NO345913B1 - Et apparat for multiplekset overføring av elektrisk strøm og datasignaler til komponenter i en brønn - Google Patents

Et apparat for multiplekset overføring av elektrisk strøm og datasignaler til komponenter i en brønn Download PDF

Info

Publication number
NO345913B1
NO345913B1 NO20130251A NO20130251A NO345913B1 NO 345913 B1 NO345913 B1 NO 345913B1 NO 20130251 A NO20130251 A NO 20130251A NO 20130251 A NO20130251 A NO 20130251A NO 345913 B1 NO345913 B1 NO 345913B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
communication medium
well
signal
electrical
shared communication
Prior art date
Application number
NO20130251A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20130251A1 (no
Inventor
Marian Faur
Benoit Deville
Charley Martinez
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
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 Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20130251A1 publication Critical patent/NO20130251A1/no
Publication of NO345913B1 publication Critical patent/NO345913B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/04Electric drives
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Actuator (AREA)
  • Time-Division Multiplex Systems (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)
  • Portable Nailing Machines And Staplers (AREA)

Description

BAKGRUNN
[0001] En brønn kan bores inn i en undergrunnsstruktur, med det formål å gjenvinne væsker fra et reservoar i undergrunnsstrukturen. Eksempler på væsker inkluderer hydrokarboner, ferskvann eller andre væsker. Alternativt kan en brønn brukes til å injisere væsker i undergrunnsstrukturen.
[0002] Når en brønn er boret, kan kompletteringsutstyr installeres i brønnen. Eksempler på kompletteringsutstyr inkluderer et foringsrør eller forlengingsrør for foring av borehull. I tillegg kan strømningsrør, strømningskontrollenheter, pumper og annet utstyr installeres for å utføre produksjons- eller injeksjonsoperasjoner.
US2009140879A1 vedrører fremgangsmåter og apparat for telemetri og krafttilførsel. UA2005029476A1 vedrører et elektrisk styrings- og tilførselssystem. US2006038699A1 vedrører et multi-loop transmisjonssystem.
US2003010492A1 vedrører et nedihulls telemetri- og styringssystem som bruker ortogonal frekvensdelings-multipleksing.
OPPSUMMERING
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et apparat for multiplekset overføring av elektrisk strøm og datasignaler til komponenter i en brønn, karakterisert ved at det omfatter: en overflateenhet som har en strømtilførsel, konfigurert til å levere et kombinert signal med et vekselstrømsignal og et datasignal til en flerhet av elektriske moduler nede i brønn koplet til et kommunikasjonsmedium, idet minst en elektrisk modul nede i brønn av de elektriske modulene nede i en brønn omfatter: en krets for å motta vekselstrømsignalet og datasignalet over kommunikasjonsmediet, kretsen for å separere vekselstrømsignalet og datasignalet; en elektronisk bryter for å koble vekselstrømsignaluttaket ved kretsen til en elektrisk komponent for bruk nede i en brønn, den elektriske komponenten for bruk nede i brønn omfattende en elektrohydraulisk utløser; og en modulasjonstransformator konfigurert til å separere vekselstrømsignalet og datasignalet fra det kombinerte signalet på kommunikasjonsmediet, datasignalet båret på det delte kommunikasjonsmediet i differensialmodus og vekselstrømsignalet båret på det delte kommunikasjonsmediet i felles modus, modulasjonstransformatoren konfigurert til å subtrahere signaler på kommunikasjonsmediet for å produsere datasignalet, som er konfigurert til å bli tilveiebrakt til en telemetrimodul av den elektriske modulen nede i brønn, modulasjonstransformatoren konfigurert til å summere signaler på kommunikasjonsmediet for å tilveiebringe et felles modussignal i form av vekselstrømsignalet, som er konfigurert til å bli tilveiebrakt til en inngang på den elektroniske bryteren, idet flerheten av elektriske moduler nede i brønn er forbundet parallelt til kommunikasjonsmediet.
Ytterligere utførelsesformer av apparatet i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
[0003] Generelt, i henhold til enkelte implementeringer, inkluderer et apparat en krets for å motta strøm og data over et kommunikasjonsmedium, der kretsen skal separere strømmen og dataen. En elektronisk bryter kobler strømmen via kretsen til en elektrisk komponent (en pumpe og/eller en elektrohydraulisk utløser) for bruk i brønn. I henhold til andre implementeringer inkluderer en elektrohydraulisk utløser et ytre deksel som definerer et første hydraulisk kammer og et andre hydraulisk kammer, der en tetning for ett av de hydrauliske kamrene oppnås uten bruk av en elastomerisk tetning.
[0004] Andre funksjoner vil bli forklart i følgende beskrivelse, fra tegningene og fra patentkravene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0005] Enkelte utforminger er beskrevet med tanke på følgende figurer:
Fig.1 illustrerer et eksempelarrangement på utstyr for bruk i brønn, i henhold til enkelte implementeringer,
Fig.2, 5-7, 9 og 10 er skjematiske diagrammer over eksempelarrangementer som inkluderer et delt kommunikasjonsmedium for levering av strøm og data til elektriske moduler i brønnhull, i henhold til enkelte implementeringer,
Fig.3 og 8 er skjematiske diagrammer over deler av eksempelarrangementene av fig.2 og 7, i henhold til enkelte implementeringer,
Fig 4 er et skjematisk diagram over en toveis tyristor-triode for bruk i en elektrisk modul i brønn i henhold til enkelte implementeringer,
Fig.11, 13 og 15 er skjematiske diagrammer over elektrohydrauliske utløsere i henhold til forskjellige implementeringer, og
Fig.12 og 14 er hydrauliske diagrammer over arrangementer over fig.
11 og 13, henholdsvis.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0006] I denne beskrivelsen brukes uttrykkene "over" og "under", "opp" og "ned", "øvre" og "nedre", "oppover" og "nedover", og andre slike uttrykk som indikerer relative posisjoner over eller under et gitt punkt eller element, for å gi en tydeligere beskrivelse av enkelte utforminger. Når de brukes om utstyr og metoder som skal brukes i horisontale brønner eller brønner med avvik, kan slike uttrykk imidlertid referere til et venstre-til-høyre, høyre-til-venstre eller diagonalt forhold, etter hva som er aktuelt.
[0007] Forskjellige typer komponenter for bruk i brønn kan utføre elektrisk kommunikasjon og kan drives av elektrisk strøm. I enkelte eksempler kan en overflateenhet (befinner seg på en jordoverflate over brønner) inkludere en telemetrimodul for å utføre datakommunikasjon og en eller flere strømtilførsler for å levere strøm til elektriske komponenter nede i brønnen. I enkelte eksempler, kan overflateenheten inkludere en hovedstrømtilførsel (f.eks. en hoved-AC eller vekselstrømtilførsel) og en hjelpestrømtilførsel (f.eks. en hjelpevekselsstrømtilførsel). Hovedstrømtilførselen kan brukes for å levere strøm til enkelte komponenter i et verktøy nede i brønnhullet, som sensorer, strømningskontrollenheter og så videre. Hjelpestrømtilførselen kan brukes for å drive andre komponenter som pumpe (f.eks. elektrohydraulisk pumpe, solenoidpumpe, piezoelektrisk pumpe og SMA-pumpe) eller en elektrohydraulisk utløser. I enkelte eksempler brukes separate elektriske linjer for å levere strøm fra hovedstrømtilførselen og hjelpestrømtilførselen til korresponderende elektriske komponenter nede i brønnen. Bruk av separate strømtilførsler, som hovedstrømtilførsel og hjelpestrømtilførselen, og korresponderende separate elektriske linjer, kan være kompliserte og lite effektive. For eksempel kan bruk av separate elektriske linjer føre til et større antall elektriske forbindelser, som igjen kan føre til redusert pålitelighet og økt riggtid (tid som går med til å montere og klargjøre en verktøystreng på et brønnområde).
[0008] I henhold til enkelte utforminger, kan et delt kommunikasjonsmedium brukes for å levere både strøm og data til forskjellige komponenter nede i brønnen (inkludert pumper og/eller elektrohydrauliske utløsere), som kan kobles til det delte elektriske kommunikasjonsmediet parallelt, i stedet for å bruke separate elektriske linjer for å levere strøm fra separate strømforsyninger til elektriske komponenter nede i brønnen. Som videre diskutert nedenfor, kan det delte kommunikasjonsmediet for levering av strøm og data inkludere et tvunnet ledningspar eller en koaksial kabel. Det delte kommunikasjonsmediet kan brukes for å levere strøm til komponenter som pumper og/eller elektrohydrauliske utløsere, samt andre komponenter i et verktøy, som et modem og så videre.
[0009] Fig.1 illustrerer et eksempelarrangement som inkluderer utstyr (f.eks. kompletteringsutstyr eller boreutstyr) brukt i en brønn 104. Utstyret nede i brønnen kan inkludere elektriske moduler 118 som kan kommunisere (både strøm og data) over et delt kommunikasjonsmedium 116. Det delte kommunikasjonsmediet 116 strekker seg til utstyr på jordoverflaten som befinner seg på en jordoverflate 102 som brønn 104 strekker seg fra. Utstyret på jordoverflaten inkluderer et brønnhode 101 og en overflateenhet 100. Det delte kommunikasjonsmediet strekker seg gjennom brønnhode 101 til overflateenhet 100.
[0010] Fig.2 er et skjematisk diagram over et eksempelarrangement som inkluderer overflateenhet 100, det delte kommunikasjonsmediet 116, og de elektriske modulene nede i brønnen 118 (noe som kan inkludere pumper og/eller elektrohydrauliske utløsere). Overflateenhet 100 inkluderer en strømtilførsel 106, som inkluderer en vekselstrømstilførsel som gir et vekselstrømssignal 108.
[0011] Overflateenheten 100 inkluderer også en telemetrimodul 110, som kan være et modem eller annen type telemetrimodul. Telemetrimodulen 110 brukes til å utføre datakommunikasjon. Telemetrimodul 110 kan sende ut eller inn et datasignal 112. Datasignal 112 kan mottas over det delte kommunikasjonsmedium 116 via telemetrimodul 110 fra en komponent nede i brønnen, som f.eks. en sensor. I andre eksempler kan datasignal 112 være et kommandosignal eller annet signal som sendes ut av telemetrimodul 110 for levering til en komponent i brønnen.
[0012] Vekselstrømssignal 108 kan ha en relativt lav frekvens, mens datasignal 112 kan ha en relativt høy frekvens (høyere enn frekvensen for vekselstrømssignal 108).
[0013] I utgangsretningen (fra overflateenhet 100 til en komponent i brønnen), kan utgangsdatasignalet fra telemetrimodul 110 og utgangsvekselstrømssignalet fra strømtilførsel 106 kombineres av modulasjonstransformator 114. Den kombinerte strøm og dataen (representert som kombinert signal 117 i fig.1) leveres over det delte nettverksmediet 116, som kan være et tvunnet ledningspar i enkelte eksempler. Et tvunnet ledningspar inkluderer et par elektriske ledninger, der de elektriske ledningene blir tvunnet for å krysse hverandre på forskjellige punkter. Som illustrert i fig.1, kobles de elektriske modulene 118 i brønnen parallelt med det delte kommunikasjonsmediet 116.
[0014] Det kombinerte signalet 117 inkluderer vekselstrømssignalet som leveres i felles modus over det tvinnede ledningsparet. Summering av signalene på de elektriske ledningene på det tvinnede ledningsparet produserer vekselstrømssignalet. Datasignalet i det kombinerte signalet 117 leveres i differensialmodus over det tvinnede ledningsparet - subtrahering av signalene på de elektriske ledningene til det tvinnede paret produserer datasignalet.
[0015] Merk at i baklengs retning, når datasignal fra en komponent nede i brønnen formidles utenfor brønnen til overflateenhet 100, kan modulasjonstransformator 114 separere datasignalet utenfor brønnen fra det kombinerte signalet på det tvinnede ledningsparet 116 for å levere til telemetrimodul 110.
[0016] Videre detaljer om en elektrisk modul i brønnen 118 i henhold til noen eksempler, er avbildet i fig.3. Den elektriske modulen 118 inkluderer en modulasjonstransformator 202 for separering av vekselstrømssignalet og datasignalet fra det kombinerte signalet 117 på det delte kommunikasjonsmediet 116. Som nevnt over leveres et datasignal på det delte kommunikasjonsmediet 116 i differensialmodus, mens vekselstrømsignalet leveres på det delte kommunikasjonsmediet 116 i vanlig modus. Modulasjonstransformator 202 kan subtrahere signalene på ledningene til det tvinnede ledningsparet 116 til å produsere et datasignal 203, som leveres ved utgang 204 til modulasjonstransformator 202.
Utgangsdatasignal 203 leveres til en telemetrimodul 206, som kan være et modem i enkelte tilfeller. Merk at utgangsdatasignal 203 kan være en kommando sendt til den elektriske modulen nede i brønnen 118 for å utløse modul 118. Merk også at datasignalet kan strømme i motsatt retning, fra telemetrimodul 206 gjennom modulasjonstransformator 202 til det tvinnede paret 116.
[0017] Modulasjonstransformator 202 kan summere signalene på ledningene til det tvinnede paret 116 for å levere et vanlig modus-signal 208 i fig. 3. Det vanlige modus-signalet er vekselstrømsignal 207, som leveres til en inngang på en bryter 210.
[0018] Bryter 210 kan i enkelte tilfeller være en elektronisk bryter heller enn et elektromekanisk relé som kan forbruke relativt store mengder strøm. I enkelte eksempler, er den elektroniske bryteren 210 en halvlederbryter som er laget ved bruk av halvlederteknologi. Halvlederbryteren kan være en toveis (bilateral) tyristor-triode. Et eksempel på en toveis tyristor-triode 302 vises i fig. 4, som har terminaler 304 og 306 og en postterminal 308. Et kontrollsignal kan leveres til postterminal 308 for å utløse en strømflyt mellom terminalene 304 og 306 gjennom den toveis tyristor-trioden 302. Strømmen kan flyte i begge retninger.
[0019] I andre eksempler kan den elektroniske bryteren 210 inkludere transistor(er), som strømtransistor(er) slik at strømkommunikasjon kan gå gjennom den elektroniske bryteren 210.
[0020] Effekten av den elektroniske bryteren 210 kobles til en elektrisk komponent 212 som skal drives av vekselstrømsignalet 207 som leveres gjennom den elektroniske bryteren 210. I enkelte eksempler kan den elektriske komponenten 212 være en elektrohydraulisk utløser som har en motor 214, en hydraulisk pumpe 216 og en utløser 218 som har et stempel 220 som kan beveges av hydraulisk trykk av den hydrauliske pumpen 216. I andre tilfeller kan andre typer elektriske komponenter drives av strøm som leveres gjennom den elektroniske bryteren 210 i fig.3.
[0021] En kondensator 222 i den elektriske komponenten 212 gjør det mulig for en fasedreiing å drive motoren 214.
[0022] Telemetrimodul 206 leverer en effekt til den elektroniske bryteren 210 (som f.eks. til port 308 på tyristor 302 i fig.4). Effekten fra telemetrimodul 206 kan levere en kommando til den elektroniske bryteren 210 for å aktivere eller deaktivere den elektroniske bryteren 210, som svar på et kontrollsignal som mottas over det delte kommunikasjonsmediet 116.
[0023] I enkelte eksempler kan utløser 218 inkludere en posisjonssensor 224 for å måle en posisjon på stempelet 220. Den målte posisjonen kan formidles av posisjonssensor 224 over kommunikasjonslinjen 226 til telemetrimodul 206, som kan levere et datasignal som representerer den målte posisjonen gjennom modulasjonstransformatoren 202 til det tvinnede ledningsparet 116 for kommunikasjon til overflateenheten 100.
[0024] Selv om et spesielt arrangement er avbildet i fig.3, merk at i andre implementeringer, kan andre arrangementer for en elektronisk modul i brønnen 118 brukes. For eksempel kan enkelte av de elektroniske modulene i brønnen 118 inkludere elektro-hydrauliske utløsere som diskutert over, mens andre av de elektroniske modulene i brønnen kan inkludere andre typer enheter, som sensorer, strømningskontrollenheter og så videre.
[0025] Fig.5 illustrerer et eksempelarrangement som er en variant av arrangementet i fig.2. Lignende komponenter i fig.5 tildeles samme referansenumre som i fig.2. I arrangementet i fig.5, finnes en induktiv kobler 156 (inkludert to par med ledninger 152 og 154 for å kommunisere de respektive signalene 153 og 155, henholdsvis), for å muliggjøre kommunikasjon med det delte kommunikasjonsmediet 116 (f.eks. tvunnet ledningspar) og et annet delt kommunikasjonsmedium 150, uten å måtte levere en elektrisk forbindelse mellom de delte kommunikasjonsmediene 116 og 150.
[0026] En induktiv kobler utfører kommunikasjonen (data og/eller strøm) ved bruk av induksjon mellom de induktive koblerdelene (f.eks. ledninger) i den induktive kobleren.
[0027] Parene 152 og 154 med ledninger gir en transformator som kan utføre signalsummering (for å utskille et vanlig modus-signal) og signalsubtraksjon (for å gi et differensialmodus-signal) slik at vekselstrømssignal og datasignal kan kobles gjennom den induktive kobleren 156.
[0028] De elektriske modulene 118 i brønnen kobles parallelt til det delte kommunikasjonsmediet 150. Komponentene i de elektriske modulene 118 i brønnen kan være lik de som er avbildet i fig.3, for eksempel.
[0029] Fig.6 illustrerer et eksempelarrangement som er en variant av arrangementet i fig.5. Lignende komponenter i fig.6 tildeles samme referansenummer som i fig.5. Arrangementet i fig 6 brukes i en multilateral brønn med laterale forgreininger A og B som strekker seg fra et hovedbrønnhull. I fig.6 kobler den induktive kobleren 156 data og strøm mellom det delte kommunikasjonsmediet 116 og 150 (f.eks. et kombinert signal 117 kobles induktivt gjennom den induktive kobleren 156 og utmates som et kombinert signal 119).
[0030] I tillegg kan en induktiv kobler 160 (med samme design som den induktive kobleren 156) induktivt koble strøm og data mellom det delte kommunikasjonsmediet 150 og et delt kommunikasjonsmedium 163, som kobles til de elektriske modulene i brønnen 164 i en lateral forgrening A.
[0031] På samme måte kan en induktiv kobler 162 (med samme design som den induktive kobleren 156) induktivt koble strøm og data mellom det delte kommunikasjonsmediet 150 og et delt kommunikasjonsmedium 165, som kobles til elektriske moduler i brønnen 166 i en lateral forgreining B. Bruk av ekstra induktive koblere muliggjør kommunikasjon av strøm og data med utstyr i flere laterale forgreininger.
[0032] Fig.7 viser et arrangement i henhold til et annet eksempel, der en overflateenhet 100-1 er koblet over en koaksial kabel 402 til elektriske moduler 118. Den koaksiale kabelen 402 kan ha en intern leder som er omgitt av en ledende kappe. Et isolerende lag er lagt mellom den ledende kappen (som kan være en rørformet ledende kappe) og den indre lederen
[0033] Overflateenheten 100-1 inkluderer vekselstrømtilførsel 106 og telemetrimodul 110. I stedet for en modulasjonstransformator som i overflateenhet 100 i fig.2, inkluderer overflateenhet 100-1 en multipleksenhet 404 som skal kunne kombinere vekselstrømsignal 108 som sendes av vekselstrømtilførsel 106 og datasignal 112 som sendes av telemetrimodul 110 for levering som kombinert signal 117 over den koaksiale kabelen 402.
[0034] Elektriske moduler i brønnen 118-1 kobles til den koaksiale kabelen 402 for å motta vekselstrøm og datasignaler som sendes over den koaksiale kabelen 402. Den koaksiale kabelen 402 kan også brukes for å sende datasignaler oppover i brønnen fra de elektriske modulene i brønnen 118 til overflateenhet 100-1.
[0035] Fig.8 illustrerer eksempelkomponenter som kan brukes i en elektrisk modul 118-1. I den elektriske modulen 118-1 i brønnen, i stedet for modulasjonstransformatoren 202 som brukes i elektriske moduler i brønnen 118 i fig.3, inkluderer den elektriske modulen i brønnen 118-1 en demultipleksenhet for å separere høy-frekvenskomponenter (inkludert datasignal 203) fra lavfrekvenskomponenter (inkludert vekselstrømsignal 207). I enkelte eksempler kan demultipleksenheten 502 inkludere et høypassfilter for å utskille høyfrekvenskomponenter, og et lavpassfilter for å utskille lavfrekvenskomponenter.
[0036] Datasignalet 203 som sendes av demultipleksenheten 502 leveres til telemetrimodul 206, og vekselstrømsignal 207 som sendes av demultipleksenhet 502 leveres til inngangen på den elektroniske bryteren 210, som kan koble vekselstrømsignalet 207 til den elektriske komponenten 212.
[0037] Fig.9 illustrerer et eksempelarrangement som er en variant av arrangementet i fig.7. Lignende komponenter i fig 9 tildeles samme referansenummer som i fig.7. Eksempelarrangementet i fig.9 inkluderer en induktiv kobler 420 til induktiv strøm- og datasignaler mellom den koaksiale kabelen 402 og en annen koaksial kabel 410 som er koblet til elektriske moduler i brønnen 118-1.
[0038] Fig.10 illustrerer et eksempelarrangement som er en variant av arrangementet i fig.9. Lignende komponenter i fig.10 tildeles samme referansenummer som i fig.9. Arrangementet i fig 10 brukes i en multilateral brønn med laterale forgreininger A og B som strekker seg fra et hovedbrønnhull. I fig.10 kobler den induktive kobleren 420 data og strøm mellom de koaksiale kablene 402 og 410.
[0039] I tillegg kan en induktiv kobler 430 (med samme design som den induktive kobleren 420) induktivt koble strøm og data mellom den koaksiale kabelen 410 og en koaksial kabel 432, som kobles til de elektriske modulene i brønnen 434 i en lateral forgrening A.
[0040] På samme måte kan en induktiv kobler 431 (med samme design som den induktive kobleren 410) induktivt koble strøm og data mellom den koaksiale kabelen 410 og en koaksial kabel 435, som kobles til de elektriske modulene i brønnen 436 i en lateral forgrening B.
[0041] Fig.11 er en sideskjematisk visning av en elektrohydraulisk utløser 500, som er et eksempel på den elektriske komponenten 212 som er avbildet i fig.3 eller 8. I henhold til enkelte implementasjoner, bruker ikke den elektrohydrauliske utløseren 500 elastomeriske tetninger (enten statiske eller dynamiske) som er i kontakt med brønnboringsvæsker. Bruk av elastomeriske tetninger som er eksponert for brønnboringsvæsker i et borehull kan føre til redusert pålitelighet hos verktøyet, fordi de elastomeriske tetningene kan svikte før eller siden. Derfor er kanskje ikke verktøy med elastomeriske tetninger som utsettes for brønnboringsvæsker det riktige valget for permanente installasjoner i en brønn.
[0042] Den elektro-hydrauliske utløseren 500 har et ytre deksel 501 (f.eks. metalldeksel) som inneholder et første kammer 504 og et andre kammer 506, som er fylt med en hydraulisk væske (det første og andre kammeret 504 og 506 utgjør det første og andre hydrauliske kammeret). Det første kammeret 504 har to deler: en første del til venstre på det første kammeret 506 og en annen del til høyre på kammeret 506. Den første delen på det første kammeret 504, som er delvis definert av en skillevegg 522, inkluderer motoren 214 og den hydrauliske pumpen 216. Ledninger 524 strekker seg gjennom skillevegg 522 til motoren 214.
[0043] Den andre delen av det første kammeret 504 ligger nært den høyre siden 508 på stempelet 220 (som er festet til deksel 501 med en tetning 514). En væskebane 510 forbinder de første og andre delene av det første kammeret 504. I noen eksempler kan væskebanen 510 leveres av et rør som er sveiset fast på det ytre dekselet 502 - i andre eksempler, kan andre typer væskebaner brukes.
[0044] Når en ventil 512 (som kan være en solenoidventil eller annen type ventil) er lukket, er det andre kammeret 506 isolert fra det første kammeret. Merk at en O-ring-tetning kan brukes på stempel 220 for å feste en indre overflate til det ytre dekselet 502 for å gi et tett feste mellom stempelet 220 og den ytre dekselet 502.
[0045] En spennfjær 516 befinner seg i det andre kammeret 506, på venstre side 518 på stempelet 220. Spennfjæren 516 trekker vanligvis stempelet 220 til venstre (i diagrammet) og kan opprette tilstrekkelig trekkraft for å plassere stempelet 220 og utløserstang 520 tilkoblet til stempel 220 i en første posisjon når trykket er balansert mellom det første og det andre kammeret 504 og 506. I andre eksempler, i stedet for å bruke spennfjæren 516, kan en kompresjonsfjær brukes i stedet., der kompresjonsfjæren plasseres på høyre side 508 av stempel 220.
[0046] Ettersom det første kammeret 504 er det eneste av to kamre 504 og 506 som potensielt er i kontakt med brønnboringsvæsker, sveisede metallbelger 526 og 528 kan brukes for å lage et helt inngjerdet første kammer 504. Belgen 526 er sveiset til det ytre dekselet 502 og utløserstangen 520. Belgen 526 er deformerbar for å muliggjøre langsgående bevegelse på utløserstangen 520 når den utløses hydraulisk av pumpen 216. I andre eksempler, kan belgen 526 ha et annet arrangement.
[0047] Belgen 528 plasseres i en rørformet struktur 530, og sveises fast til den rørformede strukturen 530. En side av belgen 528 er i væskekommunikasjon med det første kammeret 504 gjennom en væskebane 531. Belgen 528 gir en trykk-kompensasjon til det første kammeret 504 når det gjelder eksternt brønntrykk. Kombinasjonen av belgen 528 og den rørformede strukturen 530 gir en utjevnende enhet for å utjevne trykket inne i det første kammeret 504 med brønnboringstrykk.
[0048] Under drift aktiveres motor 502, som f.eks. ved bruk av den elektroniske bryteren 210 i fig.3 eller 8 for å koble vekselstrøm til motor 502. Motor 214 er koblet til den hydrauliske pumpen 216 ved en kobling 503.
Aktivering av motoren 214 forårsaker den hydrauliske pumpen 216 til å pumpe hydraulisk væske gjennom en utgangsbane 534 inn i et andre kammer 506, som bygger opp trykk for å bevege stempelet 220. Avhengig av brukt trykk, oppnås en likevekts posisjon for stempelet 220. Pumpen 216 muliggjør at tilstrekkelig trykk bygger seg opp for å forårsake at stempel 220 og utløser 520 beveger seg fra den første posisjonen til den andre posisjonen.
[0049] For å bevege kammer 220 og utløserstang 520 tilbake fra den andre posisjonen til den første posisjonen, ventilen 512 kan åpnes (ved bruk av en kommando) for å muliggjøre væskekommunikasjon mellom det første og andre kammeret 504 og 506, som balanserer trykket mellom de to kamrene. Når trykket i kamrene 504 og 506 er balansert, kan spennfjæren 516 bevege stempelet 220 og utløserstang 520 tilbake til første posisjon.
[0050] Et hydraulisk diagram for arrangementet i fig.11 er avbildet i fig.12. Elementer i det hydrauliske diagrammet i fig.12 som korresponderer til elementene i fig.11 tildeles samme referansenumre. Inntaket til pumpen 216 i fig.12 er tilkoblet for å motta væske fra et væskereservoar (som er en del av det første kammeret 504) gjennom et filter 532. En kontrollventil 534 og en avlastningsventil 536 er plassert ved utgangen til pumpen 216 for å henholdsvis unngå tilbakestrømning og for å kontrollere maksimumtrykket til pumpen 216. Å kontrollere maksimumtrykket til pumpen 216 muliggjør at mengden strøm som trekkes av motoren 214 kan kontrolleres. De første og andre posisjonene til stempelet 220 og utløserstang 520 er avbildet i fig.12.
[0051] Fig.13 avbilder en annen elektrohydraulisk utløser 500-1 som ikke inkluderer spennfjæren 516 og ventil 512 i fig.11. I stedet brukes en hydraulisk distributør 602. Komponentene i den elektrohydrauliske utløseren 500-1 som er lik de korresponderende komponentene i den elektrohydrauliske utløseren 500 tildeles de samme referansenumrene.
[0052] I arrangementet i fig.13, er ikke pumpens 216 inntak ikke koblet til væskereservoaret, men i stedet for er væskereservoaret tilkoblet via det første kammeret 504 til pumpens inntak. I fig.13 forbinder en væskebane 510-1 de første og andre delene av det første kammeret 504. I tillegg er væskebanen 510-1 koblet til en utgangsport på den hydrauliske distributøren 602.
[0053] Den hydrauliske distributøren 602 har to posisjoner. I fig.13 er den hydrauliske distributøren 602 i sin topp-posisjon. I denne posisjonen lukkes væskebanen fra det andre kammeret 506 til pumpeinntaket, mens væskebanen fra den høyre delen av det første kammeret 504 (til høyre for stempel 220 i fig.13) og væskereservoaret til pumpeinntaket er åpen. I denne posisjonen, når pumpen 216 er aktivert, vil den hydrauliske væsken sirkulere fra reservoaret til det andre kammeret 506 (til venstre for stempelet 220). Trykket bygger seg dermed opp for å bevege stempel 220 fra sin første posisjon til den andre posisjonen.
[0054] Den hydrauliske distributøren 602 har også en bunnposisjon. I bunnposisjonen er væskebanen fra reservoaret til pumpeinntaket lukket, mens væskebanen fra det andre kammeret 506 (til venstre fra stempel 220) til pumpeinntaket er åpen. Pumpeuttaket er koblet til den andre delen av det første kammeret (høyre side av stempel 220) og reservoaret. Som et resultat vil væsken, når pumpen er aktivert, sirkulere fra det andre kammeret 506 (til venstre for stempel 220) til reservoaret, som skaper et trykkfall i det andre kammeret 506. Trykkfallet gjør at differensialtrykket utvikler seg på tvers av stempel 220, som beveger stempelet 220 tilbake til sin første posisjon.
[0055] Fig.14 avbilder det hydrauliske diagrammet for arrangementet i fig.
13 som inkluderer den hydrauliske distributøren 602.
[0056] Fig.15 avbilder et annet eksempel på elektrohydraulisk utløser 500-2. Denne elektrohydrauliske utløseren 500-2 bruker en reversibel pumpe 216-1. Den elektrohydrauliske utløseren 500-2 inkluderer ikke spennfjæren 516 og ventil 512 i fig.11, ei heller den hydrauliske distributøren 602 i fig.13.
[0057] Når den reversible pumpen 216-1 strømmer fra det første kammeret 504 til det andre kammeret 506, vil dette skape overtrykk i det andre kammeret 506 for å bevege stempelet 220 fra den første posisjonen til den andre posisjonen.
[0058] På den annen side, når pumpen reverseres, vil dette skape undertrykk i det andre kammeret 506 slik at stempelet 220 beveger seg fra den andre posisjonen til den første posisjonen.
[0059] I den forrige beskrivelsen fremsettes en rekke detaljer for å gi en forståelse av emnet i dette dokumentet. Implementeringer kan imidlertid praktiseres uten enkelte eller alle disse detaljene. Andre implementeringer kan inkludere modifikasjoner og variasjoner fra detaljene som diskuteres over. Det er ment at de vedlagte patentkravene dekker slike modifikasjoner og variasjoner.

Claims (14)

PATENTKRAV
1. Et apparat for multiplekset overføring av elektrisk strøm og datasignaler til komponenter i en brønn, k a r a k t e r i s e r t v e d at det omfatter:
en overflateenhet (100) som har en strømtilførsel (106), konfigurert til å levere et kombinert signal (117) med et vekselstrømsignal (108) og et datasignal (112) til en flerhet av elektriske moduler (118) nede i brønn koplet til et kommunikasjonsmedium (116), idet minst en elektrisk modul (118) nede i brønn av de elektriske modulene (118) nede i en brønn omfatter:
en krets for å motta vekselstrømsignalet (108) og datasignalet (112) over kommunikasjonsmediet (116), kretsen for å separere vekselstrømsignalet (108) og datasignalet (112);
en elektronisk bryter (210) for å koble vekselstrømsignaluttaket ved kretsen til en elektrisk komponent (212) for bruk nede i en brønn, den elektriske komponenten (212) for bruk nede i brønn omfattende en elektrohydraulisk utløser (218); og
en modulasjonstransformator (114) konfigurert til å separere vekselstrømsignalet (108) og datasignalet (112) fra det kombinerte signalet (117) på kommunikasjonsmediet (116), datasignalet (112) båret på det delte kommunikasjonsmediet (116) i differensialmodus og vekselstrømsignalet (108) båret på det delte kommunikasjonsmediet (116) i felles modus, modulasjonstransformatoren (114) konfigurert til å subtrahere signaler på kommunikasjonsmediet (116) for å produsere datasignalet (112), som er konfigurert til å bli tilveiebrakt til en telemetrimodul (110, 206) av den elektriske modulen (118) nede i brønn, modulasjonstransformatoren (114) konfigurert til å summere signaler på kommunikasjonsmediet (116) for å tilveiebringe et felles modussignal i form av vekselstrømsignalet (108), som er konfigurert til å bli tilveiebrakt til en inngang på den elektroniske bryteren (210), idet flerheten av elektriske moduler (118) nede i brønn er forbundet parallelt til kommunikasjonsmediet (116).
2. Apparatet ifølge patentkrav 1, der kretsen inkluderer en demultipleksenhet (502) for å separere en første komponent som har en høyere frekvens i et signal fra en andre komponent som har en lavere frekvens i signalet.
3. Apparatet ifølge patentkrav 1, videre omfattende av en telemetrimodul (110, 206) for å motta datautmating av kretsen, der en utmating av telemetrimodulen (110, 206) er koblet til den elektroniske bryteren (210), utdata for å gi en kommando til den elektroniske bryteren (210) for å aktivere eller deaktivere bryteren (210).
4. Apparatet ifølge patentkrav 1, der den elektroniske bryteren (210) inkluderer en halvlederbryter toveis (bilateral) tyristor-triode (302).
5. Apparatet ifølge patentkrav 1, der den elektroniske bryteren (210) inkluderer en komponent som velges fra gruppen som består av en toveis tyristor-triode (302) og en strømtransistor.
6. Apparatet ifølge patentkrav 1, der det delte kommunikasjonsmediet (116) omfatter minst en av et tvunnet ledningspar eller en koaksial kabel.
7. Apparatet ifølge patentkrav 6, der det delte kommunikasjonsmediet (116) er et første delt kommunikasjonsmedium (116), apparatet videre omfattende et andre delt kommunikasjonsmedium (150) og en induktiv kobler (156) for å induktivt koble strøm og data mellom det første (116) og andre (159) delte kommunikasjonsmediet.
8. Apparatet ifølge patentkrav 1, der det delte kommunikasjonsmediet (116) er et første delt kommunikasjonsmedium (116) som den elektriske modulen (118) for bruk nede i brønn er tilkoblet, der den elektriske modulen (118) for bruk i brønn og det første delte kommunikasjonsmediet (116) er for posisjonering i en lateral forgreining, idet systemet videre omfatter:
et andre delt kommunikasjonsmedium (150) og
en induktiv kobler (156) for å induktivt koble strømmen og dataen mellom det første (116) og det andre (150) delte kommunikasjonsmediet.
9. Apparatet ifølge patentkrav 1, der den elektrohydrauliske utløseren (500) omfatter:
et ytre deksel (501) som definerer et første hydrauliske kammer (504) og et andre hydrauliske kammer (506),
et stempel (220),
en pumpe (216) for å bruke væsketrykk på det andre hydrauliske kammeret for å skape bevegelse i stempelet fra en første posisjon til en andre posisjon, og
en første belg (526) for å skape en flytende tetning for det første hydrauliske kammeret fra en brønnregion utenfor det første hydrauliske kammeret uten bruk av en elastomerisk tetning.
10. Apparatet ifølge patentkrav 9, der den elektrohydrauliske utløseren omfatter videre en utløserstang (520) som er koblet til stempelet, der den første belgen er sveiset på utløserstangen og til det ytre dekselet.
11. Apparatet ifølge patentkrav 9, der den elektrohydrauliske utløseren (500) omfatter videre en andre belg (528) for å levere en utjevningsenhet for det første kammeret, den andre belgen for å utjevne et trykk mellom det første kammeret og brønnregionen utenfor den elektrohydrauliske utløseren.
12. Apparatet ifølge patentkrav 9, der den elektrohydrauliske utløseren (500) omfatter videre en fjær (516) for å stabilisere stempelet til den første posisjonen når trykkene i det første og andre kammeret er balansert.
13. Apparatet ifølge patentkrav 9, der den elektrohydrauliske utløseren (500) omfatter videre en hydraulisk distributør (602) som har flere posisjoner for å kontrollere trykket i det første og andre kammeret.
14. Apparatet ifølge patentkrav 9, der pumpen (216) er en reversibel pumpe.
NO20130251A 2012-02-15 2013-02-14 Et apparat for multiplekset overføring av elektrisk strøm og datasignaler til komponenter i en brønn NO345913B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/397,078 US9938823B2 (en) 2012-02-15 2012-02-15 Communicating power and data to a component in a well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20130251A1 NO20130251A1 (no) 2013-08-16
NO345913B1 true NO345913B1 (no) 2021-10-11

Family

ID=48944650

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20130251A NO345913B1 (no) 2012-02-15 2013-02-14 Et apparat for multiplekset overføring av elektrisk strøm og datasignaler til komponenter i en brønn

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9938823B2 (no)
BR (1) BR102013003540B1 (no)
NO (1) NO345913B1 (no)
SA (1) SA113340297B1 (no)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5990436B2 (ja) * 2012-09-07 2016-09-14 ルネサスエレクトロニクス株式会社 無線通信システムおよび無線通信装置
EP2984705A4 (en) * 2013-04-12 2016-12-07 Sikorsky Aircraft Corp HOLLOW COMPOSITE STRUCTURE AS WAVE GUIDE
WO2016053243A1 (en) * 2014-09-29 2016-04-07 Halliburton Energy Services, Inc. Fixture and tool for use in facilitating communication between tool and equipment
RU2571867C1 (ru) * 2014-11-06 2015-12-27 Акционерное общество "Ижевский радиозавод" Модуль погружной (варианты) и система передачи питания (варианты)
WO2016130138A1 (en) 2015-02-13 2016-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fluid characterization methods and systems employing a casing with a multi-electrode configuration
US20160319654A1 (en) * 2015-04-29 2016-11-03 Schlumberger Technology Corporation System and methodology for pressure compensation
GB2555994A (en) * 2015-06-17 2018-05-16 Read As Sensor device and method for borehole seismic applications
US11274526B2 (en) * 2017-10-31 2022-03-15 Schlumberger Technology Corporation System and method for electro-hydraulic actuation of downhole tools
BR112020015527B1 (pt) * 2018-03-13 2023-12-12 Halliburton Energy Services, Inc Dispositivo de acoplamento direcional de fundo de poço, método para empregar um dispositivo de acoplamento direcional de fundo de poço e sistema
US11811273B2 (en) 2018-06-01 2023-11-07 Franklin Electric Co., Inc. Motor protection device and method for protecting a motor
US10454267B1 (en) 2018-06-01 2019-10-22 Franklin Electric Co., Inc. Motor protection device and method for protecting a motor
SG11202110363VA (en) * 2019-06-28 2021-10-28 Halliburton Energy Services Inc Downhole network interface unit for monitoring and control
NO20211237A1 (en) 2019-06-28 2021-10-13 Halliburton Energy Services Inc Wellbore network with remote diagnostics
WO2021045768A1 (en) 2019-09-05 2021-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Packaging of a diode and sidac into an actuator or motor for downhole usage
US11933127B2 (en) 2019-10-11 2024-03-19 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlled downhole chemical release
NO347618B1 (en) * 2021-12-15 2024-01-29 Altus Intervention Tech As Method of preparing a signal to be transmitted from surface equipment along a wireline deployed in a well, and method of preparing and transmitting telemetry data along a wireline deployed in a well

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030010492A1 (en) * 2001-02-02 2003-01-16 Hill Lawrence W. Downhole telemetry and control system using orthogonal frequency division multiplexing
US20050029476A1 (en) * 2000-05-11 2005-02-10 Cooper Cameron Corporation Electric control and supply system
US20060038699A1 (en) * 2003-03-31 2006-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-loop transmission system
US20090140879A1 (en) * 2007-11-30 2009-06-04 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for telemetry and power delivery

Family Cites Families (263)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2214064A (en) 1939-09-08 1940-09-10 Stanolind Oil & Gas Co Oil production
US2379800A (en) 1941-09-11 1945-07-03 Texas Co Signal transmission system
US2470303A (en) 1944-03-30 1949-05-17 Rca Corp Computer
US2452920A (en) 1945-07-02 1948-11-02 Shell Dev Method and apparatus for drilling and producing wells
US2782365A (en) 1950-04-27 1957-02-19 Perforating Guns Atlas Corp Electrical logging apparatus
US2797893A (en) 1954-09-13 1957-07-02 Oilwell Drain Hole Drilling Co Drilling and lining of drain holes
US2889880A (en) 1955-08-29 1959-06-09 Gulf Oil Corp Method of producing hydrocarbons
US3011342A (en) 1957-06-21 1961-12-05 California Research Corp Methods for detecting fluid flow in a well bore
US3206537A (en) 1960-12-29 1965-09-14 Schlumberger Well Surv Corp Electrically conductive conduit
US3199592A (en) 1963-09-20 1965-08-10 Charles E Jacob Method and apparatus for producing fresh water or petroleum from underground reservoir formations and to prevent coning
US3363692A (en) 1964-10-14 1968-01-16 Phillips Petroleum Co Method for production of fluids from a well
US3344860A (en) 1965-05-17 1967-10-03 Schlumberger Well Surv Corp Sidewall sealing pad for borehole apparatus
US3659259A (en) 1968-01-23 1972-04-25 Halliburton Co Method and apparatus for telemetering information through well bores
US3572032A (en) 1968-07-18 1971-03-23 William M Terry Immersible electrohydraulic failsafe valve operator
US3913398A (en) 1973-10-09 1975-10-21 Schlumberger Technology Corp Apparatus and method for determining fluid flow rates from temperature log data
US4027286A (en) 1976-04-23 1977-05-31 Trw Inc. Multiplexed data monitoring system
US4133384A (en) 1977-08-22 1979-01-09 Texaco Inc. Steam flooding hydrocarbon recovery process
US4241787A (en) 1979-07-06 1980-12-30 Price Ernest H Downhole separator for wells
US4415205A (en) 1981-07-10 1983-11-15 Rehm William A Triple branch completion with separate drilling and completion templates
US4484628A (en) 1983-01-24 1984-11-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for conducting wireline operations in a borehole
FR2544790B1 (fr) 1983-04-22 1985-08-23 Flopetrol Methode de determination des caracteristiques d'une formation souterraine produisant un fluide
FR2551491B1 (fr) 1983-08-31 1986-02-28 Elf Aquitaine Dispositif de forage et de mise en production petroliere multidrains
US4559818A (en) 1984-02-24 1985-12-24 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Thermal well-test method
US4733729A (en) 1986-09-08 1988-03-29 Dowell Schlumberger Incorporated Matched particle/liquid density well packing technique
US4850430A (en) 1987-02-04 1989-07-25 Dowell Schlumberger Incorporated Matched particle/liquid density well packing technique
GB8714754D0 (en) 1987-06-24 1987-07-29 Framo Dev Ltd Electrical conductor arrangements
US4901069A (en) 1987-07-16 1990-02-13 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between a first unit and a second unit and in particular between well bore apparatus and the surface
US4806928A (en) 1987-07-16 1989-02-21 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface
NO180463C (no) 1988-01-29 1997-04-23 Inst Francais Du Petrole Anordning og fremgangsmåte for styring av minst to strömningsventiler
US4969523A (en) 1989-06-12 1990-11-13 Dowell Schlumberger Incorporated Method for gravel packing a well
US5183110A (en) 1991-10-08 1993-02-02 Bastin-Logan Water Services, Inc. Gravel well assembly
US5278550A (en) 1992-01-14 1994-01-11 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for retrieving and/or communicating with downhole equipment
FR2692315B1 (fr) 1992-06-12 1994-09-02 Inst Francais Du Petrole Système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier.
US5311936A (en) 1992-08-07 1994-05-17 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for isolating one horizontal production zone in a multilateral well
US5322127C1 (en) 1992-08-07 2001-02-06 Baker Hughes Inc Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells
US5318121A (en) 1992-08-07 1994-06-07 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using whipstock with sealable bores
US5318122A (en) 1992-08-07 1994-06-07 Baker Hughes, Inc. Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means
US5353876A (en) 1992-08-07 1994-10-11 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for sealing the juncture between a verticle well and one or more horizontal wells using mandrel means
US5325924A (en) 1992-08-07 1994-07-05 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means
US5454430A (en) 1992-08-07 1995-10-03 Baker Hughes Incorporated Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores
US5474131A (en) 1992-08-07 1995-12-12 Baker Hughes Incorporated Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals
US5477923A (en) 1992-08-07 1995-12-26 Baker Hughes Incorporated Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques
US5655602A (en) 1992-08-28 1997-08-12 Marathon Oil Company Apparatus and process for drilling and completing multiple wells
US5458199A (en) 1992-08-28 1995-10-17 Marathon Oil Company Assembly and process for drilling and completing multiple wells
US5330007A (en) 1992-08-28 1994-07-19 Marathon Oil Company Template and process for drilling and completing multiple wells
US5301760C1 (en) 1992-09-10 2002-06-11 Natural Reserve Group Inc Completing horizontal drain holes from a vertical well
US5337808A (en) 1992-11-20 1994-08-16 Natural Reserves Group, Inc. Technique and apparatus for selective multi-zone vertical and/or horizontal completions
US5269377A (en) 1992-11-25 1993-12-14 Baker Hughes Incorporated Coil tubing supported electrical submersible pump
US5462120A (en) 1993-01-04 1995-10-31 S-Cal Research Corp. Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes
US5427177A (en) 1993-06-10 1995-06-27 Baker Hughes Incorporated Multi-lateral selective re-entry tool
FR2708310B1 (fr) 1993-07-27 1995-10-20 Schlumberger Services Petrol Procédé et dispositif pour transmettre des informations relatives au fonctionnement d'un appareil électrique au fond d'un puits.
US5388648A (en) 1993-10-08 1995-02-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means
US5542472A (en) 1993-10-25 1996-08-06 Camco International, Inc. Metal coiled tubing with signal transmitting passageway
US5457988A (en) 1993-10-28 1995-10-17 Panex Corporation Side pocket mandrel pressure measuring system
US5398754A (en) 1994-01-25 1995-03-21 Baker Hughes Incorporated Retrievable whipstock anchor assembly
US5435392A (en) 1994-01-26 1995-07-25 Baker Hughes Incorporated Liner tie-back sleeve
US5411082A (en) 1994-01-26 1995-05-02 Baker Hughes Incorporated Scoophead running tool
US5439051A (en) 1994-01-26 1995-08-08 Baker Hughes Incorporated Lateral connector receptacle
US5472048A (en) 1994-01-26 1995-12-05 Baker Hughes Incorporated Parallel seal assembly
GB9413141D0 (en) 1994-06-30 1994-08-24 Exploration And Production Nor Downhole data transmission
US5564503A (en) 1994-08-26 1996-10-15 Halliburton Company Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion
US5477925A (en) 1994-12-06 1995-12-26 Baker Hughes Incorporated Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores
EP0807201B1 (en) 1995-02-03 1999-08-18 Integrated Drilling Services Limited Multiple drain drilling and production apparatus
US5597042A (en) 1995-02-09 1997-01-28 Baker Hughes Incorporated Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5706896A (en) 1995-02-09 1998-01-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells
US5730219A (en) 1995-02-09 1998-03-24 Baker Hughes Incorporated Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5959547A (en) 1995-02-09 1999-09-28 Baker Hughes Incorporated Well control systems employing downhole network
US5732776A (en) 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
US6006832A (en) 1995-02-09 1999-12-28 Baker Hughes Incorporated Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US6003606A (en) 1995-08-22 1999-12-21 Western Well Tool, Inc. Puller-thruster downhole tool
US5787987A (en) 1995-09-06 1998-08-04 Baker Hughes Incorporated Lateral seal and control system
US5697445A (en) 1995-09-27 1997-12-16 Natural Reserves Group, Inc. Method and apparatus for selective horizontal well re-entry using retrievable diverter oriented by logging means
US5680901A (en) 1995-12-14 1997-10-28 Gardes; Robert Radial tie back assembly for directional drilling
RU2136856C1 (ru) 1996-01-26 1999-09-10 Анадрилл Интернэшнл, С.А. Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной (варианты) и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин
US5941308A (en) 1996-01-26 1999-08-24 Schlumberger Technology Corporation Flow segregator for multi-drain well completion
US6056059A (en) 1996-03-11 2000-05-02 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well
US5944107A (en) 1996-03-11 1999-08-31 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well
US5918669A (en) 1996-04-26 1999-07-06 Camco International, Inc. Method and apparatus for remote control of multilateral wells
FR2750450B1 (fr) 1996-07-01 1998-08-07 Geoservices Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique
GB9614761D0 (en) 1996-07-13 1996-09-04 Schlumberger Ltd Downhole tool and method
GB2315504B (en) 1996-07-22 1998-09-16 Baker Hughes Inc Sealing lateral wellbores
US5871047A (en) 1996-08-14 1999-02-16 Schlumberger Technology Corporation Method for determining well productivity using automatic downtime data
US5944108A (en) 1996-08-29 1999-08-31 Baker Hughes Incorporated Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores
US6046685A (en) 1996-09-23 2000-04-04 Baker Hughes Incorporated Redundant downhole production well control system and method
US6125937A (en) 1997-02-13 2000-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing a subterranean well and associated apparatus
US5845707A (en) 1997-02-13 1998-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Method of completing a subterranean well
US5967816A (en) 1997-02-19 1999-10-19 Schlumberger Technology Corporation Female wet connector
US5871052A (en) 1997-02-19 1999-02-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for downhole tool deployment with mud pumping techniques
US5831156A (en) 1997-03-12 1998-11-03 Mullins; Albert Augustus Downhole system for well control and operation
GB2364382A (en) 1997-05-02 2002-01-23 Baker Hughes Inc Optimising hydrocarbon production by controlling injection according to an injection parameter sensed downhole
US6787758B2 (en) 2001-02-06 2004-09-07 Baker Hughes Incorporated Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices
US6281489B1 (en) 1997-05-02 2001-08-28 Baker Hughes Incorporated Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics
US6065209A (en) 1997-05-23 2000-05-23 S-Cal Research Corp. Method of fabrication, tooling and installation of downhole sealed casing connectors for drilling and completion of multi-lateral wells
US6426917B1 (en) 1997-06-02 2002-07-30 Schlumberger Technology Corporation Reservoir monitoring through modified casing joint
GB9712393D0 (en) 1997-06-14 1997-08-13 Integrated Drilling Serv Ltd Apparatus for and a method of drilling and lining a second borehole from a first borehole
US5979559A (en) 1997-07-01 1999-11-09 Camco International Inc. Apparatus and method for producing a gravity separated well
US6079494A (en) 1997-09-03 2000-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing and producing a subterranean well and associated apparatus
AU733469B2 (en) 1997-09-09 2001-05-17 Philippe Nobileau Apparatus and method for installing a branch junction from main well
US6419022B1 (en) 1997-09-16 2002-07-16 Kerry D. Jernigan Retrievable zonal isolation control system
US5960873A (en) 1997-09-16 1999-10-05 Mobil Oil Corporation Producing fluids from subterranean formations through lateral wells
US5971072A (en) 1997-09-22 1999-10-26 Schlumberger Technology Corporation Inductive coupler activated completion system
US5992519A (en) 1997-09-29 1999-11-30 Schlumberger Technology Corporation Real time monitoring and control of downhole reservoirs
US6481494B1 (en) 1997-10-16 2002-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for frac/gravel packs
US6923273B2 (en) 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6119780A (en) 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
EP0927811A1 (en) 1997-12-31 1999-07-07 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. System for sealing the intersection between a primary and a branch borehole
US6065543A (en) 1998-01-27 2000-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Sealed lateral wellbore junction assembled downhole
US6062306A (en) 1998-01-27 2000-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Sealed lateral wellbore junction assembled downhole
US6035937A (en) 1998-01-27 2000-03-14 Halliburton Energy Services, Inc. Sealed lateral wellbore junction assembled downhole
US6073697A (en) 1998-03-24 2000-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Lateral wellbore junction having displaceable casing blocking member
US6173788B1 (en) 1998-04-07 2001-01-16 Baker Hughes Incorporated Wellpacker and a method of running an I-wire or control line past a packer
JPH11298540A (ja) * 1998-04-08 1999-10-29 Oki Electric Ind Co Ltd Ask変調器
US6196312B1 (en) 1998-04-28 2001-03-06 Quinn's Oilfield Supply Ltd. Dual pump gravity separation system
US6079488A (en) 1998-05-15 2000-06-27 Schlumberger Technology Corporation Lateral liner tieback assembly
NO321960B1 (no) 1998-05-29 2006-07-31 Baker Hughes Inc Fremgangsmate for fremstilling av en spolbar kveilrorstreng
US6176308B1 (en) 1998-06-08 2001-01-23 Camco International, Inc. Inductor system for a submersible pumping system
GB2338253B (en) 1998-06-12 2000-08-16 Schlumberger Ltd Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations
GB9828253D0 (en) 1998-12-23 1999-02-17 Schlumberger Ltd Method of well production control
US6076046A (en) 1998-07-24 2000-06-13 Schlumberger Technology Corporation Post-closure analysis in hydraulic fracturing
US7121352B2 (en) 1998-11-16 2006-10-17 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
US6354378B1 (en) 1998-11-18 2002-03-12 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for formation isolation in a well
US6310559B1 (en) 1998-11-18 2001-10-30 Schlumberger Technology Corp. Monitoring performance of downhole equipment
US6863129B2 (en) 1998-11-19 2005-03-08 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for providing plural flow paths at a lateral junction
US6568469B2 (en) 1998-11-19 2003-05-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for connecting a main well bore and a lateral branch
US6209648B1 (en) 1998-11-19 2001-04-03 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for connecting a lateral branch liner to a main well bore
US6684952B2 (en) 1998-11-19 2004-02-03 Schlumberger Technology Corp. Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment
AU3592800A (en) 1999-02-09 2000-08-29 Schlumberger Technology Corporation Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well
US6328111B1 (en) 1999-02-24 2001-12-11 Baker Hughes Incorporated Live well deployment of electrical submersible pump
RU2146759C1 (ru) 1999-04-21 2000-03-20 Уренгойское производственное объединение им. С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" Способ создания скважинного гравийного фильтра
US6173772B1 (en) 1999-04-22 2001-01-16 Schlumberger Technology Corporation Controlling multiple downhole tools
US6679324B2 (en) 1999-04-29 2004-01-20 Shell Oil Company Downhole device for controlling fluid flow in a well
EP1181432B1 (en) 1999-06-03 2004-05-06 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Method of creating a wellbore
GB9916022D0 (en) 1999-07-09 1999-09-08 Sensor Highway Ltd Method and apparatus for determining flow rates
US6853921B2 (en) 1999-07-20 2005-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for real time reservoir management
US6513599B1 (en) 1999-08-09 2003-02-04 Schlumberger Technology Corporation Thru-tubing sand control method and apparatus
US6727827B1 (en) 1999-08-30 2004-04-27 Schlumberger Technology Corporation Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver
GB2364724B (en) 1999-08-30 2002-07-10 Schlumberger Holdings Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver
US6343649B1 (en) 1999-09-07 2002-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation
AU782553B2 (en) 2000-01-05 2005-08-11 Baker Hughes Incorporated Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions
US6349770B1 (en) 2000-01-14 2002-02-26 Weatherford/Lamb, Inc. Telescoping tool
US6980940B1 (en) 2000-02-22 2005-12-27 Schlumberger Technology Corp. Intergrated reservoir optimization
US6302203B1 (en) 2000-03-17 2001-10-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for communicating with devices positioned outside a liner in a wellbore
NO313767B1 (no) 2000-03-20 2002-11-25 Kvaerner Oilfield Prod As Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de s
US6614229B1 (en) 2000-03-27 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation System and method for monitoring a reservoir and placing a borehole using a modified tubular
US6989764B2 (en) 2000-03-28 2006-01-24 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation
US6374913B1 (en) 2000-05-18 2002-04-23 Halliburton Energy Services, Inc. Sensor array suitable for long term placement inside wellbore casing
US6577244B1 (en) 2000-05-22 2003-06-10 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular
US6457522B1 (en) 2000-06-14 2002-10-01 Wood Group Esp, Inc. Clean water injection system
US6360820B1 (en) 2000-06-16 2002-03-26 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore
US6554064B1 (en) 2000-07-13 2003-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for a sand screen with integrated sensors
US7100690B2 (en) 2000-07-13 2006-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing apparatus having an integrated sensor and method for use of same
US7098767B2 (en) 2000-07-19 2006-08-29 Intelliserv, Inc. Element for use in an inductive coupler for downhole drilling components
US6848510B2 (en) 2001-01-16 2005-02-01 Schlumberger Technology Corporation Screen and method having a partial screen wrap
US6789621B2 (en) 2000-08-03 2004-09-14 Schlumberger Technology Corporation Intelligent well system and method
US20020050361A1 (en) 2000-09-29 2002-05-02 Shaw Christopher K. Novel completion method for rigless intervention where power cable is permanently deployed
US6415864B1 (en) 2000-11-30 2002-07-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for separately producing water and oil from a reservoir
US7222676B2 (en) 2000-12-07 2007-05-29 Schlumberger Technology Corporation Well communication system
RU2171363C1 (ru) 2000-12-18 2001-07-27 ООО НПФ "ГИСприбор" Устройство для нагрева скважины
US6614716B2 (en) 2000-12-19 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation Sonic well logging for characterizing earth formations
GB2371062B (en) 2001-01-09 2003-03-26 Schlumberger Holdings Technique for deploying a power cable and a capillary tube through a wellbore tool
GB2371319B (en) 2001-01-23 2003-08-13 Schlumberger Holdings Completion Assemblies
US6533039B2 (en) 2001-02-15 2003-03-18 Schlumberger Technology Corp. Well completion method and apparatus with cable inside a tubing and gas venting through the tubing
US6668922B2 (en) 2001-02-16 2003-12-30 Schlumberger Technology Corporation Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir
US6561278B2 (en) 2001-02-20 2003-05-13 Henry L. Restarick Methods and apparatus for interconnecting well tool assemblies in continuous tubing strings
US6510899B1 (en) 2001-02-21 2003-01-28 Schlumberger Technology Corporation Time-delayed connector latch
US6768700B2 (en) 2001-02-22 2004-07-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for communications in a wellbore
GB2377020B (en) 2001-04-19 2003-08-13 Schlumberger Holdings Method and apparatus for generating seismic waves
US6911418B2 (en) 2001-05-17 2005-06-28 Schlumberger Technology Corporation Method for treating a subterranean formation
GB2376488B (en) 2001-06-12 2004-05-12 Schlumberger Holdings Flow control regulation method and apparatus
US6588507B2 (en) 2001-06-28 2003-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore
WO2003006779A2 (en) 2001-07-12 2003-01-23 Sensor Highway Limited Method and apparatus to monitor, control and log subsea oil and gas wells
US7348894B2 (en) 2001-07-13 2008-03-25 Exxon Mobil Upstream Research Company Method and apparatus for using a data telemetry system over multi-conductor wirelines
AU2002323445A1 (en) 2001-08-29 2003-03-18 Sensor Highway Limited Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable
US7234518B2 (en) 2001-09-07 2007-06-26 Shell Oil Company Adjustable well screen assembly
US6857475B2 (en) 2001-10-09 2005-02-22 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for flow control gravel pack
GB2381281B (en) 2001-10-26 2004-05-26 Schlumberger Holdings Completion system, apparatus, and method
US7063143B2 (en) 2001-11-05 2006-06-20 Weatherford/Lamb. Inc. Docking station assembly and methods for use in a wellbore
NO315068B1 (no) 2001-11-12 2003-06-30 Abb Research Ltd En innretning for elektrisk kobling
US7000697B2 (en) 2001-11-19 2006-02-21 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement apparatus and technique
US6789937B2 (en) 2001-11-30 2004-09-14 Schlumberger Technology Corporation Method of predicting formation temperature
US6695052B2 (en) 2002-01-08 2004-02-24 Schlumberger Technology Corporation Technique for sensing flow related parameters when using an electric submersible pumping system to produce a desired fluid
US6856255B2 (en) 2002-01-18 2005-02-15 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems
US7347272B2 (en) 2002-02-13 2008-03-25 Schlumberger Technology Corporation Formation isolation valve
US7894297B2 (en) 2002-03-22 2011-02-22 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for borehole sensing including downhole tension sensing
US6675892B2 (en) 2002-05-20 2004-01-13 Schlumberger Technology Corporation Well testing using multiple pressure measurements
US8612193B2 (en) 2002-05-21 2013-12-17 Schlumberger Technology Center Processing and interpretation of real-time data from downhole and surface sensors
MXPA04011190A (es) 2002-05-31 2005-07-14 Schlumberger Technology Bv Metodo y aparato para evaluacion efectiva de pozo y deposito sin la necesidad de historia de presion de pozo.
US20030234921A1 (en) 2002-06-21 2003-12-25 Tsutomu Yamate Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor
AU2003255294A1 (en) 2002-08-15 2004-03-11 Sofitech N.V. Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments
US6758271B1 (en) 2002-08-15 2004-07-06 Sensor Highway Limited System and technique to improve a well stimulation process
US6896074B2 (en) 2002-10-09 2005-05-24 Schlumberger Technology Corporation System and method for installation and use of devices in microboreholes
US6749022B1 (en) 2002-10-17 2004-06-15 Schlumberger Technology Corporation Fracture stimulation process for carbonate reservoirs
US7493958B2 (en) 2002-10-18 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for multiple zone perforating
CA2501722C (en) 2002-11-15 2011-05-24 Schlumberger Canada Limited Optimizing well system models
US7007756B2 (en) 2002-11-22 2006-03-07 Schlumberger Technology Corporation Providing electrical isolation for a downhole device
US6837310B2 (en) 2002-12-03 2005-01-04 Schlumberger Technology Corporation Intelligent perforating well system and method
NO318358B1 (no) 2002-12-10 2005-03-07 Rune Freyer Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning
GB2408329B (en) 2002-12-17 2005-09-21 Sensor Highway Ltd Use of fiber optics in deviated flows
US6942033B2 (en) 2002-12-19 2005-09-13 Schlumberger Technology Corporation Optimizing charge phasing of a perforating gun
US7040402B2 (en) 2003-02-26 2006-05-09 Schlumberger Technology Corp. Instrumented packer
GB2414837B (en) 2003-02-27 2006-08-16 Schlumberger Holdings Determining an inflow profile of a well
US7397388B2 (en) 2003-03-26 2008-07-08 Schlumberger Technology Corporation Borehold telemetry system
GB2401430B (en) 2003-04-23 2005-09-21 Sensor Highway Ltd Fluid flow measurement
US7147060B2 (en) 2003-05-19 2006-12-12 Schlumberger Technology Corporation Method, system and apparatus for orienting casing and liners
US7296624B2 (en) 2003-05-21 2007-11-20 Schlumberger Technology Corporation Pressure control apparatus and method
US6994170B2 (en) 2003-05-29 2006-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable sand control screen assembly having fluid flow control capabilities and method for use of same
US6978833B2 (en) 2003-06-02 2005-12-27 Schlumberger Technology Corporation Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore
US6950034B2 (en) 2003-08-29 2005-09-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for performing diagnostics on a downhole communication system
US7026813B2 (en) 2003-09-25 2006-04-11 Schlumberger Technology Corporation Semi-conductive shell for sources and sensors
US7165892B2 (en) 2003-10-07 2007-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fiber optic wet connect and gravel pack completion
US7228898B2 (en) 2003-10-07 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack completion with fluid loss control fiber optic wet connect
US20070213963A1 (en) 2003-10-10 2007-09-13 Younes Jalali System And Method For Determining Flow Rates In A Well
US7040415B2 (en) 2003-10-22 2006-05-09 Schlumberger Technology Corporation Downhole telemetry system and method
US7228914B2 (en) 2003-11-03 2007-06-12 Baker Hughes Incorporated Interventionless reservoir control systems
CA2551282A1 (en) 2003-12-24 2005-07-14 Shell Canada Limited Downhole flow measurement in a well
US20050149264A1 (en) 2003-12-30 2005-07-07 Schlumberger Technology Corporation System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well
US7210856B2 (en) 2004-03-02 2007-05-01 Welldynamics, Inc. Distributed temperature sensing in deep water subsea tree completions
GB2411918B (en) 2004-03-12 2006-11-22 Schlumberger Holdings System and method to seal using a swellable material
US20050236161A1 (en) 2004-04-23 2005-10-27 Michael Gay Optical fiber equipped tubing and methods of making and using
GB2415109B (en) 2004-06-09 2007-04-25 Schlumberger Holdings Radio frequency tags for turbulent flows
US7228900B2 (en) 2004-06-15 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for determining downhole conditions
US7228912B2 (en) 2004-06-18 2007-06-12 Schlumberger Technology Corporation Method and system to deploy control lines
US7311154B2 (en) 2004-07-01 2007-12-25 Schlumberger Technology Corporation Line slack compensator
US7224080B2 (en) 2004-07-09 2007-05-29 Schlumberger Technology Corporation Subsea power supply
US7201226B2 (en) 2004-07-22 2007-04-10 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement system and method
GB2416871A (en) 2004-07-29 2006-02-08 Schlumberger Holdings Well characterisation using distributed temperature sensor data
US7191833B2 (en) 2004-08-24 2007-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same
US7367395B2 (en) 2004-09-22 2008-05-06 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control completion having smart well capability and method for use of same
US7303029B2 (en) 2004-09-28 2007-12-04 Intelliserv, Inc. Filter for a drill string
US7532129B2 (en) 2004-09-29 2009-05-12 Weatherford Canada Partnership Apparatus and methods for conveying and operating analytical instrumentation within a well borehole
US20060077757A1 (en) 2004-10-13 2006-04-13 Dale Cox Apparatus and method for seismic measurement-while-drilling
US20060086498A1 (en) 2004-10-21 2006-04-27 Schlumberger Technology Corporation Harvesting Vibration for Downhole Power Generation
US7168510B2 (en) 2004-10-27 2007-01-30 Schlumberger Technology Corporation Electrical transmission apparatus through rotating tubular members
US7353869B2 (en) 2004-11-04 2008-04-08 Schlumberger Technology Corporation System and method for utilizing a skin sensor in a downhole application
US7445048B2 (en) 2004-11-04 2008-11-04 Schlumberger Technology Corporation Plunger lift apparatus that includes one or more sensors
US7481270B2 (en) 2004-11-09 2009-01-27 Schlumberger Technology Corporation Subsea pumping system
US7249636B2 (en) 2004-12-09 2007-07-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for communicating along a wellbore
US7493962B2 (en) 2004-12-14 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Control line telemetry
US7428924B2 (en) 2004-12-23 2008-09-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for completing a subterranean well
US7413021B2 (en) 2005-03-31 2008-08-19 Schlumberger Technology Corporation Method and conduit for transmitting signals
US8256565B2 (en) 2005-05-10 2012-09-04 Schlumberger Technology Corporation Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool
US7543659B2 (en) 2005-06-15 2009-06-09 Schlumberger Technology Corporation Modular connector and method
US7373991B2 (en) 2005-07-18 2008-05-20 Schlumberger Technology Corporation Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications
US7316272B2 (en) 2005-07-22 2008-01-08 Schlumberger Technology Corporation Determining and tracking downhole particulate deposition
US8620636B2 (en) 2005-08-25 2013-12-31 Schlumberger Technology Corporation Interpreting well test measurements
US8151882B2 (en) 2005-09-01 2012-04-10 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus to deploy a perforating gun and sand screen in a well
US7326034B2 (en) 2005-09-14 2008-02-05 Schlumberger Technology Corporation Pump apparatus and methods of making and using same
US8584766B2 (en) 2005-09-21 2013-11-19 Schlumberger Technology Corporation Seal assembly for sealingly engaging a packer
US7654315B2 (en) 2005-09-30 2010-02-02 Schlumberger Technology Corporation Apparatus, pumping system incorporating same, and methods of protecting pump components
US7931090B2 (en) 2005-11-15 2011-04-26 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling subsea wells
US7775779B2 (en) 2005-11-17 2010-08-17 Sclumberger Technology Corporation Pump apparatus, systems and methods
US7326037B2 (en) 2005-11-21 2008-02-05 Schlumberger Technology Corporation Centrifugal pumps having non-axisymmetric flow passage contours, and methods of making and using same
US7640977B2 (en) 2005-11-29 2010-01-05 Schlumberger Technology Corporation System and method for connecting multiple stage completions
US7777644B2 (en) 2005-12-12 2010-08-17 InatelliServ, LLC Method and conduit for transmitting signals
US7604049B2 (en) 2005-12-16 2009-10-20 Schlumberger Technology Corporation Polymeric composites, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications
CA2633746C (en) 2005-12-20 2014-04-08 Schlumberger Canada Limited Method and system for development of hydrocarbon bearing formations including depressurization of gas hydrates
US7431098B2 (en) 2006-01-05 2008-10-07 Schlumberger Technology Corporation System and method for isolating a wellbore region
US7448447B2 (en) 2006-02-27 2008-11-11 Schlumberger Technology Corporation Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications
US7735555B2 (en) 2006-03-30 2010-06-15 Schlumberger Technology Corporation Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly
US7712524B2 (en) 2006-03-30 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed
US8056619B2 (en) * 2006-03-30 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation Aligning inductive couplers in a well
US20120037354A1 (en) * 2010-08-12 2012-02-16 Mccoy Robert H Systems and Methods for Downhole OFDM Communications
US20120133217A1 (en) * 2010-11-26 2012-05-31 Louis Lemire Control System for an Electrical Apparatus and Method of Using the Same

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050029476A1 (en) * 2000-05-11 2005-02-10 Cooper Cameron Corporation Electric control and supply system
US20030010492A1 (en) * 2001-02-02 2003-01-16 Hill Lawrence W. Downhole telemetry and control system using orthogonal frequency division multiplexing
US20060038699A1 (en) * 2003-03-31 2006-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-loop transmission system
US20090140879A1 (en) * 2007-11-30 2009-06-04 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for telemetry and power delivery

Also Published As

Publication number Publication date
BR102013003540A2 (pt) 2013-12-17
US20130206387A1 (en) 2013-08-15
BR102013003540B1 (pt) 2021-07-27
SA113340297B1 (ar) 2016-05-09
US9938823B2 (en) 2018-04-10
NO20130251A1 (no) 2013-08-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO345913B1 (no) Et apparat for multiplekset overføring av elektrisk strøm og datasignaler til komponenter i en brønn
AU2001243412B2 (en) Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator
AU2006344499B2 (en) Downhole pressure balanced electrical connections
US9175560B2 (en) Providing coupler portions along a structure
AU2001243412A1 (en) Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator
NO20130035A1 (no) Fremgangsmate og anordning for soneisolasjon og styring av utvinning av drenerte reserver i horisontale bronner
EP3330478A1 (en) Integrated well system asset and high integrity pressure protection
CA2864972C (en) Flow control device and method
NO20111409A1 (no) System og fremgangsmåte for induktiv signal- og kraftoverføring fra ROV til verktøy i stigerør
NO20121052A1 (no) Kommunikasjonsmodul til bruk med kompletteringsutstyr
WO2019246501A1 (en) Full bore electric flow control valve system
NO321193B1 (no) System og fremgangsmate for utvinning av borehullsfluid
NO20130359A1 (no) System og metode for stromningskontroll i et borehull
NO336511B1 (no) Hydraulisk styringssystem
NO324145B1 (no) System og fremgangsmate for a regulere en pakning i en produksjonsbronn
WO2016133400A1 (en) Seawater assisted accumulator
CN103104217A (zh) 随钻电缆井下液控套管阀
KR20230096004A (ko) 웰보어로부터 유체들을 생산하기 위한 유압 작동형 복동 양변위 펌프
US20130213666A1 (en) Operation of multiple interconnected hydraulic actuators in a subterranean well
US9482060B2 (en) Adjustable conduit
RU2788366C2 (ru) Система для применения в скважине, способ управления полностью электрическим, полнопроходным клапаном регулирования потока и полностью электрический, полнопроходный клапан регулирования потока
CA2639294A1 (en) Perforating gun assembly
WO2023205873A1 (en) Hydraulically actuated double-acting positive displacement pump system for producing fluids from a wellbore