RU2011128588A - Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины - Google Patents

Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2011128588A
RU2011128588A RU2011128588/03A RU2011128588A RU2011128588A RU 2011128588 A RU2011128588 A RU 2011128588A RU 2011128588/03 A RU2011128588/03 A RU 2011128588/03A RU 2011128588 A RU2011128588 A RU 2011128588A RU 2011128588 A RU2011128588 A RU 2011128588A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wsu
casing
wellbore
seu
sensors
Prior art date
Application number
RU2011128588/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2518689C2 (ru
Inventor
Ойвинд ГОДАГЕР
Original Assignee
Сенсор Дивеломентс АС
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 Сенсор Дивеломентс АС filed Critical Сенсор Дивеломентс АС
Publication of RU2011128588A publication Critical patent/RU2011128588A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2518689C2 publication Critical patent/RU2518689C2/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/0085—Adaptations of electric power generating means for use in boreholes
    • 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
    • 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
    • E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
    • 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
    • E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH 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
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • 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
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • 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
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B5/00—Near-field transmission systems, e.g. inductive or capacitive transmission systems

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

1. Устройство для контроля давления снаружи обсадной колонны (2) ствола скважины, включающеебеспроводной блок датчика (WSU) (1), расположенный снаружи секции (20) немагнитной обсадной колонны и включающий датчик (10) для измерения давления и/или температуры окружающей среды, при этом блок WSU (1) может быть установлен или позиционирован на любой высоте ствола (6) скважины, а питание блока WSU (1) осуществляется с помощью сбора (100) энергии, причем частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну (20);внутренний блок питания датчика (SEU) (9), размещенный внутри обсадной колонны (2) ствола скважины и используемый для питания блока WSU (1) и связи (100) с ним, при этом блок SEU (9) закреплен на буровой трубе или на конструкции оснащенной скважины с помощью трубы (7), имеющей резьбу (93), которая позволяет регулировать его положение по высоте, причем блок SEU (9) преобразует мощность питания постоянного тока, подаваемого по кабелю с поверхности, в переменное электромагнитное поле (100), обеспечивающее питание для блока WSU (1), расположенного снаружи обсадной колонны (2);при этом блоки SEU (9) и WSU (1) используют электромагнитную модуляцию для обеспечения обмена данными между этими двумя компонентами.2. Устройство по п.1, в котором блок SEU (9) сконфигурирован так, чтобы быть расположенным на высоте, равной высоте расположения внешнего блока WSU (1).3. Устройство по п.1 или 2, в котором датчик (10) установлен вблизи устья скважины или древовидной структуры ствола скважины.4. Устройство по п.1 или 2, в котором имеются два или более датчиков (10) в блоке WSU (1).5. Устройство по п.4, в котором все датчики (10а, b, с) блока W

Claims (35)

1. Устройство для контроля давления снаружи обсадной колонны (2) ствола скважины, включающее
беспроводной блок датчика (WSU) (1), расположенный снаружи секции (20) немагнитной обсадной колонны и включающий датчик (10) для измерения давления и/или температуры окружающей среды, при этом блок WSU (1) может быть установлен или позиционирован на любой высоте ствола (6) скважины, а питание блока WSU (1) осуществляется с помощью сбора (100) энергии, причем частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну (20);
внутренний блок питания датчика (SEU) (9), размещенный внутри обсадной колонны (2) ствола скважины и используемый для питания блока WSU (1) и связи (100) с ним, при этом блок SEU (9) закреплен на буровой трубе или на конструкции оснащенной скважины с помощью трубы (7), имеющей резьбу (93), которая позволяет регулировать его положение по высоте, причем блок SEU (9) преобразует мощность питания постоянного тока, подаваемого по кабелю с поверхности, в переменное электромагнитное поле (100), обеспечивающее питание для блока WSU (1), расположенного снаружи обсадной колонны (2);
при этом блоки SEU (9) и WSU (1) используют электромагнитную модуляцию для обеспечения обмена данными между этими двумя компонентами.
2. Устройство по п.1, в котором блок SEU (9) сконфигурирован так, чтобы быть расположенным на высоте, равной высоте расположения внешнего блока WSU (1).
3. Устройство по п.1 или 2, в котором датчик (10) установлен вблизи устья скважины или древовидной структуры ствола скважины.
4. Устройство по п.1 или 2, в котором имеются два или более датчиков (10) в блоке WSU (1).
5. Устройство по п.4, в котором все датчики (10а, b, с) блока WCU (10) расположены на внешней стороне обсадной колонны ствола скважины без нарушения герметичности скважины, находящейся под давлением.
6. Устройство по п.1 или 2, в котором датчики давления (10а, b, с) измеряют один или более параметров кольцевого пространства (3, 8), которое им доступно.
7. Устройство по п.1 или 2, в котором датчики (10) ответвляются от блока WSU (1) и подключены к общему жгуту (97) электрических проводов, закрепленному на внешней стороне обсадной колонны (2).
8. Устройство по п.7, в котором жгут (97) проводов представляет собой одножильный или многожильный скважинный кабель (ТЕС).
9. Устройство по п.1 или 2, включающее одну или более обмоток (11a-f) сбора энергии, распределенных по заданной секции немагнитной обсадной колонны (2).
10. Устройство по п.1 или 2, в котором блок WSU (1) включает вторичный источник энергии или подключен к нему.
11. Устройство по п.10, в котором упомянутый вторичный источник энергии выбран из следующего: аккумулятор или скважинный генератор.
12. Устройство по п.1 или 2, в котором блок SEU (9) включает один или более датчиков (95) для измерения параметров внутри обсадной колонны (2) ствола скважины или трубы (7), на которой он закреплен.
13. Устройство по п.12, в котором датчики (95) являются интегральной частью блока SEU (9) или ответвляются от блока SEU (9) и подключены к общему жгуту (97) электрических проводов или представляют собой комбинацию интегрального датчика и ответвленных датчиков.
14. Устройство по п.13, в котором упомянутый жгут (97) проводов представляет собой одножильный или многожильный скважинный кабель (ТЕС).
15. Устройство по п.1 или 2, в котором датчики измеряют одну или более из следующих характеристик: давление, температуру, объем потока, скорость потока, направление потока, мутность, состав, уровень нефти, уровень раздела фаз вода-нефть, плотность, соленость, радиоактивность, замещения, вибрации, показатель рН, сопротивление, содержание песка, теплопроводность или любую их комбинацию.
16. Устройство по п.1 или 2, в котором датчики измеряют одну или более из следующих структурных характеристик обсадной колонны ствола скважины или трубы: сотрясения, вибрации, угол наклона скважины, магнитные свойства, электрические свойства, положение бурового устройства или ориентацию устройства иного типа, а также характеристики напряжения и натяжения или любую их комбинацию.
17. Устройство по п.1 или 2, в котором датчик измеряет одну или более из характеристик кольцевого пространства или необсаженной скважины на внешней стороне ствола скважины, при этом характеристики могут быть выбраны из следующего; давление, температура, сопротивление, плотность, показатель рН, электромагнитные и/или электрические поля, радиоактивность, соленость, звук, скорость звука, теплопроводность, а также другие химические или физические характеристики.
18. Устройство по п.1 или 2, включающее средства для получения отклика от окружающей среды, причем эти средства могут быть выбраны из следующего: источник магнитного поля, источник электрического поля, звуковые волны, давление, температура, волны поперечного усилия и другие исполнительные элементы или исполнительные части скважинного управления технологическим процессом, при этом исполнительный элемент или исполнительная часть используется по отношению к пласту для поддержки любых перечисленных выше измерений.
19. Устройство по п.1 или 2, включающее одно или более из следующего: подавление шума в смещении параметров, создаваемом технологическим процессом скважины или окружающей средой; предсказание и коррекция измерений вследствие градиентов, наводимых окружающей средой или системой технологического процесса скважины, для обеспечения корректного контроля в реальном времени герметичности скважины и ее состояния.
20. Способ контроля давления снаружи обсадной колонны (2) ствола скважины, включающий:
установку беспроводного блока (1) датчика (WSU), включающего датчик (10), на внешней стороне секции немагнитной обсадной колонны (20) ствола скважины;
установку внутреннего блока (9) питания датчика (SEU) внутри обсадной колонны (2) ствола скважины на высоте, равной высоте расположения блока WSU (1), размещенного снаружи обсадной колонны ствола скважины, при этом блок SEU (9) используют для питания блока WSU (1) и связи (100) с ним;
питание блока WSU (1) с помощью сбора (100) энергии, при этом частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну (20);
преобразование мощности питания постоянного тока, подаваемого к блоку SEU (9) по кабелю (97) с поверхности, в переменное электромагнитное поле (100), обеспечивающее питание для блока WSU (1), расположенного снаружи обсадной колонны (2);
использование электромагнитной модуляции для обеспечения обмена данными между блоками SEU (9) и WSU (1).
21. Способ по п.20, в котором все датчики (10 а, b, с) блока WCU (1) закрепляют для постоянного размещения на внешней стороне обсадной колонны ствола скважины без нарушения герметичности скважины или барьера.
22. Способ по п.21, в котором один или более датчиков давления (10а, b, с) измеряют один или более параметров кольцевого пространства, которое им доступно.
23. Способ по любому из пп.20-22, в котором датчики (10) не являются частью блока WSU (1), а ответвляются и подключены к общему жгуту (97) электрических проводов, закрепленному на внешней стороне обсадной колонны (2).
24. Способ по п.23, в котором жгут (97) проводов представляет собой одножильный или многожильный скважинный кабель (ТЕС).
25. Способ по п.24, в котором датчики (10а, b, с) блока WSU (1) являются частью герметичной системы ствола скважины (струйной системы) и направлены на внешнюю или наружную сторону системы обсадной колонны ствола скважины или зацементированы на внешней или наружной стороне обсадной колонны скважины.
26. Способ по любому из пп.20-22, в котором
одна или более обмоток (11a-f) сбора энергии распределены по заданной секции немагнитной обсадной колонны (2);
упомянутая секция или полоса (20) с обмотками немагнитной обсадной колонны обеспечивает необходимый допуск на оснащение скважины или разнесение для системы при спуске буровой трубы (подвески колонны) в устье или дерево скважины.
27. Способ по любому из пп.20-22, в котором блок WSU (1) включает вторичный источник энергии или подключен к нему.
28. Способ по п.27, в котором упомянутый вторичный источник энергии выбирают из аккумулятора или скважинного генератора для обеспечения дополнительной мощности, необходимой для поддержки сбора энергии.
29. Способ по любому из пп.20-22, в котором блок SEU (9) имеет по меньшей мере один датчик (95) для измерения параметров внутри обсадной колонны (2) ствола скважины или трубы (7), на которой он закреплен.
30. Способ по п.29, в котором датчики (95) являются интегральной частью блока SEU (9) или ответвляются от блока SEU (9) и подключены к общему жгуту (97) электрических проводов или представляют собой комбинацию интегрального датчика и ответвленных датчиков.
31. Способ по любому из пп.20-22, в котором датчики измеряют одну или более из следующих характеристик: давление, температуру, объем потока, скорость потока, направление потока, мутность, состав, уровень нефти, уровень раздела фаз вода-нефть, плотность, соленость, радиоактивность, замещения, вибрации, показатель рН, сопротивление, содержание песка, теплопроводность или любую их комбинацию.
32. Способ по любому из пп.20-22, в котором датчики измеряют одну или более из следующих структурных характеристик обсадной колонны ствола скважины или трубы: сотрясения, вибрации, угол наклона, магнитные свойства, электрические свойства, положение бурового устройства или ориентацию устройства иного типа, а также характеристики напряжения и натяжения.
33. Способ по любому из пп.20-22, в котором датчик измеряет одну или более характеристик кольцевого пространства или необсаженной скважины на внешней стороне обсадной колонны ствола скважины, причем эти характеристики могут быть выбраны из следующего: давление, температура, сопротивление, плотность, показатель рН, электромагнитные и/или электрические поля, радиоактивность, соленость, звук, скорость звука, теплопроводность, а также другие химические и физические характеристики.
34. Способ по любому из пп.20-22, в котором получают отклик от окружающей среды с помощью одного или более из следующих средств: магнитные поля, электрические поля, звуковые волны, давление, температура, волны поперечного усилия и другие исполнительные элементы или исполнительные части скважинного управления технологическим процессом, при этом исполнительный элемент или исполнительную часть используют по отношению к пласту для поддержки любых перечисленных выше измерений.
35. Способ по любому из пп.20-22, включающий одно или более из следующего: подавление шума в смещении параметров, создаваемом технологическим процессом скважины или окружающей средой; предсказание и коррекция измерений вследствие градиентов, наводимых окружающей средой или системой технологического процесса скважины, для обеспечения корректного контроля в реальном времени герметичности скважины и ее состояния.
RU2011128588/03A 2009-01-09 2010-01-07 Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины RU2518689C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB0900348.4A GB0900348D0 (en) 2009-01-09 2009-01-09 Pressure management system for well casing annuli
GB0900348.4 2009-01-09
GB0920672A GB2466861A (en) 2009-01-09 2009-11-25 Communicating through a casing pipe to a sensor using inductance
GB0920672.3 2009-11-25
PCT/GB2010/000014 WO2010079327A1 (en) 2009-01-09 2010-01-07 Pressure management system for well casing annuli

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011128588A true RU2011128588A (ru) 2013-02-20
RU2518689C2 RU2518689C2 (ru) 2014-06-10

Family

ID=40379382

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011128588/03A RU2518689C2 (ru) 2009-01-09 2010-01-07 Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8683859B2 (ru)
EP (1) EP2386011B1 (ru)
BR (1) BRPI1004555A2 (ru)
CA (1) CA2748658C (ru)
DK (1) DK2386011T3 (ru)
GB (2) GB0900348D0 (ru)
MX (1) MX2011007352A (ru)
RU (1) RU2518689C2 (ru)
WO (1) WO2010079327A1 (ru)

Families Citing this family (89)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2475910A (en) * 2009-12-04 2011-06-08 Sensor Developments As Wellbore measurement and control with inductive connectivity
US8198752B2 (en) * 2010-05-12 2012-06-12 General Electric Company Electrical coupling apparatus and method
CN101915090B (zh) * 2010-07-29 2013-04-24 中国海洋石油总公司 一种油气井出砂量监测系统及监测方法
US9435190B2 (en) * 2010-08-05 2016-09-06 Fmc Technologies, Inc. Wireless communication system for monitoring of subsea well casing annuli
NO332520B1 (no) * 2010-12-28 2012-10-08 Techni As Anordning for overforing av elektriske signaler og/eller elektrisk energi
AU2011374974B2 (en) 2011-08-12 2015-08-20 Landmark Graphics Corporation Systems and methods for the evaluation of passive pressure containment barriers
US9151138B2 (en) 2011-08-29 2015-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns
CN102562038B (zh) * 2012-02-10 2015-02-04 中国海洋石油总公司 一种井下地层的压力及温度直读测试系统
US9274038B2 (en) 2012-02-23 2016-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for constant shear rate and oscillatory rheology measurements
US9091144B2 (en) * 2012-03-23 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Environmentally powered transmitter for location identification of wellbores
US9506324B2 (en) * 2012-04-05 2016-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools selectively responsive to magnetic patterns
US10175385B2 (en) 2012-05-23 2019-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Optimization visualization using normalized achievement variables
WO2014018010A1 (en) 2012-07-24 2014-01-30 Fmc Technologies, Inc. Wireless downhole feedthrough system
US9249657B2 (en) * 2012-10-31 2016-02-02 General Electric Company System and method for monitoring a subsea well
GB201220857D0 (en) * 2012-11-20 2013-01-02 Intelligent Well Controls Ltd Downhole method and assembly for obtaining real-time data
WO2014100274A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry
US20150300159A1 (en) 2012-12-19 2015-10-22 David A. Stiles Apparatus and Method for Evaluating Cement Integrity in a Wellbore Using Acoustic Telemetry
WO2014100275A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool
US10480308B2 (en) 2012-12-19 2019-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals
US9631485B2 (en) 2012-12-19 2017-04-25 Exxonmobil Upstream Research Company Electro-acoustic transmission of data along a wellbore
US9759062B2 (en) 2012-12-19 2017-09-12 Exxonmobil Upstream Research Company Telemetry system for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore
US11008505B2 (en) 2013-01-04 2021-05-18 Carbo Ceramics Inc. Electrically conductive proppant
CN105229258A (zh) 2013-01-04 2016-01-06 卡博陶粒有限公司 电气地导电的支撑剂以及用于检测、定位和特征化该电气地导电的支撑剂的方法
NO20130595A1 (no) * 2013-04-30 2014-10-31 Sensor Developments As Et konnektivitetssystem for et permanent borehullsystem
NO340917B1 (no) * 2013-07-08 2017-07-10 Sensor Developments As System og fremgangsmåte for in-situ bestemmelse av et brønnformasjonstrykk gjennom et sementlag
US9482072B2 (en) 2013-07-23 2016-11-01 Halliburton Energy Services, Inc. Selective electrical activation of downhole tools
US9739120B2 (en) 2013-07-23 2017-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Electrical power storage for downhole tools
MX362289B (es) 2013-11-08 2019-01-10 Schlumberger Technology Bv Sistema de acoplador inductivo deslizante.
WO2015080754A1 (en) 2013-11-26 2015-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same
US9920620B2 (en) 2014-03-24 2018-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools having magnetic shielding for magnetic sensor
CA2947143C (en) 2014-05-01 2020-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Casing segment having at least one transmission crossover arrangement
US10145233B2 (en) 2014-05-01 2018-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Guided drilling methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement
EP3134607B1 (en) 2014-05-01 2019-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Multilateral production control methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement
BR112016025406B1 (pt) * 2014-05-01 2022-11-01 Halliburton Energy Services, Inc Método de tomografia interpoço e sistema de tomografia interpoço
US10323468B2 (en) 2014-06-05 2019-06-18 Schlumberger Technology Corporation Well integrity monitoring system with wireless coupler
US20150361757A1 (en) * 2014-06-17 2015-12-17 Baker Hughes Incoporated Borehole shut-in system with pressure interrogation for non-penetrated borehole barriers
CA2955381C (en) 2014-09-12 2022-03-22 Exxonmobil Upstream Research Company Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same
US10400536B2 (en) 2014-09-18 2019-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Model-based pump-down of wireline tools
US9879525B2 (en) 2014-09-26 2018-01-30 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for monitoring a condition of a tubular configured to convey a hydrocarbon fluid
CA2964218C (en) 2014-10-28 2019-09-17 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole state-machine-based monitoring of vibration
US20170370153A1 (en) * 2015-01-16 2017-12-28 Halliburton Energy Services, Inc. Piston assembly to reduce annular pressure buildup
US9863222B2 (en) 2015-01-19 2018-01-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry
US10408047B2 (en) 2015-01-26 2019-09-10 Exxonmobil Upstream Research Company Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool
US10053980B2 (en) * 2015-03-27 2018-08-21 Halliburton As Borehole stress meter system and method for determining wellbore formation instability
EP3101220A1 (en) * 2015-06-02 2016-12-07 Welltec A/S A downhole completion system
US10590758B2 (en) 2015-11-12 2020-03-17 Schlumberger Technology Corporation Noise reduction for tubewave measurements
GB201521282D0 (en) 2015-12-02 2016-01-13 Qinetiq Ltd Sensor
MX2018007608A (es) * 2016-02-22 2018-09-21 Halliburton Energy Services Inc Accionamiento remoto de sensores de fondo de pozo.
CN109564296B (zh) 2016-07-01 2021-03-05 斯伦贝谢技术有限公司 用于检测反射液压信号的井中对象的方法和系统
US10415376B2 (en) 2016-08-30 2019-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same
US10364669B2 (en) 2016-08-30 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
US10697287B2 (en) 2016-08-30 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field
US11828172B2 (en) 2016-08-30 2023-11-28 ExxonMobil Technology and Engineering Company Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes
US10344583B2 (en) * 2016-08-30 2019-07-09 Exxonmobil Upstream Research Company Acoustic housing for tubulars
US10590759B2 (en) 2016-08-30 2020-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same
US10465505B2 (en) 2016-08-30 2019-11-05 Exxonmobil Upstream Research Company Reservoir formation characterization using a downhole wireless network
US10167716B2 (en) 2016-08-30 2019-01-01 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
US10190410B2 (en) 2016-08-30 2019-01-29 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
US10526888B2 (en) 2016-08-30 2020-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole multiphase flow sensing methods
AU2017416525B2 (en) 2017-06-01 2022-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
US11506024B2 (en) 2017-06-01 2022-11-22 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
CA3078686C (en) 2017-10-13 2022-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing operations using communications
WO2019074656A1 (en) 2017-10-13 2019-04-18 Exxonmobil Upstream Research Company METHOD AND SYSTEM FOR ENABLING COMMUNICATIONS USING FOLDING
CN111201727B (zh) 2017-10-13 2021-09-03 埃克森美孚上游研究公司 利用混合通信网络进行烃操作的方法和系统
US10837276B2 (en) 2017-10-13 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string
US10697288B2 (en) 2017-10-13 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same
CN111201454B (zh) 2017-10-13 2022-09-09 埃克森美孚上游研究公司 用于利用通信执行操作的方法和系统
US10690794B2 (en) 2017-11-17 2020-06-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system
CA3081792C (en) 2017-11-17 2022-06-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members
WO2019125410A1 (en) 2017-12-19 2019-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
US11408254B2 (en) 2017-12-19 2022-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
US10844708B2 (en) 2017-12-20 2020-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data
BR112020010485B1 (pt) 2017-12-26 2023-04-25 Halliburton Energy Services, Inc Sistema de antenas e método
US11156081B2 (en) 2017-12-29 2021-10-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network
US11313215B2 (en) 2017-12-29 2022-04-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations
MX2020008276A (es) 2018-02-08 2020-09-21 Exxonmobil Upstream Res Co Metodos de identificacion de pares de la red y auto-organizacion usando firmas tonales unicas y pozos que usan los metodos.
US11268378B2 (en) 2018-02-09 2022-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole wireless communication node and sensor/tools interface
CN108643886B (zh) * 2018-04-24 2022-02-11 中国海洋石油集团有限公司 一种深水井环空圈闭压力监测装置及方法
US11952886B2 (en) 2018-12-19 2024-04-09 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network
US11293280B2 (en) 2018-12-19 2022-04-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network
CO2018014207A1 (es) * 2018-12-26 2019-01-31 Barreto Aragon Jose Luis Sensor de corrosión por resistencia eléctrica para uso permanente y semipermanente en fondo en pozos
CN110145236A (zh) * 2019-05-31 2019-08-20 贵州大学 一种具有检测涌出量的钻头
CN111594138A (zh) * 2020-05-28 2020-08-28 中国石油天然气集团有限公司 一种全面测试套管工作参数的装置
US11867008B2 (en) 2020-11-05 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company System and methods for the measurement of drilling mud flow in real-time
US11572752B2 (en) 2021-02-24 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Downhole cable deployment
US11727555B2 (en) 2021-02-25 2023-08-15 Saudi Arabian Oil Company Rig power system efficiency optimization through image processing
US11846151B2 (en) 2021-03-09 2023-12-19 Saudi Arabian Oil Company Repairing a cased wellbore
US11624265B1 (en) 2021-11-12 2023-04-11 Saudi Arabian Oil Company Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3974690A (en) 1975-10-28 1976-08-17 Stewart & Stevenson Oiltools, Inc. Method of and apparatus for measuring annulus pressure in a well
US4887672A (en) 1988-12-16 1989-12-19 Cameron Iron Works Usa, Inc. Subsea wellhead with annulus communicating system
US6693553B1 (en) * 1997-06-02 2004-02-17 Schlumberger Technology Corporation Reservoir management system and method
US6684952B2 (en) * 1998-11-19 2004-02-03 Schlumberger Technology Corp. Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment
AU2001234764A1 (en) 2000-02-02 2001-08-14 Fmc Corporation Non-intrusive pressure measurement device for subsea well casing annuli
EG22206A (en) * 2000-03-02 2002-10-31 Shell Int Research Oilwell casing electrical power pick-off points
FR2830272B1 (fr) * 2001-10-01 2004-04-02 Schlumberger Services Petrol Dispositif de surveillance ou d'etude d'un reservoir traverse par un puits
NO20016399D0 (no) 2001-12-27 2001-12-27 Abb Research Ltd Mini-kraftomformer II
US7234519B2 (en) * 2003-04-08 2007-06-26 Halliburton Energy Services, Inc. Flexible piezoelectric for downhole sensing, actuation and health monitoring
US7168487B2 (en) * 2003-06-02 2007-01-30 Schlumberger Technology Corporation Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore
US7140434B2 (en) 2004-07-08 2006-11-28 Schlumberger Technology Corporation Sensor system
EP1662673B1 (en) 2004-11-26 2017-01-25 Services Pétroliers Schlumberger Method and apparatus for communicating across casing
GB0525989D0 (en) 2005-12-21 2006-02-01 Qinetiq Ltd Generation of electrical power from fluid flows
US7602668B2 (en) * 2006-11-03 2009-10-13 Schlumberger Technology Corporation Downhole sensor networks using wireless communication
GB0900446D0 (en) * 2009-01-12 2009-02-11 Sensor Developments As Method and apparatus for in-situ wellbore measurements
GB2475910A (en) * 2009-12-04 2011-06-08 Sensor Developments As Wellbore measurement and control with inductive connectivity

Also Published As

Publication number Publication date
EP2386011B1 (en) 2012-11-21
DK2386011T3 (da) 2013-03-04
GB0900348D0 (en) 2009-02-11
US20120017673A1 (en) 2012-01-26
GB0920672D0 (en) 2010-01-13
CA2748658C (en) 2015-07-07
EP2386011A1 (en) 2011-11-16
MX2011007352A (es) 2011-10-12
WO2010079327A1 (en) 2010-07-15
US8683859B2 (en) 2014-04-01
GB2466861A (en) 2010-07-14
RU2518689C2 (ru) 2014-06-10
CA2748658A1 (en) 2010-07-15
BRPI1004555A2 (pt) 2017-01-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2011128588A (ru) Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины
RU2011128587A (ru) Способ и устройство для скважинных измерений
CN109477379B (zh) 使用由矩阵连接的温度传感器模块沿井眼感测温度的装置和方法
US10392932B2 (en) Through-casing fiber optic electrical system for formation monitoring
CN109477378A (zh) 使用电阻元件沿井眼感测温度的装置和方法
CN109563737A (zh) 用于使用半导体元件沿井眼感测温度的装置和方法
US20150292320A1 (en) Wired and Wireless Downhole Telemetry Using Production Tubing
EA037930B1 (ru) Аппарат для регистрации температуры вдоль ствола скважины
RU2012125188A (ru) Способ и устройство контроля и измерений в скважине с использованием индуктивной связи
RU2378509C1 (ru) Телеметрическая система
US10901110B2 (en) Through-casing fiber optic magnetic induction system for formation monitoring
CA2955346A1 (en) Surface ranging technique with a surface detector
NO20170016A1 (en) Electromagnetic ranging source suitable for use in a drill string
RU15585U1 (ru) Забойная телеметрическая система
GB2436992A (en) Power generation using vibrations from a sandscreen
GB2436991A (en) Power generation from downhole vibrations

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200108