RU2323336C2 - Способ беспроводной связи в подводной среде и система для подводной буровой скважины, обеспечивающая беспроводную связь (варианты) - Google Patents
Способ беспроводной связи в подводной среде и система для подводной буровой скважины, обеспечивающая беспроводную связь (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2323336C2 RU2323336C2 RU2005133151/03A RU2005133151A RU2323336C2 RU 2323336 C2 RU2323336 C2 RU 2323336C2 RU 2005133151/03 A RU2005133151/03 A RU 2005133151/03A RU 2005133151 A RU2005133151 A RU 2005133151A RU 2323336 C2 RU2323336 C2 RU 2323336C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wireless communication
- reservoir
- borehole
- seabed
- underwater
- Prior art date
Links
- 238000004891 communication Methods 0.000 title claims abstract description 80
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 17
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 5
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000006855 networking Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000001953 sensory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для обеспечения беспроводной связи в буровых скважинах. Техническим результатом изобретения является обеспечение беспроводной связи между приборами при добыче нефти в земных и подводных буровых скважинах с обеспечением увеличения информативности. Для этого подводная система связи содержит адресуемые узлы в буровой скважине и приборы на дне. Причем узлы в буровой скважине и на дне способны сообщаться друг с другом по беспроводной связи, например, через пласт. При этом для определения характеристик пластового резервуара беспроводная электрическая связь обеспечивается между электрическими приборами, которые размещены в подводной буровой скважине, и электрическими приборами, размещенными на морском дне или на коротком расстоянии от него, через пласт. Для исследования характеристик части пласта беспроводная электрическая связь обеспечивается между электрическими приборами, размещенными на морском дне или на коротком расстоянии от него, через морскую воду. Также обеспечивают беспроводную связь и между электрическими приборами, расположенными на поверхности плавучей установки. 9 н. и 34 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится, в основном, к беспроводной связи в буровых скважинах.
Предшествующий уровень техники
По мере усовершенствования технологии в углеводородные скважины, включая подводные скважины, помещали различные датчики и контрольно-измерительные приборы. Это, например, датчики давления, датчики температуры и другие виды датчиков. Кроме того, для сбора данных используются датчики и контрольно-измерительные приборы, размещенные на морском дне, например, датчик песка, датчик расхода, датчик коррозии. Информация, измеренная такими датчиками, передается на наземное оборудование по линиям связи. Контрольно-измерительные приборы также должны управляться с наземной части оборудования скважины по линии связи для выполнения поставленных задач. Примеры контрольно-измерительных приборов включают расходомеры, насосы, воздушные клапаны и т.д.
Разведка, бурение и завершение проходки скважины являются, вообще говоря, относительно дорогостоящими операциями. Стоимость для подводных скважин еще выше из-за трудностей установки и использования оборудования в подводной среде. Эксплуатация линий управления, включая электрические линии управления между скважинными приборами (как-то сенсорные приборы и контрольно-измерительные приборы) и другим оборудованием в подводной среде, может быть затруднена. Кроме того, вследствие агрессивных свойств подводной среды, электрические линии связи могут подвергаться вредному воздействию, что приводит к необходимости выполнения дорогостоящих подводных ремонтных операций.
Краткое изложение существа изобретения
Технической задачей настоящего изобретения является создание способа и устройства для обеспечения беспроводной связи между приборами при добыче нефти в земных и подводных буровых скважинах.
Краткое описание чертежей
В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретных вариантов его воплощения со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:
фиг.1 и 2 изображают примеры размещения подводного оборудования, приборами и скважинными электрическими приборами согласно изобретению;
фиг.4 и 5 - вид сверху сети приборов, которые могут использоваться на различных фазах разработки буровой скважины согласно изобретению;
фиг.6 - схему использования сети приборов на фазе бурения буровой скважины согласно изобретению;
фиг.7 - беспроводную связь между сетями и буровыми скважинами согласно изобретению;
фиг.8 - схему беспроводной связи между подводными электрическими приборами и скважинными электрическими приборами согласно другому варианту воплощения изобретения;
фиг.9 - вид сверху схемы расположения сетевых узлов и соединительных проводов, которые обеспечивают улучшенную антенну согласно изобретению;
фиг.10 - схему сетевых узлов, каждый из которых имеет якорную часть и плавучую часть с электроникой и чувствительными элементами согласно изобретению.
Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения
Упомянутые в описании термины "вверх" и "вниз"; "верхний" и "нижний; "кверху" и "книзу"; "против хода" и "по ходу"; "выше" и "ниже" использованы для указания относительного положения прибора выше и ниже заданной точки или элемента, чтобы более ясно раскрыть некоторые варианты воплощения изобретения. Однако для скважин, которые являются наклонными или горизонтальными, могут использоваться термины «слева направо», «справа налево».
Хотя на чертежах показано использование настоящего изобретения в подводной среде, понятно, что изобретение также можно использовать в земных скважинах и месторождениях.
На фиг.1 представлена первая конфигурация подводной среды, которая содержит пластовый резервуар 100 (например, углеводородный пластовый резервуар) под пластом 102 земли. Пласт 102 определяет рельеф морского дна 104, на котором расположена эксплуатационная платформа 106. На фиг.1 показан пример мелководной производственной среды, которая позволяет монтировать платформу на морском дне 104. Эксплуатационная колонна 110 проходит от устья скважины 108 через морскую воду и пласт 102 к пластовому резервуару 100. Подводная буровая скважина 112 проходит с морского дна 104 через пласт 102 к пластовому резервуару 100. Эксплуатационная колонна 110 проходит через подводную буровую скважину 112. Электрические приборы расположены на морском дне 104 (фиг.3), а также в подводной буровой скважине 112.
Согласно некоторым вариантам воплощения изобретения между приборами на морском дне 104 и скважинными приборами в подводной буровой скважине 112 могут осуществляться беспроводная связь, например, посредством использования электромагнитных сигналов, акустических сигналов, сейсмических сигналов и т.д. В одном из вариантов воплощения приборы на морском дне 104 и в подводной буровой скважине 112 являются электрическими приборами. Беспроводная связь может осуществляться между приборами в буровой скважине 112 и поверхностными приборами, например, контроллером 109, расположенным на эксплуатационной платформе 106. Дополнительные беспроводные средства связи могут быть расположены между скважинными приборами внутри буровой скважины 112 или между приборами на морском дне 104.
Беспроводная передача сигналов может осуществляться через пласт посредством передачи низкочастотных электромагнитных сигналов, которые подвергаются меньшему ослаблению в пласте. Другой тип беспроводной передачи сигналов, который может осуществляться через пласт, представляет собой передачу сейсмических сигналов.
Термин "электрический прибор" относится к любому прибору, требующему энергии для работы. Такие приборы (или любой другой прибор) могут соединяться беспроводной связью с любыми приборами путем использования различных сигналов беспроводной связи, описанных ранее. В одном из вариантов воплощения каждый электрический прибор подключается к своему собственному источнику питания, такому как батарейка или топливный элемент, или же подача энергии осуществляется непосредственно через донные шлангокабели. Электрический прибор содержит либо датчик, либо контрольно-измерительный прибор. Датчик относится к приборам, способным контролировать условия окружающей среды, такие характеристики как температура, давление и т.д. в подводной буровой скважине 112, характеристики пластового резервуара 100, например, температура, или характеристики морской воды, например, удельное сопротивление. Контрольно-измерительный прибор представляет собой прибор, который способен управлять работой другого элемента, например клапана, упаковщика/пакера и т.д.
На фиг.2 представлена другая схема размещения, которая содержит пластовый резервуар 200 и пласт 202 земли над пластовым резервуаром 200. Подводная среда представляет собой пример глубоководной среды, в которой устье 204 скважины расположено на морском дне 206. Эксплуатационная колонна 208 проходит от устья 204 скважины в подводную буровую скважину 210, причем эксплуатационная колонна 208 проходит через подводную буровую скважину 210 к пластовому резервуару 200.
В одном из вариантов воплощения подводная буровая скважина 204 соединяется с подводным трубопроводом 212, который может удерживаться в определенном положении в морской воде посредством плавучего буйка 214. Трубопровод 212 проходит кверху к плавучей производственной установке 216. Электрические приборы расположены на морском дне 206, а также в подводной буровой скважине 210. Электрические приборы, такие как контроллер, расположены на плавучей производственной установке 216. Беспроводная связь может иметь место между приборами в подводной буровой скважине 210 и приборами на морском дне 206, а также с приборами на производственной установке 216. Беспроводная связь может иметь место также между приборами в подводной буровой скважине 210 или между приборами на морском дне 206.
На фиг.3 представлен пример беспроводной связи между различными приборами, такими как электрические приборы. Устье 302 скважины расположено на морском дне 304. Подводная скважина обсаживается секциями 306 и 308 обсадных труб. Эксплуатационная колонна 310 проходит от секции подводной скважины к пластовому резервуару 312. Электрические приборы, такие как датчики 314 и 316, расположены в эксплуатационной колонне 310 в окрестности пластового резервуара 312. Вместо сенсорных приборов электрические приборы в эксплуатационной колонне 310 также могут быть контрольно-измерительными приборами, такими как контрольно-измерительные приборы для возбуждения клапанов, пакеров, скважинных перфораторов и других скважинных приборов. Электрические приборы также могут быть расположены где-то на эксплуатационной колонне 310. В одном из вариантов воплощения каждый электрический прибор 314, 316 содержит либо передатчик, либо приемник, либо и передатчик и приемник ("приемопередатчик").
На фиг.3 также представлены электрические приборы 318, 320,322, 324 и 326, расположенные вблизи морского дна 304. Каждый из электрических приборов 318, 320, 322, 324 и 326 содержит передатчик или приемник, или приемопередатчик. Если указано, что электрический прибор расположен "вблизи" морского дна, это означает, что электрический прибор находится на морском дне или расположен на относительно коротком расстоянии от морского дна. Беспроводная связь 330 может иметь место между электрическими приборами 314 и 316 эксплуатационной колонны 310, причем передатчик в электрическом приборе 314 передает сигналы по беспроводной связи (например, через подводную буровую скважину и/или через пластовый резервуар 312/пласт 305) в приемник, находящийся в электрическом приборе 316. Передатчик в электрическом приборе 314 может направлять сигналы по беспроводной связи по каналам 332, 334 через пласт 305 в соответствующие электрические приборы 320 и 322. В одном из вариантов воплощения электрический прибор 314 является датчиком, который может посылать данные измерения через пласт 305 в соответствующие приемники 320, 322. Приемники 320, 322, в свою очередь, могут передавать принятые данные по каналам 348, 350 в электрический прибор 318. Электрический прибор 318 соединен линией связи (вспомогательной) с оборудованием на поверхности моря.
В другом направлении передатчики в электрических приборах 324 и 326, близких к морскому дну 304, могут посылать сигналы по беспроводной связи по каналам 336, 338 в приемник, находящийся в электрическом приборе 316, прикрепленном к эксплуатационной колонне 310. Электрические приборы 316 могут быть контрольно-измерительными приборами, которые возбуждаются в ответ на команды, передаваемые по беспроводной связи из электрических приборов 324, 326. Контрольно-измерительный прибор может быть проинструктирован, чтобы выполнять заданные задачи.
Контроль пластового резервуара может выполняться с морского дна 304. Электрические приборы 324, 326 могут передавать сигналы по беспроводной связи по каналам 340, 342, соответственно через пласт 305 в пластовый резервуар 312. Сигналы беспроводной связи в каналах 340, 342 отражаются обратно из пластового резервуара 312 в приемник, находящийся в электрическом приборе 322. Модуляция сигналов беспроводной связи пластовым резервуаром 312 обеспечивает индикацию характеристик пластового резервуара 312. Таким образом, используя каналы связи 340, 342 между передатчиками 324, 326 и приемником 322, оператор подводной скважины может определять содержимое пластового резервуара, т.е. заполнен ли пластовый резервуар углеводородами или является сухим, или содержит другие флюиды, например воду.
Также, беспроводная связь может иметь место между электрическими приборами, близкими к морскому дну 304. Например, как показано, передатчик, находящийся в электрическом приборе 318, может передавать сигналы по беспроводной связи по каналам 344, 346, например, через морскую воду в соответствующие приемники, находящиеся в электрических приборах 324 и 326. Сигналы беспроводной связи по каналам 344, 346 могут включать команды, чтобы инструктировать электрические приборы 324, 326 для выполнения тестирования пластового резервуара путем передачи сигналов беспроводной связи по каналам 340, 342. Сигналы в каналах 344, 346 также могут включать команды для электрических приборов 324 и 326, чтобы те посылали команды проинструктировать электрические приборы 314, 316 для выполнения определенной операции, то есть установить пакер или открыть клапан.
Электрические приборы 320, 322 способны посылать сигналы по беспроводной связи по каналам 348, 350 в электрический прибор 318. Сигналы могут передавать данные измерений, принятые электрическими приборами 320, 322 из скважинного электрического прибора 314.
Беспроводные линии связи на фиг.3 являются иллюстративными. В дальнейших вариантах воплощения могут осуществляться многочисленные другие формы беспроводной связи между или среди различных комбинаций скважинных приборов, приборов, близких к морскому дну, и приборов на поверхности моря.
Различные электрические приборы (включая электрические приборы в буровой скважине 112 и электрические приборы, близкие к морскому дну), изображенные на фиг.3, считаются частью сети (или многих сетей). Электрические приборы, которые могут сообщаться в сети(-ях), также упоминаются здесь как "сетевые узлы". Сетевые узлы в буровой скважине упоминаются как скважинные узлы, тогда как сетевые узлы, близкие к морскому дну, упоминаются как донные узлы. Термин "подводный узел" может относиться либо к скважинному узлу, либо к донному узлу. Также один или несколько сетевых узлов могут находиться на поверхности моря, например, контроллер 109 (фиг.1). Такой сетевой узел упоминается здесь как поверхностный узел. Различные сетевые узлы могут сообщаться друг с другом по беспроводной связи в сети(-ях). Также, по меньшей мере, некоторые из сетевых узлов соединяются друг с другом кабелями, например электрическими кабелями, оптоволоконными кабелями, чтобы обеспечить возможность проводной связи.
В одном из вариантов воплощения передатчики в каждом из электрических приборов 324, 326 могут производить зондирование электромагнитным способом с управляемым источником (CSEM) при передаче низкочастотных электромагнитных сигналов от нескольких десятых до нескольких десятков герц, совместно с магнитотеллурическим методом, чтобы картографировать удельные сопротивления пластового резервуара (и, следовательно, углеводородные слои, и другие слои в пластовом резервуаре). При осуществлении магнитотеллурических способов измеряют импеданс земли к естественно возникающим электромагнитным волнам для получения информации о колебаниях электропроводности или удельного сопротивления под поверхностью земли.
Чтобы обеспечить возможность указанного картографирования (фиг.4) на дне 104 может быть развернута сеть 500 электрических приборов 500a-i. Приборы 500a-i описываются в связи с вышеупомянутыми приборами 318, 320, 322, 324 и 326. С помощью сети 500 приборов, находящихся на дне (вместо одного, двух или нескольких приборов), оператор может получить обширную карту пластового резервуара 312.
Электрические приборы 324, 326 (500a-i) могут быть электрическими дипольными приборами, включающими источник высокой мощности, например, источник питания, способный производить 100 вольт и 1000 ампер. Для приема сигналов беспроводной связи, отраженных от пластового резервуара 312, электрические приборы 320, 322 (500a-i) имеют датчики/приемники для картографирования пластового резервуара, основываясь на сигналах, отраженных от пластового резервуара 312. Электромагнитное картографирование обеспечивает дополнение к сейсмическому картографированию по сейсмической шкале для определения флюидов, чтобы способствовать сокращению сценариев сухой скважины. Описанное здесь электромагнитное картографирование может выполняться во время фазы разведки.
В фазе бурения (фиг.5 и 6) аналогичная сеть 500 приемников 320, 322 (500а-i) морского дна может использоваться для поддержки бурения с помощью электромагнитной телеметрии. Бурение с помощью электромагнитной телеметрии все время обеспечивает обратную связь с буровой скважиной, что показано на фиг.5 поз.510 штриховыми линиями, например, во время циркуляции бурового раствора и во время работ без циркуляции. В результате может быть достигнута более защищенная среда бурения скважины. Кроме того, может более точно отслеживаться и управляться траектория эксплуатационной колонны 512 при бурении скважины 510 (фиг.6). В этом варианте воплощения эксплуатационная колонна 512 содержит надежные приемники, передатчики и/или приемопередатчики 514, чтобы обеспечить связь с приборами 500a-i. Повреждение пласта также может быть снижено, поскольку флюиды могут управляться. Чтобы создать линию связи через морскую воду с другими электрическими приборами на морском дне или с электрическими приборами на поверхности моря, приемники 320, 322 (500a-i) могут объединяться с акустическими передатчиками/приемниками.
Альтернативно, регулирование эксплуатационной колонны 512 может осуществляться способом триангуляции. Донные узлы могут периодически или непрерывно передавать сигналы беспроводной связи (например, синхросигналы), которые принимаются приемниками в эксплуатационной колонне 512. Используя способ триангуляции (подобно триангуляции глобальной системы позиционирования), контроллер 516 в эксплуатационной колонне 512 может оценивать расстояние от эксплуатационной колонны до каждого донного узла. Оценка расстояния может быть основана на ослаблении сигнала (большее расстояние означает большее ослабление сигнала). Ослабление сигнала также основано на удельном сопротивлении пластового резервуара и частоте сигнала. Оценка расстояния также может быть основана на фазовых сдвигах сигналов (которые имеют много частот). Основываясь на оцененных расстояниях, контроллер 516 в эксплуатационной колонне 512 может вычислить ее положение. Затем упомянутое положение может передаваться в один или несколько донных узлов.
Альтернативно, вместо донных узлов, передающих сигналы беспроводной связи, один или несколько узлов эксплуатационной колонны 512 могут периодически или непрерывно передавать сигналы беспроводной связи. Затем переданные сигналы, принимаемые донными узлами, могут использоваться в способе триангуляции положения буровой эксплуатационной колонны 512, и траектория буровой эксплуатационной колонны 512 может изменяться.
С хорошо организованной сеткой или сетью 500 электромагнитных передатчиков/приемников, уже имеющихся от фаз разведки и бурения, может использоваться такая же сеть 500 на фазах завершения проходки и/или эксплуатации скважины. Операции завершения проходки скважины могут более эффективными с использованием сети 500 и ее беспроводной связи. Телеметрия для отдельных скважинных приборов обеспечивает возможность установки без грубого вмешательства и также допускает высокую степень избирательности в процессе установки. Например, операции, относящиеся к установке пакеров, открыванию или закрыванию клапанов, перфорации и т.д. могут управляться с использованием электромагнитной телеметрии в сети передатчиков и приемников.
Деятельность руководства при эксплуатации скважины также может капитализироваться на уже имеющейся сети приборов 500a-i. С использованием организованной сетки передатчиков и приемников внутри скважины и на морском дне может осуществляться формирование изображения глубокого пластового резервуара. Также обеспечивается сокращение, если не устранение, некоторых кабелей и линий управления, которые могли бы понадобиться для эксплуатации. Например, датчики давления, расположенные глубоко в пластовом резервуаре 312, могут осуществлять передачу в сеть 500a-i без проводов и кабелей. Отслеживание перемещения флюидов может быть обеспечено электромагнитным зондированием, повторяющемся во времени.
Использование одинаковой сети 500 приборов 500a-i для всех фаз или больше, чем для одной фазы разработки месторождения (разведка, бурение, завершение проходки, эксплуатация), является выгодным, так как оно дает оператору высшую степень использования операционных ресурсов. Сеть 500 может еще использоваться в других фазах, как-то ликвидация скважины и отслеживание утечек.
Источник электромагнитной энергии, который обеспечивает возможность организации сети 500, может быть переносным, чтобы при необходимости его можно было перенести обратно в месторождение, не допуская простаивания. Кроме того, различные источники могут использоваться в зависимости от мощности, требуемой для проведения беспроводных операций.
В дополнение, сеть 500 (фиг.7) приборов может сообщаться по беспроводной связи с другой сетью 600 приборов, ассоциированных с другой буровой скважиной 610 или месторождением. Первая и вторая сети 500 и 600 могут сообщаться друг с другом по каналу 520. Скважинные приборы 515 и 615, ассоциированные с каждой сетью 500, 600, могут сообщаться друг с другом по каналу 530. Или каждая сеть 500 и 600 может сообщаться с другими скважинными приборами 615, 515 по каналу 540.
Понятно, что сеть может ассоциироваться с одной или несколькими буровыми скважинами, причем сеть может ассоциироваться с одним или несколькими месторождениями.
В альтернативном варианте воплощения любой из приборов сети 500 может быть связан с другим проводной связью.
В одном из вариантов воплощения сеть и/или скважинные приборы могут иметь свойство запуска, которое активизирует сеть, чтобы послать важные сигналы, когда происходят конкретные события в нисходящей скважине или где-то в другом месте. Свойство запуска также может активизировать скважинные приборы для выполнения некоторых функций при возникновении конкретных событий.
Согласно некоторым вариантам воплощения, каждый из узлов, изображенных на фиг.3-7, является адресуемым сетевым узлом, причем каждому узлу присваивается уникальный адрес. Таким образом, в любой конкретный узел может быть послано командное сообщение посредством привязки конкретного адреса этого узла к команде. Аналогично, сообщение, принятое из передающего узла, может быть идентифицировано, как принадлежащее передающему узлу на основе адреса, содержащегося в сообщении. Упомянутый в описании термин "сообщение" включает одно или несколько следующих понятий: команда, данные, диагностическая информация и т.д. Выгода использования адресуемых сетевых узлов состоит в том, что сообщение, посланное по одной или нескольким сетям беспроводной и/или проводной связи, может быть нацелено на конкретный узел, так что другие узлы не должны обрабатывать содержание сообщения. В некоторых вариантах воплощения, любой из узлов одной или нескольких сетей может сообщаться с любым другим узлом в одной или нескольких сетях. Альтернативно, для одной или нескольких сетей может быть задана конфигурация сети с главным и подчиненными элементами, подчиненные узлы по требованию передают сообщения в главный узел, которой в свою очередь перенаправляет сообщения в другой подчиненный узел, который является целью передачи.
Также, согласно некоторым вариантам воплощения, любой узел, изображенный на фиг.3-7, способен сообщаться с поверхностным прибором, например контроллер 109 (фиг.1) или какой-нибудь другой поверхностный прибор через морскую воду. Связь между подводным узлом и поверхностным узлом может осуществляться с использованием беспроводных средств связи (как-то акустические или электромагнитные средства связи) или линии шлангокабеля, который может содержать, например, электрические провода или оптоволоконные провода. В некоторых схемах расположения поверхностный узел, например контроллер 109 (фиг.1) может рассматриваться как главный узел в одной или нескольких сетях. Однако в некоторых схемах расположения, также могут формироваться главные подводные узлы. Главный подводный узел может быть расположен близко к морскому дну или может быть расположен в подводной буровой скважине.
На фиг.8 изображен другой вариант воплощения схемы беспроводной связи. Схема фиг.8 отличается от схемы на фиг.3 тем, что электрический прибор 318 электрически соединен (на линии 702) с соединителем 700, который является частью устья 302 скважины. Соединитель 700 электрически соединен с секциями 306 и 308 обсадных труб. Указанное соединение между электрическим прибором 318 через соединитель 700 с секциями 306 и 308 обсадных труб может улучшить связь между донными узлами 318, 320, 322, 324 и 326 и узлами 314, 316 буровой скважины. Таким образом, например, если один из узлов 314, 316 буровой скважины передает сигналы беспроводной связи, то сигналы беспроводной связи могут передаваться через пласт 305, а также по эксплуатационной колонне 310 в буровой скважине 112 и через секции 306 и 308 обсадных труб к соединителю 700. Таким образом, приемник в донном узле 318 может воспринимать сигналы, проходящие через эксплуатационную колонну 310 и секции 306 и 308 обсадных труб. Следовательно, полная амплитуда сигналов, принимаемых донным узлом, может увеличиваться на основе принятия сигналов беспроводной связи через пласт 305, а также через буровую скважину 112. Хотя донный узел 318 является единственным узлом, который показан соединенным с соединителем 700, следует отметить, что любой из других донных узлов 320, 322, 324 и 326 также может быть электрически соединен с соединителем 700.
Вместо использования соединителя 700 могут использоваться различные типы соединений, например просто касание электрического провода к корпусу устьевой головки, причем электрический провод соединяется с любым из донных узлов 318-326.
На фиг.9 изображен вид сверху схемы расположения донных узлов 802, 804, 806, 808 и 810, которые электрически соединены кабелями 812, 814, 815, 816 и 818 (которые могут быть электрическими кабелями, оптоволоконными кабелями и т.д.). Указанные кабели позволяют донным узлам сообщаться между собой. Следует отметить, что использование кабелей в варианте воплощения на фиг.9 отличается от беспроводной связи между донными узлами, изображенными на фиг.3.
Преимущества от использования проводной связи между донными узлами состоят в том, что кабели, которые соединяют донные узлы между собой, могут использоваться для сформирования большей антенну, чтобы лучше принимать или посылать сигналы беспроводной связи, т.е. сигналы беспроводной связи либо между донными узлами и узлами буровой скважины, либо между донными узлами и поверхностным узлом. Антенна может быть сформирована путем использования элементов беспроводной связи 820, 822, 824, 826 и 828 в соответствующих донных узлах 802-810. Элементы беспроводной связи 820-828 в основном являются беспроводными приемопередатчиками, которые могут быть, например, сейсмическими гидрофонами для акустической связи или большими диполями для электромагнитной связи. Элементы беспроводной связи 820-828 электрически соединены с соответствующими кабелями 812, 814, 815, 816 и 818, чтобы сформировать массив элементов беспроводной связи. Массив элементов беспроводной связи обеспечивает улучшенные беспроводные средства приема и передачи на основе улучшенного отношения сигнал-шум. Далее, сигнал относительно большой антенны, обеспеченной комбинацией кабелей 812-818 и элементами беспроводной связи 820-828, может обрабатываться каким-либо из конкретных узлов 802-810.
Даже, если опустить кабели 812-818, то схема расположения массива, изображенная на фиг 9, может обеспечить другое преимущество. Для связи электромагнитными сигналами измеряется электрическое поле и/или магнитное поле на приемнике (часть элемента беспроводной связи 820, 822, 824, 826, 828). Для беспроводных средства связи на основе детектирования электрического поля измеряется разность потенциалов между двумя точками, например, между элементами беспроводной связи 820 и 824. Сигнал, соответствующий этой разности потенциалов, может быть улучшен несколькими способами, например разность потенциалов может повышаться с увеличением расстояния между точками, или может измеряться электрическое поле между двумя или несколькими точками.
На фиг.9, если опустить кабели 812-818, то донные узлы 802-810 могут рассматриваться, как пять точек. Потенциал электрического поля для связи электромагнитными сигналами может измеряться между пятью точками, представленными донными узлами 802-810. Затем для лучшего удаления шума из принятых электромагнитных сигналов может выполняться усреднение измерений или любой другой метод фильтрации и обработки, такой как формирование пучка, выполняемый донными узлами. В общем случае, донные узлы могут рассматриваться, как формирующие N точек, где N больше 2. Принятый электромагнитный сигнал измеряется N точками, отклик из каждого приемника используется как вход для фильтрации шума. В каждой из N точек обеспечивается детектированный сигнал, соответствующий принятому электромагнитному сигналу, причем детектированные сигналы из N точек объединяются, например, путем усреднения или другой фильтрации, производя выходной сигнал, имеющий превосходные характеристики сигнал-шум.
На фиг.10 представлена схема донных узлов 904 и 906, расположенных на морском дне 902, согласно изобретению. Донные узлы 904 и 906 могут использоваться для осуществления любого из донных узлов, изображенных на фиг.3-9. Донный узел 904 имеет якорную часть 904а и плавучую часть 904b, причем плавучая часть 904b съемным образом прикрепляется или связывается с якорной частью 904а посредством линии 904с связи. Аналогично, донный узел 906 имеет якорную часть 906а и плавучую часть 906b, которая прикрепляется к якорной части 906а посредством линии 906с связи.
Якорная часть 904а, 906а формируется из плотного материала, например бетона, стали и т.п., который тонет в морской воде. Таким образом, якорная часть 904а, 906а удерживает соответствующий донный узел 904, 906 на морском дне 902. Плавучая часть 904b включает плавучую часть 904d и электронные схемы 904е. Аналогично, плавучая часть 906b включает плавучую часть 906d и электронные схемы 906е. Электронные схемы 904е, 906е обеспечивают возможность связи, беспроводной и проводной, с другими подводными узлами или с поверхностным узлом. Электронные схемы 906е также могут включать чувствительные элементы, такие как чувствительные элементы, прикрепленные как манипуляторы от плавучей части.
В ответ на команду, посланную в подводный узел 904 или 906 и обработанную электронными схемами 904е или 906е, плавучая часть 904b или 906b может отсоединяться от якорной части 904а, 906а и восстанавливаться на поверхности моря. Восстановление плавучей части 904е, 906е обеспечивает гибкость, позволяя персоналу на поверхности восстанавливать части с целью извлечения информации, хранимой в памяти, обслуживания или ремонта электронных схем или выполнения других задач в отношении плавучей части 904b, 906b.
Хотя изобретение было раскрыто относительно ограниченного числа вариантов воплощения, специалистам должны быть очевидны их многочисленные модификации и вариации. Подразумевается, что приложенная формула изобретения охватывает такие модификации и вариации, которые находятся в рамках и не отклоняются от сущности настоящего изобретения.
Claims (43)
1. Способ беспроводной связи в подводной среде, заключающийся в том, что обеспечивают беспроводную электрическую связь между электрическими приборами, которые размещены в подводной буровой скважине, и электрическими приборами, размещенными на морском дне или на коротком расстоянии от него, через пласт для определения характеристик пластового резервуара; обеспечивают беспроводную электрическую связь между электрическими приборами, которые размещены на морском дне или на коротком расстоянии от него, через морскую воду для исследования характеристик пласта.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что беспроводную связь через пласт осуществляют путем беспроводной передачи электромагнитных сигналов через пласт.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь во время фазы разведки для определения характеристик пластового резервуара.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь во время фазы бурения для обеспечения обратной связи из подводной среды буровой скважины.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь во время фазы завершения проходки подводной буровой скважины.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь между электрическими приборами, находящимися в подводной буровой скважине.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют передачу сигналов по беспроводной связи из первого электрического прибора, близкого к морскому дну, в пласт, и прием на втором электрическом приборе, близком к морскому дну, сигналов беспроводной связи, отраженных от пластового резервуара в пласте для определения характеристик пластового резервуара.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно используют первый электрический прибор, расположенный близко к морскому дну, посылающий сигналы по беспроводной связи через морскую воду во второй электрический прибор, расположенный близко к морскому дну, и в ответ на передачу сигналов по беспроводной связи из первого электрического прибора второй электрический прибор посылает через пласт сигналы беспроводной связи в пласт для исследования характеристик части пласта.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно используют датчик, находящийся в подводной буровой скважине, формирующий данные измерения по беспроводной связи через пласт в приемник, расположенный на или близко к морскому дну.
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что дополнительно используют приемник, посылающий через морскую воду данные измерения по беспроводной связи в другой электрический прибор, расположенный на или близко к морскому дну.
11. Система подводной скважины, обеспечивающая беспроводную связь и содержащая первый электрический прибор для размещения вблизи морского дна; второй электрический прибор для расположения в подводной буровой скважине,
причем первый и второй электрические приборы предназначены для сообщения по беспроводной связи через пласт, разделяющий первый и второй электрические приборы; третий электрический прибор и четвертый электрический прибор, расположенный близко к морскому дну, причем третий электрический прибор предназначен для направления сигналов по беспроводной связи через пласт в пластовый резервуар, находящийся в пласте и предназначенный для приема сигналов по беспроводной связи, отраженных от пластового резервуара.
12. Система по п.11, отличающаяся тем, что второй электрический прибор содержит датчик, предназначенный для направления данных измерения по беспроводной связи через пласт в первый электрический прибор.
13. Способ беспроводной связи в подводной среде, заключающийся в том, что используют сеть передатчиков и приемников на морском дне, осуществляют беспроводную связь между приборами, находящимися в подводной буровой скважине, и сетью, используют сеть во время, по меньшей мере, двух фаз буровой скважины.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что дополнительно используют сеть во время фаз разведки, бурения, завершения проходки и эксплуатации скважины.
15. Способ по п.13, отличающийся тем, что дополнительно используют беспроводную связь между приборами сети.
16. Способ по п.13, отличающийся тем, что дополнительно используют беспроводную связь между приборами буровой скважины.
17. Способ по п.13, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют автоматическую активизацию сети при возникновении события.
18. Способ по п.13, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют автоматическую активизацию прибора буровой скважины при возникновении события.
19. Система для скважины, обеспечивающая беспроводную связь и содержащая сеть приборов для размещения вблизи морского дна, по меньшей мере одно второе устройство для расположения в буровой скважине, причем сеть и приборы сети соединены посредством кабелей для образования антенны большего размера для осуществления лучшей беспроводной связи с, по меньшей мере, одним вторым устройством.
20. Система по п.19, отличающаяся тем, что сеть используется во время по меньшей мере двух фаз буровой скважины.
21. Система по п.19, отличающаяся тем, что сеть используется во время фаз разведки, бурения, завершения проходки и эксплуатации скважины.
22. Система по п.19, отличающаяся тем, что приборы сети предназначены для сообщения по беспроводной связи.
23. Система по п.19, отличающаяся тем, что приборы сети предназначены для сообщения друг с другом по беспроводной связи.
24. Система по п.19, отличающаяся тем, что сеть автоматически активизируется при возникновении события.
25. Система по п.19, отличающаяся тем, что прибор буровой скважины автоматически активизируется при возникновении события.
26. Способ беспроводной связи в подводной среде, заключающийся в том, что обеспечивают беспроводную связь между адресуемыми узлами в подводной буровой скважине и адресуемыми узлами вблизи морского дна, через пласт, причем каждому адресуемому узлу присваивается уникальный адрес; принимают сигнал беспроводной связи на N узлах, близких к морскому дну, где N больше 2; принимают детектированный сигнал, соответствующий принятому сигналу беспроводной связи из каждого из N узлов; объединяют детектированные сигналы, чтобы сформировать выходной сигнал, представляющий сигнал беспроводной связи.
27. Способ по п.26, отличающийся тем, что беспроводную связь через пласт осуществляют путем беспроводной передачи электромагнитных сигналов через пласт.
28. Способ по п.26, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь во время фазы разведки для определения характеристик пластового резервуара.
29. Способ по п.26, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь во время фазы бурения для обеспечения обратной связи из подводной буровой скважины.
30. Способ по п.26, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь во время фазы завершения проходки подводной буровой скважины.
31. Способ по п.26, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь между адресуемыми узлами вблизи морского дна.
32. Способ по п.31, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют беспроводную связь между адресуемыми узлами и узлом на поверхности моря.
33. Способ по п.32, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют расположение узлов, близких к морскому дну, в массив, чтобы обеспечить большую антенну, позволяющую осуществить улучшенную беспроводную связь между узлами, близкими к морскому дну, и одним поверхностным узлом и узлами в подводной буровой скважине.
34. Способ по п.26, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют соединение, по меньшей мере, одного из узлов, близких к морскому дну, к подводной устьевой головке подводной буровой скважины; сообщение посредством беспроводной связи через подводную буровую скважину и подводную устьевую головку между, по меньшей мере, одним из узлов и узлом в подводной буровой скважине.
35. Способ беспроводной связи в подводной среде, заключающийся в том, что обеспечивают беспроводную связь между адресуемыми узлами в подводной буровой скважине и адресуемыми узлами вблизи морского дна, через пласт, причем каждому адресуемому узлу присваивается уникальный адрес; осуществляют регулирование положения эксплуатационной колонны на основе беспроводной связи между, по меньшей мере, одним узлом в буровой скважине и, по меньшей мере, одним узлом вблизи морского дна.
36. Система для подводной скважины, обеспечивающая беспроводную связь и содержащая первый узел, ассоциированный с первым адресом, для размещения вблизи морского дна; второй узел, ассоциированный со вторым адресом, для расположения в подводной буровой скважине, причем первый и второй узлы предназначены для сообщения по беспроводной связи через пласт, разделяющий первый и второй узлы; подводную устьевую головку для подводной буровой скважины, при этом первый узел электрически соединен с подводной устьевой головкой, и кроме того, первый узел сообщен по беспроводной связи со вторым узлом через подводную устьевую головку и подводную буровую скважину.
37. Система по п.36, отличающаяся тем, что первый узел содержит якорную часть и плавучую часть, съемным образом соединенную с якорной частью, причем плавучая часть содержит электронные схемы для обеспечения беспроводной связи первого узла.
38. Система по п.37, отличающаяся тем, что первый узел предназначен для формирования сигнала в ответ на команду отсоединять плавучую часть от якорной части.
39. Устройство беспроводной связи, содержащее массив N подводных узлов, в котором N больше 2, причем каждый подводный узел включает в себя элемент беспроводной связи и N элементов беспроводной связи объединены, чтобы сформировать антенну, при этом N элементов беспроводной связи обеспечивают прием сигнала беспроводной связи и формирование N детектированных сигналов в ответ на принятый сигнал беспроводной связи, при этом по меньшей мере один из N подводных узлов обеспечивает объединение N детектированных сигналов, производя выходной сигнал, соответствующий принятому сигналу беспроводной связи.
40. Устройство по п.39, отличающееся тем, что элементы беспроводной связи содержат беспроводные приемопередатчики.
41. Устройство по п.39, отличающееся тем, что элементы беспроводной связи содержат, по меньшей мере, один элемент из группы, состоящей из гидрофонов или диполей.
42. Система, обеспечивающая беспроводную связь и содержащая множество электрических устройств для размещения на дне моря, при этом каждое электрическое устройство содержит якорную часть для погружения в морскую воду и плавучую часть, которая съемным образом связана с якорной частью и которая предназначена для расположения на плаву в морской воде, причем плавучая часть содержит электронные схемы для осуществления беспроводной связи.
43. Устройство по п.42, отличающееся тем, что плавучая часть каждого электрического устройства отсоединяется от соответствующей якорной части в ответ на команду, принятую плавучей частью.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US52267304P | 2004-10-27 | 2004-10-27 | |
| US60/522,673 | 2004-10-27 | ||
| US11/161,342 | 2005-07-29 | ||
| US11/161,342 US7347271B2 (en) | 2004-10-27 | 2005-07-29 | Wireless communications associated with a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005133151A RU2005133151A (ru) | 2007-05-10 |
| RU2323336C2 true RU2323336C2 (ru) | 2008-04-27 |
Family
ID=36205140
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005133151/03A RU2323336C2 (ru) | 2004-10-27 | 2005-10-27 | Способ беспроводной связи в подводной среде и система для подводной буровой скважины, обеспечивающая беспроводную связь (варианты) |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7347271B2 (ru) |
| RU (1) | RU2323336C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2523324C1 (ru) * | 2013-04-26 | 2014-07-20 | Открытое акционерное общество "Концерн "Центральный научно-исследовательский институт "Электроприбор" | Способ передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу |
| RU2612762C2 (ru) * | 2012-05-16 | 2017-03-13 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Система связи для скважин с большим отходом |
| RU2772860C2 (ru) * | 2018-01-19 | 2022-05-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Моделирование сигналов электромагнитной телеметрии в наклонных скважинах |
Families Citing this family (64)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040105533A1 (en) * | 1998-08-07 | 2004-06-03 | Input/Output, Inc. | Single station wireless seismic data acquisition method and apparatus |
| US8505632B2 (en) | 2004-12-14 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
| US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
| WO2006122174A2 (en) * | 2005-05-10 | 2006-11-16 | Baker Hughes Incorporated | Bidirectional telemetry apparatus and methods for wellbore operations |
| US7495446B2 (en) * | 2005-08-23 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation system and method |
| MX2007001829A (es) * | 2006-02-16 | 2008-11-18 | Intelliserv Inc | Red de testigo lógica segmentada físicamente. |
| EP2027493A2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-02-25 | ION Geophysical Corporation | Operating state management for seismic data acquisition |
| US20070286020A1 (en) | 2006-06-09 | 2007-12-13 | Input/Output, Inc. | Heads-up Navigation for Seismic Data Acquisition |
| EP2027494A4 (en) * | 2006-06-10 | 2012-10-31 | Inova Ltd | DIGITAL ELLEMENTATION MODEL FOR USE WITH EARTHQUAKE ACQUISITION SYSTEMS |
| US20080021658A1 (en) * | 2006-06-10 | 2008-01-24 | Input/Output, Inc. | Apparatus and Method for Integrating Survey Parameters Into a Header |
| CA2655117A1 (en) * | 2006-06-10 | 2007-12-21 | Ion Geophysical Corporation | One touch data acquisition |
| CA2663662C (en) * | 2006-09-13 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Rapid inversion of electromagnetic reconnaissance survey data |
| EP2076796B1 (en) | 2006-09-29 | 2017-03-08 | INOVA Ltd. | For in-field control module for managing wireless seismic data acquisition systems |
| US7894301B2 (en) | 2006-09-29 | 2011-02-22 | INOVA, Ltd. | Seismic data acquisition using time-division multiplexing |
| US7729202B2 (en) | 2006-09-29 | 2010-06-01 | Ion Geophysical Corporation | Apparatus and methods for transmitting unsolicited messages during seismic data acquisition |
| US8605546B2 (en) | 2006-09-29 | 2013-12-10 | Inova Ltd. | Seismic data acquisition systems and method utilizing a wireline repeater unit |
| US7813222B2 (en) | 2007-02-01 | 2010-10-12 | Ion Geophysical Corporation | Apparatus and method for compressing seismic data |
| US20090045974A1 (en) * | 2007-08-14 | 2009-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Short Hop Wireless Telemetry for Completion Systems |
| US8074737B2 (en) * | 2007-08-20 | 2011-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Wireless perforating gun initiation |
| US20090090499A1 (en) * | 2007-10-05 | 2009-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Well system and method for controlling the production of fluids |
| CA2703588C (en) * | 2007-12-12 | 2015-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for evaluating submarine formations |
| GB2458944B (en) * | 2008-04-04 | 2012-06-27 | Vetco Gray Controls Ltd | Communication system for a hydrocarbon extraction plant |
| GB2461856B (en) * | 2008-07-11 | 2012-12-19 | Vetco Gray Controls Ltd | Testing of an electronics module |
| US8330617B2 (en) * | 2009-01-16 | 2012-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless power and telemetry transmission between connections of well completions |
| US8049506B2 (en) | 2009-02-26 | 2011-11-01 | Aquatic Company | Wired pipe with wireless joint transceiver |
| US9435908B2 (en) | 2009-04-01 | 2016-09-06 | Fmc Technologies, Inc. | Wireless subsea monitoring and control system |
| GB201012176D0 (en) * | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Well |
| GB201012175D0 (en) | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
| CA2802722C (en) | 2010-07-27 | 2023-04-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inverting geophysical data for geological parameters or lithology |
| CA2806874C (en) | 2010-08-16 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reducing the dimensionality of the joint inversion problem |
| EP2715603A4 (en) | 2011-06-02 | 2016-07-13 | Exxonmobil Upstream Res Co | JOINT INVERSION WITH UNKNOWN LITHOLOGY |
| EP2721478A4 (en) | 2011-06-17 | 2015-12-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | FREEZING OF DOMAINS IN A CONNECTION VERSION |
| US9494711B2 (en) | 2011-07-21 | 2016-11-15 | Garrett M Leahy | Adaptive weighting of geophysical data types in joint inversion |
| US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
| US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
| WO2014018010A1 (en) | 2012-07-24 | 2014-01-30 | Fmc Technologies, Inc. | Wireless downhole feedthrough system |
| US8649909B1 (en) * | 2012-12-07 | 2014-02-11 | Amplisine Labs, LLC | Remote control of fluid-handling devices |
| US10591638B2 (en) | 2013-03-06 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inversion of geophysical data on computer system having parallel processors |
| US9846255B2 (en) | 2013-04-22 | 2017-12-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reverse semi-airborne electromagnetic prospecting |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| MX364012B (es) | 2014-06-23 | 2019-04-11 | Evolution Engineering Inc | Comunicacion de datos del fondo del pozo con sensores en la broca. |
| GB2536451A (en) * | 2015-03-17 | 2016-09-21 | Ge Oil & Gas Uk Ltd | Underwater hydrocarbon extraction facility |
| US10041346B2 (en) | 2015-12-03 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Communication using electrical signals transmitted through earth formations between boreholes |
| US10590752B2 (en) | 2016-06-13 | 2020-03-17 | Saudi Arabian Oil Company | Automated preventive and predictive maintenance of downhole valves |
| US10731457B2 (en) | 2016-07-06 | 2020-08-04 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore analysis using TM01 and TE01 mode radar waves |
| US10968735B2 (en) | 2016-12-28 | 2021-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deviated production well telemetry with assisting well/drillship |
| US10316619B2 (en) | 2017-03-16 | 2019-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for stage cementing |
| US10544648B2 (en) | 2017-04-12 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for sealing a wellbore |
| US10557330B2 (en) | 2017-04-24 | 2020-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Interchangeable wellbore cleaning modules |
| US10487604B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
| US10378298B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
| US10597962B2 (en) | 2017-09-28 | 2020-03-24 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling with a whipstock system |
| US10378339B2 (en) | 2017-11-08 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for controlling wellbore operations |
| US10689914B2 (en) | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Opening a wellbore with a smart hole-opener |
| US10689913B2 (en) | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Supporting a string within a wellbore with a smart stabilizer |
| US10794170B2 (en) | 2018-04-24 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Smart system for selection of wellbore drilling fluid loss circulation material |
| US10612362B2 (en) | 2018-05-18 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Coiled tubing multifunctional quad-axial visual monitoring and recording |
| US11299968B2 (en) | 2020-04-06 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing wellbore annular pressure with a release system |
| US11396789B2 (en) | 2020-07-28 | 2022-07-26 | Saudi Arabian Oil Company | Isolating a wellbore with a wellbore isolation system |
| US11341830B2 (en) | 2020-08-06 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Infrastructure construction digital integrated twin (ICDIT) |
| US11414942B2 (en) | 2020-10-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Packer installation systems and related methods |
| US11687053B2 (en) | 2021-03-08 | 2023-06-27 | Saudi Arabian Oil Company | Intelligent safety motor control center (ISMCC) |
| US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
| US12024985B2 (en) | 2022-03-24 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Selective inflow control device, system, and method |
Family Cites Families (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4755944A (en) * | 1986-04-14 | 1988-07-05 | Terragraf, Inc. | Method for obtaining dielectric constant and conductivity information on subsoil structure using continuous complex geotomography |
| US5187440A (en) * | 1986-11-04 | 1993-02-16 | Para Magnetic Logging, Inc. | Measuring resistivity changes from within a first cased well to monitor fluids injected into oil bearing geological formations from a second cased well while passing electrical current between the two cased wells |
| WO1994029749A1 (en) * | 1993-06-04 | 1994-12-22 | Gas Research Institute, Inc. | Method and apparatus for communicating signals from encased borehole |
| US6065538A (en) * | 1995-02-09 | 2000-05-23 | Baker Hughes Corporation | Method of obtaining improved geophysical information about earth formations |
| US5706896A (en) * | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
| RU2124455C1 (ru) | 1995-07-18 | 1999-01-10 | Центральное конструкторское бюро "Коралл" | Плавучая эксплуатационная платформа |
| US6177882B1 (en) * | 1997-12-01 | 2001-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic-to-acoustic and acoustic-to-electromagnetic repeaters and methods for use of same |
| US6218959B1 (en) * | 1997-12-03 | 2001-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fail safe downhole signal repeater |
| US6114972A (en) | 1998-01-20 | 2000-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic resistivity tool and method for use of same |
| NO985712L (no) | 1998-01-27 | 1999-07-28 | Halliburton Energy Serv Inc | Nedihulls telemetrisystem og fremgangsmåte for fjernkommunikasjon |
| US6150954A (en) * | 1998-02-27 | 2000-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea template electromagnetic telemetry |
| US6188221B1 (en) * | 1998-08-07 | 2001-02-13 | Van De Kop Franz | Method and apparatus for transmitting electromagnetic waves and analyzing returns to locate underground fluid deposits |
| US6681250B1 (en) | 2000-05-03 | 2004-01-20 | Avocent Corporation | Network based KVM switching system |
| US6715551B2 (en) * | 2000-06-19 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for applying time lapse VSP to monitor a reservoir |
| US6781520B1 (en) * | 2001-08-06 | 2004-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Motion sensor for noise cancellation in borehole electromagnetic telemetry system |
| US6657597B2 (en) * | 2001-08-06 | 2003-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional signal and noise sensors for borehole electromagnetic telemetry system |
| GB2383133A (en) * | 2001-08-07 | 2003-06-18 | Statoil Asa | Investigation of subterranean reservoirs |
| GB2413188B (en) * | 2001-08-07 | 2006-01-11 | Electromagnetic Geoservices As | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
| US7769572B2 (en) | 2001-09-07 | 2010-08-03 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Method of imaging subsurface formations using a virtual source array |
| US7301474B2 (en) * | 2001-11-28 | 2007-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communication system and method |
| AU2003256306A1 (en) | 2002-06-28 | 2004-01-19 | The Regents Of The University Of California | Remote down-hole well telemetry |
| US6885942B2 (en) * | 2003-01-09 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method to detect and visualize changes in formation parameters and borehole condition |
| US6739165B1 (en) * | 2003-02-05 | 2004-05-25 | Kjt Enterprises, Inc. | Combined surface and wellbore electromagnetic measurement system and method for determining formation fluid properties |
| US7261162B2 (en) * | 2003-06-25 | 2007-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea communications system |
| RU2324813C2 (ru) * | 2003-07-25 | 2008-05-20 | Институт проблем механики Российской Академии наук | Способ и устройство для определения формы трещин в горных породах |
| US7477160B2 (en) * | 2004-10-27 | 2009-01-13 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communications associated with a wellbore |
-
2005
- 2005-07-29 US US11/161,342 patent/US7347271B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-10-27 RU RU2005133151/03A patent/RU2323336C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2612762C2 (ru) * | 2012-05-16 | 2017-03-13 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Система связи для скважин с большим отходом |
| RU2523324C1 (ru) * | 2013-04-26 | 2014-07-20 | Открытое акционерное общество "Концерн "Центральный научно-исследовательский институт "Электроприбор" | Способ передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу |
| RU2772860C2 (ru) * | 2018-01-19 | 2022-05-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Моделирование сигналов электромагнитной телеметрии в наклонных скважинах |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060086497A1 (en) | 2006-04-27 |
| US7347271B2 (en) | 2008-03-25 |
| RU2005133151A (ru) | 2007-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2323336C2 (ru) | Способ беспроводной связи в подводной среде и система для подводной буровой скважины, обеспечивающая беспроводную связь (варианты) | |
| CA2677325C (en) | Wireless communications associated with a wellbore | |
| JP3437851B2 (ja) | 掘削井戸または産出井戸の底部に備えた装置と地表との間の情報送信方法および装置 | |
| US10309214B2 (en) | System and method for performing distant geophysical survey | |
| US10436023B2 (en) | Multilateral production control methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement | |
| US10145233B2 (en) | Guided drilling methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement | |
| US20100182161A1 (en) | Wireless telemetry repeater systems and methods | |
| EP1953570B1 (en) | A downhole telemetry system | |
| US20120294114A1 (en) | Acoustic telemetry of subsea measurements from an offshore well | |
| CN101273285A (zh) | 用于在井下器材和地面之间传送或接收信息的方法和设备 | |
| CA3081792C (en) | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members | |
| US20180337737A1 (en) | Communication system network | |
| CN109642460A (zh) | 使用井下无线网络的储层地层表征 | |
| WO2013068739A2 (en) | Improved monitoring of subsea installations | |
| US7273105B2 (en) | Monitoring of a reservoir | |
| WO2014120556A1 (en) | Wireless communication and telemetry for completions | |
| CA2621403C (en) | Wireless communications associated with a wellbore | |
| US11434753B2 (en) | Faraday shield | |
| US20110210742A1 (en) | Subsea, Vertical, Electromagnetic Signal Receiver For A Vertical Field Component And Also A Method Of Placing The Signal Receiver In Uncompacted Material | |
| US9470814B2 (en) | Seismic methods and systems employing flank arrays in well tubing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171028 |