflatekilebeltene 204A-204B koples til rørledningen 202. Styring fortsetter ved blokk 706.
I blokk 706 koples et signal til instrumentering som er en del av eller fastgjort til de instrumenterte overflatekilebeltene. Med henvisning til utførelsen fra figur 2 kan et signal koples til overflatemottakeren 212 og/eller overflatesenderen 206A gjennom signallinjen 208. Slike signaler kan innbefatte kraft, data etc. En kraft- og/eller datasignallinje kan for eksempel koples til et dataoppsamlings- og bearbeidingssystem (ikke vist) for å levere slike signaler til overflatemottakeren 212 og/eller overflatesenderen 206A. Styring fortsetter ved blokk 708.
I blokk 708 frigis en vekt av rørledningen på de instrumenterte overflatekilebeltene. Med henvisning til utførelsene fra figur 1 og 2 kan riggpersonell forårsake at boreriggen 102 frigir vekten av rørledningen 202 på overflatekilebeltene 204A-204B for å sette overflatekilebeltene 204A-204B i posisjon i ringrommet 214. I særdeleshet kan riggpersonell frigi vekten av rørledningen 202 fra heisesystemet til boreriggen 102 på overflatekilebeltene 204A-204B. Styring fortsetter ved blokk 710.
I blokk 710 løsnes skjøten der rørledningen skal endres. Med henvisning til utførelsen fra figur 1 kan riggpersoner løsne skjøten 219 til rørledningen 202. Styring fortsetter ved blokk 712.
I blokk 712 tilføyes/fjernes en rørseksjon til/fra rørledningen. Med henvisning til utførelsen fra figur 2 kan riggpersonell tilføye/fjerne en rørseksjon fra rørledningen 202. I tillegg kan riggpersonellet gjenkople skjøten 219. Styring fortsetter ved blokk 714.
I blokk 714 overføres vekten av rørledningen tilbake til bevegelsesblokkene på boreriggen. Med henvisning til utførelsene fra figur 1 og 2 overføres vekten av rørledningen 202 tilbake til bevegelsesblokken som er del av heisesystemet til boreriggen 102.
Styring fortsetter ved blokk 716.
I blokk 716 fjernes det minst ene instrumenterte overflatekilebeltet fra ringrommet. Med henvisning til utførelsen fra figur 2 kan riggpersonell fjerne overflatekilebeltene 204A-204B fra deres posisjon i ringrommet 214. I tillegg kan de akustiske kommunikasjonene mellom instrumenteringen i overflatekilebeltene 204A-204B, og nedhullsinstrumentering forekom ved hvilket som helst punkt der overflatekilebeltene 204A-204B er tilliggende rørledningen 202. Visse utførelser kan følgelig levere akustiske kommunikasjoner ved bruk av de instrumenterte overflatekilebeltene ved ulike perioder av prosedyrene når rørledningen er stasjonær.
I redegjørelsen menes at tallrike spesifikke detaljer, så som logiske implementeringer, operasjonskoder, skal spesifisere operander, ressurspartisjons/delings/dubliseringsimplementeringer, typer og mellomforhold av systemkomponenter, og logiske partisjons/integrasjonsvalg angis for å gi en mer grundig forståelse av den foreliggende oppfinnelse. Det vil imidlertid forstås av en med erfaring innen området at utførelser av oppfinnelsen kan utføres uten slike spesifikke detaljer. De med ordinær erfaring innen området vil med de inkluderte redegjørelsene være i stand til å iverksette formålstjenlig funksjonalitet uten unødvendig eksperimentering.
Henvisning i redegjørelsen til ”en og samme utførelse”, ”en utførelse”, ”en eksempelutførelse” etc. angir at den omtalte utførelsen kan innbefatte et spesielt innslag, en struktur eller en egenskap, men hver utførelse kan ikke nødvendigvis innbefatte det spesielle innslaget, strukturen eller egenskapen. Enn videre henviser slike fraser nødvendigvis ikke til den samme utførelsen. Når et spesielt innslag, en struktur eller en egenskap er omtalt i forbindelse med en utførelse, menes det videre at det er innenfor kunnskapen til personen med erfaring innen området å påvirke et slikt innslag, en struktur eller en egenskap i forbindelse med andre utførelser enten eller ikke uttrykkelig omtalt.
Flere av figurene viser blokkdiagrammer av systemer og anordninger for en overflateinstrumenteringskonfigurasjon for boreriggtilknyttede prosedyrer i samsvar med visse utførelser av oppfinnelsen. Flere av figurene viser flytdiagrammer som illustrerer prosedyrer for en overflateinstrumenteringskonfigurasjon for boreriggtilknyttede prosedyrer i samsvar med visse utførelser av oppfinneslen. Prosedyrene til flytdiagrammene omtales med henvisning til systemene/anordningene vist i blokkdiagrammene. Det bør imidlertid forstås at prosedyrene til flytdiagrammene kunne gjennomføres med utførelser av systemer og anordninger, annet enn de drøftet med henvisning til blokkdiagrammene, og utførelser drøftet med henvisning til systemene/anordningene kunne gjennomføre prosedyre, annet enn de drøftet med henvisning til flytdiagrammene.
I lys av det brede mangfoldet med ombyttinger for utførelsen omtalt her menes denne detaljerte redegjørelsen kun å være illustrerende og bør ikke tas som begrensning av omfanget til oppfinnelsen. Det som er angitt som krav i oppfinnelsen er derfor alle slike modifikasjoner som kan komme innenfor omfanget og ideen av de vedføyde kravene og ekvivalenter av disse. Beskrivelsen og tegningene skal derfor ansees som en illustrasjon, snarere enn i en begrensende mening.
Claims (9)
1. Anordning for boreprosedyrer, k a r a k t e r i s e r t v e d at anordningen omfatter:
et overflatekilebelte (204 A, 204B) for å understøtte et borerør (118) og som har en akustisk mottaker (212) innenfor eller fastgjort til dette.
2. Anordning ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at overflatekilebeltet (204A, 204B) innbefatter en akustisk sender (123).
3. Anordning ifølge krav 2, k a r a k t e r i s e r t v e d at den akustiske senderen (123) er posisjonert tilnærmet ved eller over en øvre ende av overflatekilebeltet (204 A, 204B).
4. Anordning ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at den akustiske mottakeren (212) er en komponent valgt fra en gruppe bestående av en akseleromåler og en strekkspenningsmåler.
5. Anordning ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at det borerøret (118) er en komponent valgt fra en gruppe bestående av en borestreng og et trådrør.
6. Fremgangsmåte for boreprosedyrer, k a r a k t e r i s e r t v e d at fremgangsmåten omfatter:
overvåking av akustisk bølgespredning langs en rørledning (220) med en akustisk mottaker (212) innenfor eller fastgjort til et overflatekilebelte (204 A, 204B) for å understøtte rørledningen (220), hvor den akustiske mottakeren (212) er posisjonert tilnærmet ved eller under overflatekilebeltet (204 A, 204B).
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, k a r a k t e r i s e r t v e d at den akustiske mottakeren (212) er under overflatekilebeltet (204 A, 204B).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 6, k a r a k t e r i s e r t v e d at den rørledningen (220) er en komponent valgt fra en gruppe bestående av en borestreng (118), et trådrør og et produksjonsrør.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 6, k a r a k t e r i s e r t v e d at den akustiske mottakeren (212) er en akseleromåler.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/958,861 US7434630B2 (en) | 2004-10-05 | 2004-10-05 | Surface instrumentation configuration for drilling rig operation |
| PCT/US2005/029050 WO2006041566A1 (en) | 2004-10-05 | 2005-08-12 | Surface instrumentation configuration for a drilling rig operation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20072295L NO20072295L (no) | 2007-07-04 |
| NO342228B1 true NO342228B1 (no) | 2018-04-23 |
Family
ID=35892595
Family Applications (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20072295A NO342228B1 (no) | 2004-10-05 | 2007-05-03 | Instrumentering for kommunikasjon gjennom kilebelter på borerør nær jordoverflaten |
| NO20171717A NO343233B1 (no) | 2004-10-05 | 2017-10-27 | Instrumentering for kommunikasjon gjennom kilebelter på borerør nær jordoverflaten |
| NO20171718A NO343287B1 (no) | 2004-10-05 | 2017-10-27 | Instrumentering for kommunikasjon gjennom kilebelter på borerør nær jordoverflaten |
Family Applications After (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20171717A NO343233B1 (no) | 2004-10-05 | 2017-10-27 | Instrumentering for kommunikasjon gjennom kilebelter på borerør nær jordoverflaten |
| NO20171718A NO343287B1 (no) | 2004-10-05 | 2017-10-27 | Instrumentering for kommunikasjon gjennom kilebelter på borerør nær jordoverflaten |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US7434630B2 (no) |
| EP (3) | EP2680042B1 (no) |
| AU (1) | AU2005294745B2 (no) |
| BR (2) | BRPI0516444B1 (no) |
| CA (1) | CA2580685C (no) |
| NO (3) | NO342228B1 (no) |
| WO (1) | WO2006041566A1 (no) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7434630B2 (en) | 2004-10-05 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface instrumentation configuration for drilling rig operation |
| US7508734B2 (en) * | 2006-12-04 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for acoustic data transmission in a subterranean well |
| WO2012166931A2 (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of incorporating remote communication with oilfield tubular handling apparatus |
| WO2018106247A1 (en) * | 2016-12-08 | 2018-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems to optimize downhole condition identification and response using different types of downhole sensing tools |
| NO345838B1 (no) * | 2019-02-12 | 2021-08-30 | Wellstarter As | System og fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4027282A (en) * | 1974-10-18 | 1977-05-31 | Texas Dynamatics, Inc. | Methods and apparatus for transmitting information through a pipe string |
| US4496203A (en) * | 1981-05-22 | 1985-01-29 | Coal Industry (Patents) Limited | Drill pipe sections |
| US20040163807A1 (en) * | 2003-02-26 | 2004-08-26 | Vercaemer Claude J. | Instrumented packer |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3876972A (en) * | 1972-06-19 | 1975-04-08 | Smith International | Kelly |
| US4802143A (en) * | 1986-04-16 | 1989-01-31 | Smith Robert D | Alarm system for measurement while drilling oil wells |
| US4823919A (en) | 1986-09-15 | 1989-04-25 | Premiere Casing Services, Inc. | Slip construction for supporting tubular members |
| US4839644A (en) * | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
| US4937863A (en) * | 1988-03-07 | 1990-06-26 | Digital Equipment Corporation | Software licensing management system |
| US5307481A (en) * | 1990-02-28 | 1994-04-26 | Hitachi, Ltd. | Highly reliable online system |
| US5157663A (en) * | 1990-09-24 | 1992-10-20 | Novell, Inc. | Fault tolerant computer system |
| US5236048A (en) * | 1991-12-10 | 1993-08-17 | Halliburton Company | Apparatus and method for communicating electrical signals in a well, including electrical coupling for electric circuits therein |
| US5408649A (en) * | 1993-04-30 | 1995-04-18 | Quotron Systems, Inc. | Distributed data access system including a plurality of database access processors with one-for-N redundancy |
| JP3047275B2 (ja) * | 1993-06-11 | 2000-05-29 | 株式会社日立製作所 | バックアップ切り換え制御方法 |
| US5571412A (en) * | 1994-10-28 | 1996-11-05 | Nerli; Robert A. | Dental filter assembly |
| AU735396B2 (en) * | 1996-08-26 | 2001-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method for verifying positive inflation of an inflatable element |
| US5978585A (en) * | 1997-03-27 | 1999-11-02 | Inprise Corporation | Development system with improved methods for recompiling dependent code modules |
| GB2346989A (en) * | 1999-02-19 | 2000-08-23 | Ibm | Software licence management system uses clustered licence servers |
| US6584454B1 (en) * | 1999-12-31 | 2003-06-24 | Ge Medical Technology Services, Inc. | Method and apparatus for community management in remote system servicing |
| US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
| US6854010B1 (en) * | 2001-04-05 | 2005-02-08 | Bluecube Software, Inc. | Multi-location management system |
| JP4076326B2 (ja) * | 2001-05-25 | 2008-04-16 | 富士通株式会社 | バックアップシステム、データベース装置、データベース装置のバックアップ方法、データベース管理プログラム、バックアップ装置、バックアップ方法および、バックアッププログラム |
| US6847034B2 (en) * | 2002-09-09 | 2005-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in exterior annulus |
| US20040060696A1 (en) * | 2002-09-30 | 2004-04-01 | Schultz Roger L. | System and method for monitoring packer conditions |
| GB2399921B (en) * | 2003-03-26 | 2005-12-28 | Schlumberger Holdings | Borehole telemetry system |
| US6968895B2 (en) * | 2003-09-09 | 2005-11-29 | Frank's Casing Crew And Rental Tools | Drilling rig elevator safety system |
| US7063146B2 (en) * | 2003-10-24 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for processing signals in a well |
| US7234517B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for sensing load on a downhole tool |
| US7434630B2 (en) | 2004-10-05 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface instrumentation configuration for drilling rig operation |
-
2004
- 2004-10-05 US US10/958,861 patent/US7434630B2/en active Active
-
2005
- 2005-08-12 EP EP13186045.4A patent/EP2680042B1/en active Active
- 2005-08-12 BR BRPI0516444-3A patent/BRPI0516444B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-08-12 BR BR122017013089-7A patent/BR122017013089B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-08-12 EP EP13186044.7A patent/EP2685290A3/en not_active Withdrawn
- 2005-08-12 EP EP05786663.4A patent/EP1797461B1/en active Active
- 2005-08-12 AU AU2005294745A patent/AU2005294745B2/en not_active Ceased
- 2005-08-12 WO PCT/US2005/029050 patent/WO2006041566A1/en active Application Filing
- 2005-08-12 CA CA2580685A patent/CA2580685C/en active Active
-
2007
- 2007-05-03 NO NO20072295A patent/NO342228B1/no unknown
-
2008
- 2008-09-08 US US12/206,282 patent/US7886817B2/en active Active
-
2011
- 2011-02-14 US US13/026,450 patent/US8132622B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2017
- 2017-10-27 NO NO20171717A patent/NO343233B1/no unknown
- 2017-10-27 NO NO20171718A patent/NO343287B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4027282A (en) * | 1974-10-18 | 1977-05-31 | Texas Dynamatics, Inc. | Methods and apparatus for transmitting information through a pipe string |
| US4496203A (en) * | 1981-05-22 | 1985-01-29 | Coal Industry (Patents) Limited | Drill pipe sections |
| US20040163807A1 (en) * | 2003-02-26 | 2004-08-26 | Vercaemer Claude J. | Instrumented packer |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20110162834A1 (en) | 2011-07-07 |
| EP2685290A3 (en) | 2016-10-19 |
| EP1797461B1 (en) | 2016-04-20 |
| NO20171718A1 (no) | 2007-07-04 |
| EP2680042A3 (en) | 2017-04-12 |
| AU2005294745B2 (en) | 2010-09-09 |
| US20090101327A1 (en) | 2009-04-23 |
| EP1797461A1 (en) | 2007-06-20 |
| US7434630B2 (en) | 2008-10-14 |
| US20060070743A1 (en) | 2006-04-06 |
| US8132622B2 (en) | 2012-03-13 |
| US7886817B2 (en) | 2011-02-15 |
| BR122017013089B1 (pt) | 2018-03-06 |
| BRPI0516444B1 (pt) | 2017-11-07 |
| EP2680042A2 (en) | 2014-01-01 |
| BRPI0516444A (pt) | 2008-09-02 |
| AU2005294745A1 (en) | 2006-04-20 |
| CA2580685C (en) | 2013-06-18 |
| EP2685290A2 (en) | 2014-01-15 |
| NO20072295L (no) | 2007-07-04 |
| NO343287B1 (no) | 2019-01-21 |
| WO2006041566A1 (en) | 2006-04-20 |
| NO343233B1 (no) | 2018-12-10 |
| EP2680042B1 (en) | 2021-02-17 |
| CA2580685A1 (en) | 2006-04-20 |
| NO20171717A1 (no) | 2007-07-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO343287B1 (no) | Instrumentering for kommunikasjon gjennom kilebelter på borerør nær jordoverflaten | |
| US9759062B2 (en) | Telemetry system for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore | |
| CA2476259C (en) | Dual channel downhole telemetry | |
| US9631485B2 (en) | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore | |
| US9638030B2 (en) | Receiver for an acoustic telemetry system | |
| CA2705511C (en) | Apparatus and method for communicating information between a wellbore and surface | |
| NO321293B1 (no) | Signalbehandlingssystem og fremgangsmate for a skille refleksjonsstoy fra datasignaler ved akustisk bronntelemetri | |
| NO335447B1 (no) | Fremgangsmåte for innsamling av akustiske geologiske data foran borekronen | |
| NO326125B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte ved utplasserbar brønnventil. | |
| US7273105B2 (en) | Monitoring of a reservoir | |
| US20060044940A1 (en) | High-speed, downhole, seismic measurement system | |
| US11513247B2 (en) | Data acquisition systems | |
| CA2617328C (en) | Dual channel downhole telemetry | |
| NO20220728A1 (en) | Method and system to conduct measurement while cementing | |
| NO336704B1 (no) | fremgangsmåte og apparat for måling av borehull-eller formasjonsparametere, fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av strømningsegenskaper for et fluid som strømmer gjennom en fôringsrørstreng. |