RU2716548C2 - Скважинная система беспроводной передачи - Google Patents
Скважинная система беспроводной передачи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2716548C2 RU2716548C2 RU2017107809A RU2017107809A RU2716548C2 RU 2716548 C2 RU2716548 C2 RU 2716548C2 RU 2017107809 A RU2017107809 A RU 2017107809A RU 2017107809 A RU2017107809 A RU 2017107809A RU 2716548 C2 RU2716548 C2 RU 2716548C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ultrasonic transceiver
- ultrasonic
- wireless transmission
- downhole
- production casing
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims abstract description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 17
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 12
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 2
- 230000004323 axial length Effects 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 5
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 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
- 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
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Near-Field Transmission Systems (AREA)
- Transducers For Ultrasonic Waves (AREA)
- Mobile Radio Communication Systems (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Cable Transmission Systems, Equalization Of Radio And Reduction Of Echo (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к скважинной системе беспроводной передачи для передачи сигналов и/или энергии. Техническим результатом является повышение качества передачи сигналов независимо от состава текучей среды в скважине. Предложена скважинная система беспроводной передачи сигналов и/или энергии, содержащая эксплуатационную обсадную колонну, расположенную в стволе скважины и образующую затрубное пространство между ними, при этом эксплуатационная обсадная колонна имеет внутреннюю поверхность и внешнюю поверхность, скважинный инструмент, содержащий первый ультразвуковой приемопередатчик, и второй ультразвуковой приемопередатчик, присоединенный к внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны, причем инструмент содержит выдвигаемое средство, предназначенное для обеспечения контакта первого ультразвукового приемопередатчика с внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны так, чтобы обеспечить возможность передачи через эксплуатационную обсадную колонну сигналов и/или энергии посредством ультразвуковых волн между первым и вторым ультразвуковыми приемопередатчиками. Ультразвуковые волны имеют частоту в диапазоне 100 - 500 кГц, предпочтительно в диапазоне 125-400 кГц, более предпочтительно в диапазоне 150-400 МГц. Настоящее изобретение также относится к способу беспроводной передачи сигналов и/или энергии в скважинной системе беспроводной передачи согласно настоящему изобретению. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к скважинной системе беспроводной передачи для передачи сигналов и/или энергии и к способу беспроводной передачи сигналов и/или энергии в такой скважинной системе беспроводной передачи.
Уровень техники
Беспроводная связь и зарядка аккумуляторов являются областями нефтедобывающей промышленности, которые приобрели особенное значение, поскольку скважины становятся все более интеллектуальными и, таким образом, более зависимыми от электроники ввиду того, что они оснащены датчиками и т.д.
Были предприняты многочисленные попытки усовершенствовать связь между компонентами на поверхности и скважинными компонентами для управления ими и их регулировки, что в последние годы стало отдельным направлением деятельности. Однако вследствие требований безопасности было отвергнуто решение, связанное с наличием электронных линий управления, проходящих через основные барьеры. Таким образом, существует необходимость в других решениях для управления компонентами скважинного оборудования в скважине.
Применение других решений, таких как радиосвязь, привело к возникновению некоторых проблем из-за различий текучей среды внутри или снаружи эксплуатационной обсадной колонны, и, таким образом, используемая для этой цели радиосвязь до сих пор не была коммерчески успешной.
Раскрытие сущности изобретения
Задача настоящего изобретения состоит в полном или частичном устранении вышеупомянутых недостатков и недоработок предшествующего уровня техники. Более конкретно, задача заключается в создании улучшенной системы передачи без необходимости в электрических линиях управления, проходящих к поверхности, и системы передачи, которая в большей степени независима от состава текучей среды в скважине.
Вышеуказанные задачи вместе с многочисленными другими задачами, преимуществами и признаками, очевидными из приведенного ниже описания, выполнены в решении согласно настоящему изобретению посредством скважинной системы беспроводной передачи для передачи сигналов и/или энергии, содержащей:
- эксплуатационную обсадную колонну/скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины и образующую затрубное пространство между ними, при этом эксплуатационная обсадная колонна имеет внутреннюю поверхность и внешнюю поверхность;
- скважинный инструмент, содержащий первый ультразвуковой приемопередатчик; и
- второй ультразвуковой приемопередатчик, присоединенный к внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны;
причем инструмент содержит выдвигаемое средство, предназначенное для обеспечения контакта первого ультразвукового приемопередатчика с внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны так, чтобы обеспечить возможность передачи через эксплуатационную обсадную колонну сигналов и/или энергии посредством ультразвуковых волн между первым и вторым ультразвуковыми приемопередатчиками.
Ультразвуковые волны могут иметь частоту в диапазоне 100 кГц - 500 кГц, предпочтительно в диапазоне 125-400 кГц, более предпочтительно в диапазоне 150-400 МГц.
Кроме того, эксплуатационная обсадная колонна может иметь резонансную частоту, при этом первый и второй ультразвуковые приемопередатчики могут передавать и/или принимать сигналы на частоте, по существу равной резонансной частоте.
При наличии приемопередатчика на внешней стороне эксплуатационной обсадной колонны, приемопередатчик устанавливают вместе с эксплуатационной обсадной колонной при заканчивании скважины, таким образом, питание приемопередатчика ограничено аккумулятором, который теряет свою энергию очень быстро, или энергией, передаваемой изнутри обсадной колонны к приемопередатчику на внешней стороне эксплуатационной обсадной колонны, которая также является весьма ограниченной. Таким образом, потребление энергии второго ультразвукового приемопередатчика, присоединенного к внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны или скважинной трубчатой конструкции, имеет очень большое значение для работы скважинной системы беспроводной передачи. Путем передачи сигналов на частоте, по существу равной резонансной частоте эксплуатационной обсадной колонны, сигналы передаются, даже если потребляемая энергия минимальна, и, следовательно, аккумулятор может служить дольше.
Кроме того, второй ультразвуковой приемопередатчик может передавать сигналы на разных частотах.
Путем передачи на разных частотах может быть обеспечен более чистый или более легкий прием сигналов второго ультразвукового приемопередатчика вследствие того, что фоновый шум может быть отфильтрован от сигналов, имеющих разные частоты.
Также, первый и второй ультразвуковые приемопередатчики могут передавать и/или принимать сигналы на частоте в диапазоне 100 кГц - 500 кГц, предпочтительно в диапазоне 125-400 кГц, более предпочтительно в диапазоне 150-400 МГц.
Дополнительно, первый ультразвуковой приемопередатчик и/или второй ультразвуковой приемопередатчик могут передавать и/или принимать сигналы со скоростью передачи данных, конфигурированной на 50-500 битов в секунду.
Таким образом, как первый, так и второй ультразвуковые приемопередатчики могут примыкать к обсадной колонне так, что первый и второй ультразвуковые приемопередатчики контактируют с эксплуатационной обсадной колонной. Таким образом, первый и второй ультразвуковые приемопередатчики могут передавать энергию или сигналы через металлический материал, при этом устранены проблемы передачи энергии или сигнала через различные материалы, такие как металл и текучая среда, следовательно, передача является более точной, а зарядка более эффективной и быстрой. В известных системах теряется много энергии и сигнала при переходе между металлом и текучей средой, содержащейся в обсадной колонне или окружающей обсадную колонну.
Эксплуатационная обсадная колонна может представлять собой металлическую трубчатую конструкцию.
Кроме того, ультразвуковые волны могут иметь частоту в диапазоне 20 кГц - 15 МГц, предпочтительно в диапазоне 3-12 МГц, более предпочтительно в диапазоне 6-10 МГц.
Дополнительно, ультразвуковые волны могут иметь частоту в диапазоне 20 кГц - 15 МГц, предпочтительно в диапазоне 40-750 кГц, более предпочтительно в диапазоне 40-500 МГц.
Также, скважинный инструмент может содержать еще один первый ультразвуковой приемопередатчик, при этом первые приемопередатчики расположены на расстоянии друг от друга вдоль осевой протяженности скважинного инструмента.
Благодаря наличию двух первых ультразвуковых приемопередатчиков в скважинном инструменте может быть более легко принят фоновый шум в сигналах от второго ультразвукового приемопередатчика, поскольку фоновый шум может быть отфильтрован.
Скважинный инструмент может содержать еще один первый ультразвуковой приемопередатчик, при этом первые приемопередатчики расположены на расстоянии друг от друга вдоль радиальной протяженности скважинного инструмента.
Кроме того, скважинный инструмент может содержать множество первых ультразвуковых приемопередатчиков.
Дополнительно, скважинная система беспроводной передачи может содержать множество вторых ультразвуковых приемопередатчиков, соединенных с внешней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны.
Кроме того, эксплуатационная обсадная колонна может иметь сопротивление, при этом каждый из первого и второго ультразвуковых приемопередатчиков имеет сопротивление, по существу соответствующее сопротивлению эксплуатационной обсадной колонны для максимизации передачи энергии и/или минимизации отражения сигнала.
Также, первый ультразвуковой приемопередатчик может быть расположен в выдвигаемом средстве.
Упомянутое выдвигаемое средство может представлять собой рычаг.
Кроме того, инструмент может иметь корпус инструмента, при этом первый ультразвуковой приемопередатчик может быть расположен в корпусе инструмента.
Первый и/или второй ультразвуковой приемопередатчик (приемопередатчики) могут представлять собой преобразователь.
Кроме того, первый и/или второй ультразвуковой приемопередатчик (приемопередатчики) могут представлять собой пьезоэлектрический преобразователь.
Дополнительно, первый и/или второй ультразвуковой приемопередатчик (приемопередатчики) могут содержать пьезоэлектрический элемент.
Дополнительно, инструмент может содержать первую часть инструмента и вторую часть инструмента, при этом первый ультразвуковой приемопередатчик может быть расположен в первой части инструмента, а вторая часть инструмента может содержать модуль для совмещения первого ультразвукового приемопередатчика со вторым ультразвуковым приемопередатчиком путем поворота или осевого смещения первого ультразвукового приемопередатчика относительно второго ультразвукового приемопередатчика, чтобы минимизировать расстояние передачи между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком.
Помимо этого, модуль может представлять собой электрический двигатель, привод или подобное устройство.
Кроме того, второй ультразвуковой приемопередатчик может быть соединен с источником энергии, например аккумулятором, электрическим двигателем, датчиком и/или процессором.
Датчик может представлять собой датчик скорости потока, датчик давления, датчик емкости, датчик удельного сопротивления, акустический датчик, датчик температуры или тензодатчик.
Также, первый и второй ультразвуковые приемопередатчики могут находиться в непосредственном контакте с эксплуатационной обсадной колонной в процессе передачи сигналов и/или энергии.
Кроме того, инструмент может содержать средство размещения.
Дополнительно, инструмент может содержать источник энергии.
Помимо этого, инструмент может содержать модуль связи.
Кроме того, инструмент может быть присоединен к кабелю или колонне гибких труб.
Скважинная система беспроводной передачи, описанная выше, может дополнительно содержать затрубный барьер, изолирующий первую часть затрубного пространства от второй части затрубного пространства, причем затрубный барьер содержит:
- трубчатую часть, предназначенную для установки в качестве части эксплуатационной обсадной колонны, причем трубчатая часть имеет внешнюю поверхность;
- разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой части, и внешнюю поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, при этом каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой частью; и
- кольцевое пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой частью.
Также, второй ультразвуковой приемопередатчик может быть расположен в затрубном барьере или может быть расположен в соединении с затрубным барьером.
Дополнительно, система может содержать множество затрубных барьеров.
Кроме того, когда выдвигаемое средство приближает первый ультразвуковой приемопередатчик к внутренней поверхности эксплуатационной обсадной колонны, между первым ультразвуковым приемопередатчиком и внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны может иметься пространство.
Скважинная система беспроводной передачи, описанная выше, может дополнительно содержать узел впускного клапана для управления притоком скважинной текучей среды в эксплуатационную обсадную колонну, при этом второй ультразвуковой приемопередатчик расположен в соединении с узлом впускного клапана.
Настоящее изобретение также относится к способу беспроводной передачи сигналов и/или энергии в скважинной системе беспроводной передачи согласно настоящему изобретению, содержащему следующие этапы:
- размещают первый ультразвуковой приемопередатчик относительно второго ультразвукового приемопередатчика;
- активируют выдвигаемое средство инструмента для обеспечения контакта первого ультразвукового приемопередатчика с внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны; и
- передают сигналы и/или энергию посредством ультразвуковых волн между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком через эксплуатационную обсадную колонну.
Упомянутый способ может дополнительно содержать этап, на котором совмещают первый ультразвуковой приемопередатчик со вторым ультразвуковым приемопередатчиком путем поворота и/или осевого смещения первого ультразвукового приемопередатчика, чтобы минимизировать расстояние передачи между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком.
Также, описанный выше способ может дополнительно содержать этап, на котором передают энергию ко второму ультразвуковому приемопередатчику для обеспечения возможности принимать сигналы от вторых ультразвуковых приемопередатчиков.
Краткое описание чертежей
Изобретение и его многочисленные преимущества описаны более детально ниже со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых для целей иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:
- на фиг. 1 показан частичный вид в разрезе скважинной системы беспроводной передачи;
- на фиг. 2 показан частичный вид в разрезе еще одной скважинной системы беспроводной передачи;
- на фиг. 3 показан частичный вид в разрезе системы, где инструмент виден от одного конца в первом положении, причем первый ультразвуковой приемопередатчик наиболее удален от второго ультразвукового приемопередатчика по периметру конструкции;
- на фиг. 4 показан инструмент, показанный на фиг. З, во втором положении, причем ультразвуковые приемопередатчики совмещены;
- на фиг. 5 показан инструмент сбоку, расположенный вдоль эксплуатационной обсадной колонны и внутри нее;
- на фиг. 6 показан частичный вид в разрезе еще одной скважинной системы беспроводной передачи, имеющей затрубный барьер;
- на фиг. 7 показан частичный вид в разрезе еще одной скважинной системы беспроводной передачи, имеющей узел клапана, причем первая часть инструмента смещена в осевом направлении относительно второй части инструмента;
- на фиг. 8 показан частичный вид в разрезе еще одной скважинной системы беспроводной передачи, имеющей два выдвигаемых средства, каждое их которых имеет ультразвуковой приемопередатчик;
- на фиг. 9 показан частичный вид в разрезе еще одной скважинной системы беспроводной передачи, имеющей два ультразвуковых приемопередатчика;
- на фиг. 10 показана часть эксплуатационной обсадной колонны, на которой установлен ультразвуковой приемопередатчик; и
- на фиг. 10A показан вид в разрезе ультразвукового приемопередатчика, показанного на фиг. 10.
Все чертежи являются весьма схематичными и не обязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для объяснения изобретения, а другие части опущены или показаны без объяснения.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 показана скважинная система 1 беспроводной передачи для передачи сигналов и/или энергии через эксплуатационную обсадную колонну 2, представляющую собой металлическую эксплуатационную обсадную колонну в нефтяной скважине. Эксплуатационная обсадная колонна 2 расположена в стволе 3 скважины, образуя при этом затрубное пространство 4 между внешней поверхностью 6 эксплуатационной обсадной колонны 2 и внутренней поверхностью 17 ствола скважины. Скважинная система беспроводной передачи дополнительно содержит скважинный инструмент 7, содержащий первый ультразвуковой приемопередатчик 8. С внешней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны соединен второй ультразвуковой приемопередатчик 9, при этом инструмент содержит выдвигаемое средство 10 для обеспечения контакта первого ультразвукового приемопередатчика с внутренней поверхностью 5 эксплуатационной обсадной колонны, так что обеспечена возможность передачи сигналов и/или энергии через эксплуатационную обсадную колонну посредством ультразвуковых волн между первым и вторым ультразвуковыми приемопередатчиками, распространяющихся в эксплуатационной обсадной колонне, вне зависимости от распространения в текучей среде в эксплуатационной обсадной колонне.
В этом случае как первый, так и второй ультразвуковые датчики примыкают к металлической обсадной колонне с обеих сторон таким образом, что первый ультразвуковой приемопередатчик контактирует с внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны и второй ультразвуковой приемопередатчик контактирует с внешней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны. Таким образом, обеспечена возможность передачи энергии или сигналов посредством первого и второго ультразвуковых приемопередатчиков, при этом устранены проблемы передачи энергии или сигнала через различные материалы, например металл и текучую среду, причем передача является, таким образом, более точной, а зарядка более эффективной и быстрой. В известных системах теряется большое количество энергии и сигнала при переходе между металлом и текучей средой, содержащейся в обсадной колонне или окружающей обсадную колонну.
Как показано на фиг. 1, первый ультразвуковой приемопередатчик расположен в выдвигаемом средстве 10. Выдвигаемое средство 10 представляет собой рычаг 32, выполненный с возможностью выдвижения из корпуса 31 инструмента и втягивания в него, так что первый ультразвуковой приемопередатчик контактирует с внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны 2. Выдвигаемое средство прижимается с обеспечением контакта к внутренней поверхности эксплуатационной обсадной колонны посредством пружины или посредством гидравлики, например гидравлического цилиндра.
Как показано на фиг. 2, инструмент имеет корпус 31 инструмента, в котором расположен первый ультразвуковой приемопередатчик. Выдвигаемое средство 10 представляет собой опору 33, выполненную с возможностью выдвижения от корпуса инструмента для прижатия к внутренней поверхности эксплуатационной обсадной колонны, при этом, как показано на чертеже, опора прижимает корпус инструмента в противоположном направлении и первый ультразвуковой приемопередатчик по направлению к внутренней поверхности эксплуатационной обсадной колонны. Выдвигаемое средство 10 выдвигается радиально от корпуса 31 инструмента посредством пружины или посредством гидравлики, например гидравлического цилиндра. Выдвигаемое средство может представлять собой колесный рычаг приводного модуля для продвижения скважинного инструмента вперед в скважине.
Как показано на фиг. 2, инструмент содержит первую часть 11 инструмента и вторую часть 12 инструмента, при этом первый ультразвуковой приемопередатчик расположен в первой части инструмента, а вторая часть инструмента содержит модуль 14 для совмещения первого ультразвукового приемопередатчика со вторым ультразвуковым приемопередатчиком. Находясь на глубине 10 км под землей, может оказаться затруднительно разместить ультразвуковой приемопередатчик внутри эксплуатационной обсадной колонны с другим ультразвуковым приемопередатчиком на внешней стороне эксплуатационной обсадной колонны. Таким образом, инструмент содержит средство для совмещения ультразвуковых приемопередатчиков, например, путем поворота первого ультразвукового приемопередатчика относительно второго ультразвукового приемопередатчика, чтобы минимизировать расстояние d передачи между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком, как показано на фиг. 3 и 4. Модуль 14 также может смещать в осевом направлении первый ультразвуковой приемопередатчик относительно второго ультразвукового приемопередатчика, как показано на фиг. 5, минимизируя расстояние d передачи в осевом направлении. Модуль может представлять собой электрический двигатель, линейный привод, например толкающее устройство, или подобный приводной модуль.
При подаче энергии или зарядке ультразвукового приемопередатчика, минимизация расстояния d передачи имеет большое значение, поскольку, чем короче расстояние d передачи, тем более эффективен процесс зарядки. Для совмещения первого ультразвукового приемопередатчика со вторым ультразвуковым приемопередатчиком, второй ультразвуковой приемопередатчик сначала заряжают небольшим количеством энергии, достаточной для испускания сигнала. Сигнал принимают первым ультразвуковым приемопередатчиком, выполненным с возможностью обнаруживать, при перемещении, становится ли сигнал сильнее или слабее, и, таким образом, перемещаться соответствующим образом для совмещения первого и второго ультразвуковых приемопередатчиков. Как показано на фиг. 3 и 4, два вторых ультразвуковых приемопередатчика 9а, 9b, 9 могут быть расположены на внешней поверхности конструкции, что облегчает совмещение.
Как показано на фиг. 5, второй ультразвуковой приемопередатчик соединен с источником 15 энергии, таким как аккумулятор, датчиком 18 для измерения состояния скважинной текучей среды и процессором 19 для обработки данных/сигналов, принятых от датчика. Данные датчика могут быть сохранены в запоминающем устройстве 35. Датчик может представлять собой датчик скорости потока, датчик давления, датчик емкости, датчик удельного сопротивления, акустический датчик, датчик температуры, тензодатчик или подобный датчик.
Для размещения инструмента вблизи второго ультразвукового приемопередатчика, инструмент 7 содержит средство 20 размещения, как показано на фиг. 5. Инструмент может дополнительно содержать источник 41 энергии и модуль 42 связи, как показано на фиг. 1. Источник энергии может представлять собой кабель 43 или колонну 44 гибких труб, как показано на фиг. 2.
Эксплуатационная обсадная колонна имеет резонансную частоту или частоту резонанса, зависящую от толщины обсадной колонны, температуры и т.д. При этом первый и второй ультразвуковые приемопередатчики предназначены для передачи и приема сигналов на частоте, по существу равной резонансной частоте. При наличии приемопередатчика на внешней стороне эксплуатационной обсадной колонны, приемопередатчик устанавливают вместе с эксплуатационной обсадной колонной при заканчивании скважины, соответственно, питание приемопередатчика ограничено аккумулятором, который теряет свою энергию очень быстро, или энергией, передаваемой изнутри обсадной колонны к приемопередатчику на внешней стороне эксплуатационной обсадной колонны, которая также является весьма ограниченной. Таким образом, потребляемая энергия второго ультразвукового приемопередатчика, соединенного с внешней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны или трубчатой конструкции скважины, имеет очень большое значение для работы скважинной системы беспроводной передачи. При передаче сигналов на частоте, по существу равной резонансной частоте эксплуатационной обсадной колонны, сигналы могут быть переданы при очень низкой потребляемой энергии, и, таким образом, аккумулятор может служить дольше или второй приемопередатчик может работать, потребляя лишь небольшое количество энергии через обсадную колонну, например, от инструмента. Энергия также может вырабатываться из вибраций в обсадной колонне, например при добыче нефти или при перфорации, которые улавливаются приемопередатчиком.
Второй ультразвуковой приемопередатчик также может передавать сигналы на разных частотах. Путем передачи сигналов второго ультразвукового приемопередатчика на разных частотах может быть обеспечен более чистый или более легкий прием сигналов второго ультразвукового приемопередатчика вследствие того, что фоновый шум может быть отфильтрован от сигналов, имеющих разные частоты.
Ультразвуковые приемопередатчики передают энергию и/или сигнал между собой посредством ультразвуковых волн. Ультразвуковые волны имеют частоту в диапазоне 100 кГц - 500 кГц, предпочтительно в диапазоне 125-400 кГц, более предпочтительно в диапазоне 150-400 МГц. Эксплуатационная обсадная колонна имеет сопротивление, причем каждый из первого и второго ультразвуковых приемопередатчиков имеет сопротивление, по существу соответствующее сопротивлению эксплуатационной обсадной колонны, чтобы максимизировать передачу энергии и/или минимизировать отражение сигнала. Таким образом, ультразвуковые приемопередатчики имеют сопротивление, соответствующее сопротивлению металлического материала.
Как показано на фиг. 6, скважинная система 1 беспроводной передачи дополнительно содержит затрубный барьер 21, изолирующий первую часть 22 затрубного пространства от второй части 23 затрубного пространства. Затрубный барьер содержит трубчатую часть 24, предназначенную для установки в качестве части эксплуатационной обсадной колонны, таким образом, трубчатая часть также выполнена из металла. Затрубный барьер дополнительно содержит разжимную металлическую муфту 25, окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой части, и внешнюю поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины. Каждый конец разжимной муфты соединен с внешней поверхностью трубчатой части, окружающей кольцевое пространство 26 между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой частью. Как показано на чертеже, второй ультразвуковой приемопередатчик расположен в затрубном барьере путем размещения в одной из соединительных частей, соединяющих разжимную муфту с трубчатой частью. Второй ультразвуковой приемопередатчик также может быть расположен в соединении с затрубным барьером в качестве добавочного компонента. Хотя это не показано на чертеже, система может содержать множество затрубных барьеров, изолирующих несколько зон.
Как показано на фиг. 7, скважинная система 1 беспроводной передачи содержит узел 27 впускного клапана для управления притоком скважинной текучей среды в эксплуатационную обсадную колонну. Второй ультразвуковой приемопередатчик расположен в соединении с узлом впускного клапана для управления положением узла клапана, обеспечивая, таким образом, управление количеством текучей среды, которая может войти после узла клапана. Второй ультразвуковой приемопередатчик расположен в соединении с электрическим двигателем 16, так что электрический двигатель регулирует положение клапана и получает питание и/или команды посредством сигналов через второй ультразвуковой приемопередатчик. В еще одном варианте осуществления изобретения узел впускного клапана может представлять собой выпускной узел, например канал для разрыва пласта. Как показано на чертеже, модуль 14 обеспечил перемещение первой части инструмента в осевом направлении и поворот первой части инструмента относительно второй части инструмента для совмещения первого и второго ультразвуковых приемопередатчиков.
Ультразвуковые приемопередатчики представляют собой модули, выполненные с возможностью как приема, так и передачи энергии и/или сигналов. Таким образом, ультразвуковые приемопередатчики могут представлять собой преобразователи.
Сигналы и/или энергию передают беспроводным способом в скважинной системе беспроводной передачи посредством того, что сначала размещают первый ультразвуковой приемопередатчик относительно второго ультразвукового приемопередатчика, затем активируют выдвигаемое средство инструмента для обеспечения контакта первого ультразвукового приемопередатчика с внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны, и после этого передают сигналы и/или энергию посредством ультразвуковых волн между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком через эксплуатационную обсадную колонну. До или после активации выдвигаемого средства, первый ультразвуковой приемопередатчик совмещают со вторым ультразвуковым приемопередатчиком путем поворота и/или осевого смещения первого ультразвукового приемопередатчика, чтобы минимизировать расстояние передачи между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком. Таким образом, первую часть инструмента, содержащую первый ультразвуковой приемопередатчик, смещают в осевом направлении и поворачивают, как показано на фиг. 7.
Для совмещения первого ультразвукового приемопередатчика со вторым ультразвуковым приемопередатчиком, ко второму ультразвуковому приемопередатчику может быть передана энергия, активируя второй ультразвуковой приемопередатчик, для обеспечения возможности передачи сигналов к первому ультразвуковому приемопередатчику, так что первый ультразвуковой приемопередатчик может обнаруживать усиление или ослабление сигналов при перемещении для совмещения ультразвуковых приемопередатчиков.
В другом аспекте скважинный инструмент содержит множество первых ультразвуковых приемопередатчиков 8а, 8b, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль осевой протяженности скважинного инструмента, как показано на фиг. 8. Путем расположения нескольких первых ультразвуковых приемопередатчиков на расстоянии друг от друга может быть отфильтрован фоновый шум в принимаемом сигнале, с обеспечением более чистого получения сигнала. Показанный на фиг. 9 скважинный инструмент содержит три первых ультразвуковых приемопередатчика 8а, 8b, 8 с, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль осевой протяженности скважинного инструмента. Как показано на чертеже, при наличии нескольких первых ультразвуковых приемопередатчиков нет необходимости в совмещении инструмента со вторым ультразвуковым приемопередатчиком на внешней стороне эксплуатационной обсадной колонны, он должен просто находиться в пределах нескольких метров от второго ультразвукового приемопередатчика.
На фиг. 10 показана часть эксплуатационной обсадной колонны, на которой расположен второй ультразвуковой приемопередатчик 9 посредством окружных крепежных средств, обеспечивающих прикрепление датчика второго ультразвукового приемопередатчика к внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны. На фиг. 10A показано положение датчика 18 на виде в разрезе второго ультразвукового приемопередатчика. Датчик 18 расположен на наклонной внутренней поверхности второго ультразвукового приемопередатчика, так что, когда второй ультразвуковой приемопередатчик прикреплен к внешней поверхности, датчик 18 находится в непосредственном контакте с внешней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны и, таким образом, в контакте по металлу для обеспечения возможности передачи и приема сигналов через эксплуатационную обсадную колонну, а не через текучую среду внутри эксплуатационной обсадной колонны.
Толкающее устройство представляет собой инструмент, обеспечивающий осевое усилие. Толкающее устройство содержит электрический двигатель для приведения в действие насоса. Насос перекачивает текучую среду в корпус поршня для перемещения действующего в нем поршня. Поршень расположен на толкающем валу.
Насос может перекачивать текучую среду в корпус поршня на одной стороне поршня и одновременно откачивать текучую среду на другой стороне поршня.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.
Под обсадной колонной, эксплуатационной обсадной колонной или скважинной трубчатой конструкцией понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемых в скважине при добыче нефти или природного газа.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну, для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине может быть использован скважинный трактор 51, как показано на фиг. 1. Скважинный трактор может содержать рычаги, имеющие колеса, причем колеса выполнены с возможностью вхождения в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны для перемещения трактора и инструмента вперед в скважине. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.
Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов его осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.
Claims (29)
1. Скважинная система (1) беспроводной передачи для передачи сигналов и/или энергии, содержащая:
- эксплуатационную обсадную колонну (2), расположенную в стволе (3) скважины и образующую затрубное пространство (4) между ними, при этом эксплуатационная обсадная колонна имеет внутреннюю поверхность (5) и внешнюю поверхность (6);
- скважинный инструмент (7), содержащий первый ультразвуковой приемопередатчик (8); и
- второй ультразвуковой приемопередатчик (9), присоединенный к внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны;
- причем инструмент содержит выдвигаемое средство (10), предназначенное для обеспечения контакта первого ультразвукового приемопередатчика с внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны так, чтобы обеспечить возможность передачи через эксплуатационную обсадную колонну сигналов и/или энергии посредством ультразвуковых волн между первым и вторым ультразвуковыми приемопередатчиками;
- причем ультразвуковые волны имеют частоту в диапазоне 100 - 500 кГц, предпочтительно в диапазоне 125-400 кГц, более предпочтительно в диапазоне 150-400 МГц.
2. Скважинная система (1) беспроводной передачи по п. 1, в которой эксплуатационная обсадная колонна имеет резонансную частоту, при этом первый и второй ультразвуковые приемопередатчики выполнены с возможностью передачи и/или приема сигналов на частоте, по существу равной указанной резонансной частоте.
3. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-2, в которой второй ультразвуковой приемопередатчик выполнен с возможностью передачи сигналов на разных частотах.
4. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-3, в которой первый ультразвуковой приемопередатчик и/или второй ультразвуковой приемопередатчик выполнены с возможностью передачи и/или приема сигналов со скоростью передачи данных, конфигурированной на 50-500 битов в секунду.
5. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-4, в которой скважинный инструмент содержит еще один первый ультразвуковой приемопередатчик, при этом первые приемопередатчики расположены на расстоянии друг от друга вдоль осевой протяженности скважинного инструмента.
6. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-5, в которой эксплуатационная обсадная колонна имеет сопротивление, при этом каждый из первого и второго ультразвуковых приемопередатчиков имеет сопротивление, по существу соответствующее сопротивлению эксплуатационной обсадной колонны, чтобы максимизировать передачу энергии и/или минимизировать отражение сигнала.
7. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-6, в которой первый ультразвуковой приемопередатчик расположен в выдвигаемом средстве.
8. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-6, в которой инструмент имеет корпус (31) инструмента, при этом первый ультразвуковой приемопередатчик расположен в корпусе инструмента.
9. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-8, в которой инструмент содержит первую часть (11) инструмента и вторую часть (12) инструмента, при этом первый ультразвуковой приемопередатчик расположен в первой части инструмента и вторая часть инструмента содержит модуль (14) для совмещения первого ультразвукового приемопередатчика со вторым ультразвуковым приемопередатчиком путем поворота или осевого смещения первого ультразвукового приемопередатчика относительно второго ультразвукового приемопередатчика, чтобы минимизировать расстояние (d) передачи между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком.
10. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-9, в которой второй ультразвуковой приемопередатчик соединен с источником (15) энергии, например аккумулятором, электрическим двигателем (16), датчиком (18) и/или процессором (19).
11. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-10, в которой первый и второй ультразвуковые приемопередатчики находятся в непосредственном контакте с эксплуатационной обсадной колонной в процессе передачи сигналов и/или энергии.
12. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-11, в которой инструмент содержит средство (20) размещения.
13. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-12, дополнительно содержащая затрубный барьер (21), изолирующий первую часть (22) затрубного пространства от второй части (23) затрубного пространства, причем затрубный барьер содержит:
- трубчатую часть (24), предназначенную для установки в качестве части эксплуатационной обсадной колонны, причем трубчатая часть имеет внешнюю поверхность;
- разжимную металлическую муфту (25), окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой части, и внешнюю поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, при этом каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой частью; и
- кольцевое пространство (26) между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой частью.
14. Скважинная система (1) беспроводной передачи по п. 13, в которой второй ультразвуковой приемопередатчик расположен в затрубном барьере или расположен в соединении с затрубным барьером.
15. Скважинная система (1) беспроводной передачи по любому из пп. 1-12, дополнительно содержащая узел (27) впускного клапана для управления притоком скважинной текучей среды в эксплуатационную обсадную колонну, при этом второй ультразвуковой приемопередатчик расположен в соединении с узлом впускного клапана.
16. Способ беспроводной передачи сигналов и/или энергии в скважинной системе беспроводной передачи по любому из пп. 1-15, содержащий этапы, на которых:
- размещают первый ультразвуковой приемопередатчик относительно второго ультразвукового приемопередатчика;
- активируют выдвигаемое средство инструмента для обеспечения контакта первого ультразвукового приемопередатчика с внутренней поверхностью эксплуатационной обсадной колонны; и
- передают сигналы и/или энергию посредством ультразвуковых волн между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком через эксплуатационную обсадную колонну.
17. Способ по п. 16, дополнительно содержащий этап, на котором совмещают первый ультразвуковой приемопередатчик со вторым ультразвуковым приемопередатчиком путем поворота и/или осевого смещения первого ультразвукового приемопередатчика, чтобы минимизировать расстояние передачи между первым ультразвуковым приемопередатчиком и вторым ультразвуковым приемопередатчиком.
18. Способ по п. 16 или 17, дополнительно содержащий этап, на котором передают энергию ко второму ультразвуковому приемопередатчику для обеспечения возможности приема сигналов от вторых ультразвуковых приемопередатчиков.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP14182419.3A EP2990593A1 (en) | 2014-08-27 | 2014-08-27 | Downhole wireless transfer system |
| EP14182419.3 | 2014-08-27 | ||
| PCT/EP2015/069525 WO2016030412A1 (en) | 2014-08-27 | 2015-08-26 | Downhole wireless transfer system |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017107809A RU2017107809A (ru) | 2018-10-01 |
| RU2017107809A3 RU2017107809A3 (ru) | 2019-02-05 |
| RU2716548C2 true RU2716548C2 (ru) | 2020-03-12 |
Family
ID=51399545
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017107809A RU2716548C2 (ru) | 2014-08-27 | 2015-08-26 | Скважинная система беспроводной передачи |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10180044B2 (ru) |
| EP (2) | EP2990593A1 (ru) |
| CN (1) | CN106574498A (ru) |
| AU (1) | AU2015308497B2 (ru) |
| BR (1) | BR112017002597B1 (ru) |
| CA (1) | CA2958116A1 (ru) |
| DK (1) | DK3186475T3 (ru) |
| MX (1) | MX2017001653A (ru) |
| RU (1) | RU2716548C2 (ru) |
| SA (1) | SA517380889B1 (ru) |
| WO (1) | WO2016030412A1 (ru) |
Families Citing this family (41)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10087746B2 (en) * | 2014-02-28 | 2018-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment design based on three-dimensional wellbore shape |
| 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 |
| 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 |
| DE112016000854T5 (de) * | 2015-05-22 | 2017-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ-Messung von Geschwindigkeit und Abschwächung von Bohrlochflüssigkeit in einem Ultraschall-Abtastwerkzeug |
| US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
| US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
| US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic wireless network |
| US11293281B2 (en) | 2016-12-19 | 2022-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Combined wireline and wireless apparatus and related methods |
| GB2570080B (en) | 2016-12-28 | 2021-09-22 | Halliburton Energy Services Inc | Method and system for communication by controlling the flowrate of a fluid |
| EP3404204A1 (en) * | 2017-05-17 | 2018-11-21 | Welltec A/S | Downhole surveillance system |
| MX2020003298A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones utilizando comunicaciones. |
| AU2018347876B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks |
| 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 |
| 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 |
| US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
| CA3079020C (en) | 2017-10-13 | 2022-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
| US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
| US12000273B2 (en) | 2017-11-17 | 2024-06-04 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions |
| WO2019099188A1 (en) | 2017-11-17 | 2019-05-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
| US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
| US11313215B2 (en) | 2017-12-29 | 2022-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
| US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
| 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 |
| NO344403B1 (en) * | 2018-04-23 | 2019-11-25 | Devico As | Pressure proof running gear wireless antenna assembly |
| US10958358B2 (en) * | 2018-05-22 | 2021-03-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Signal transmission system and method |
| NO20201386A1 (en) * | 2018-06-15 | 2020-12-17 | Baker Hughes Holdings Llc | Through tubing acoustic imaging |
| EP3584402A1 (en) * | 2018-06-19 | 2019-12-25 | Welltec Oilfield Solutions AG | Downhole transfer system |
| US20200141230A1 (en) * | 2018-11-01 | 2020-05-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Acoustic device deployment system |
| US11499418B2 (en) | 2018-12-10 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow characterization tool |
| 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 |
| US10865639B1 (en) * | 2019-08-13 | 2020-12-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole acoustic transducer delivery system |
| WO2021102270A1 (en) * | 2019-11-21 | 2021-05-27 | University Of Houston System | Systems and methods for wireless transmission of power in deep subsurface monitoring |
| NO346201B1 (en) * | 2020-06-23 | 2022-04-19 | Vetco Gray Scandinavia As | Electrical actuator |
| US20220127957A1 (en) * | 2020-10-22 | 2022-04-28 | Baker Hughes Oilfied Operations LLC | Acoustic Telemetry For Monitoring An Annulus Between The Production Casing And The Next Outer Casing Of A Well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6343649B1 (en) * | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
| EP0773345B1 (en) * | 1995-11-07 | 2003-04-02 | Schlumberger Technology B.V. | A method of recovering data acquired and stored down a well, by an acoustic path, and apparatus for implementing the method |
| RU2374440C2 (ru) * | 2004-07-08 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система датчиков |
| RU2422632C2 (ru) * | 2005-03-31 | 2011-06-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Устройство (варианты) и способ для определения скважинных параметров |
| US20110187556A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
| WO2013079574A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-06-06 | Welltec A/S | Pressure integrity testing system |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4343356A (en) * | 1972-10-06 | 1982-08-10 | Sonics International, Inc. | Method and apparatus for treating subsurface boreholes |
| US4106565A (en) * | 1977-04-15 | 1978-08-15 | Texas Iron Works, Inc. | Seal nipple packer |
| US4665511A (en) * | 1984-03-30 | 1987-05-12 | Nl Industries, Inc. | System for acoustic caliper measurements |
| US6070662A (en) * | 1998-08-18 | 2000-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes |
| US6151554A (en) * | 1998-06-29 | 2000-11-21 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for computing drill bit vibration power spectral density |
| US7071837B2 (en) * | 1999-07-07 | 2006-07-04 | Expro North Sea Limited | Data transmission in pipeline systems |
| GB9925373D0 (en) * | 1999-10-27 | 1999-12-29 | Schlumberger Ltd | Downhole instrumentation and cleaning system |
| US6470996B1 (en) * | 2000-03-30 | 2002-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireline acoustic probe and associated methods |
| NO20020648L (no) * | 2002-02-08 | 2003-08-11 | Poseidon Group As | Automatisk system for måling av fysiske parametere i rör |
| US20040246141A1 (en) * | 2003-06-03 | 2004-12-09 | Tubel Paulo S. | Methods and apparatus for through tubing deployment, monitoring and operation of wireless systems |
| US20050269078A1 (en) * | 2004-06-03 | 2005-12-08 | Morgenthaler Lee N | Downhole ultrasonic well cleaning device |
| US7068183B2 (en) * | 2004-06-30 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill string incorporating an acoustic telemetry system employing one or more low frequency acoustic attenuators and an associated method of transmitting data |
| US7595737B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shear coupled acoustic telemetry system |
| US20100027379A1 (en) * | 2006-10-02 | 2010-02-04 | Gary Saulnier | Ultrasonic Through-Wall Communication (UTWC) System |
| US8605548B2 (en) * | 2008-11-07 | 2013-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Bi-directional wireless acoustic telemetry methods and systems for communicating data along a pipe |
| EP2464823A1 (en) * | 2009-08-13 | 2012-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system of transmitting acoustic signal from a wellbore |
| US8792307B2 (en) * | 2010-02-22 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic transducer with a backing containing unidirectional fibers and methods of making and using same |
| EP2540957A1 (en) * | 2011-06-30 | 2013-01-02 | Welltec A/S | Downhole tool for determining laterals |
| EP2565368A1 (en) * | 2011-08-31 | 2013-03-06 | Welltec A/S | Annular barrier with pressure amplification |
| US8681587B2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-03-25 | Rensselaer Polytechnic Institute | Method and apparatus for an acoustic-electric channel mounting |
| WO2014100264A1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Telemetry system for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore |
| US9995088B2 (en) * | 2013-05-06 | 2018-06-12 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Cutting elements comprising sensors, earth-boring tools comprising such cutting elements, and methods of forming wellbores with such tools |
| WO2015016927A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic coupling of electrical power and data between downhole devices |
| US9500074B2 (en) * | 2013-07-31 | 2016-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic coupling of electrical power and data between downhole devices |
-
2014
- 2014-08-27 EP EP14182419.3A patent/EP2990593A1/en not_active Withdrawn
-
2015
- 2015-08-26 DK DK15754225.9T patent/DK3186475T3/da active
- 2015-08-26 BR BR112017002597-3A patent/BR112017002597B1/pt active IP Right Grant
- 2015-08-26 MX MX2017001653A patent/MX2017001653A/es unknown
- 2015-08-26 CA CA2958116A patent/CA2958116A1/en not_active Abandoned
- 2015-08-26 CN CN201580043287.9A patent/CN106574498A/zh active Pending
- 2015-08-26 AU AU2015308497A patent/AU2015308497B2/en active Active
- 2015-08-26 RU RU2017107809A patent/RU2716548C2/ru active
- 2015-08-26 EP EP15754225.9A patent/EP3186475B1/en active Active
- 2015-08-26 WO PCT/EP2015/069525 patent/WO2016030412A1/en active Application Filing
- 2015-08-26 US US15/504,114 patent/US10180044B2/en active Active
-
2017
- 2017-02-12 SA SA517380889A patent/SA517380889B1/ar unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0773345B1 (en) * | 1995-11-07 | 2003-04-02 | Schlumberger Technology B.V. | A method of recovering data acquired and stored down a well, by an acoustic path, and apparatus for implementing the method |
| US6343649B1 (en) * | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
| RU2374440C2 (ru) * | 2004-07-08 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система датчиков |
| RU2422632C2 (ru) * | 2005-03-31 | 2011-06-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Устройство (варианты) и способ для определения скважинных параметров |
| US20110187556A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
| WO2013079574A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-06-06 | Welltec A/S | Pressure integrity testing system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2017001653A (es) | 2017-04-27 |
| EP3186475A1 (en) | 2017-07-05 |
| DK3186475T3 (da) | 2022-10-10 |
| RU2017107809A3 (ru) | 2019-02-05 |
| RU2017107809A (ru) | 2018-10-01 |
| EP3186475B1 (en) | 2022-08-10 |
| US10180044B2 (en) | 2019-01-15 |
| CA2958116A1 (en) | 2016-03-03 |
| BR112017002597B1 (pt) | 2022-05-24 |
| AU2015308497B2 (en) | 2018-12-13 |
| BR112017002597A2 (pt) | 2017-12-19 |
| AU2015308497A1 (en) | 2017-04-06 |
| WO2016030412A1 (en) | 2016-03-03 |
| EP2990593A1 (en) | 2016-03-02 |
| US20170254183A1 (en) | 2017-09-07 |
| CN106574498A (zh) | 2017-04-19 |
| SA517380889B1 (ar) | 2022-12-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2716548C2 (ru) | Скважинная система беспроводной передачи | |
| US20080106972A1 (en) | Downhole sensor networks | |
| AU2015257582B2 (en) | Downhole completion system | |
| US20130228375A1 (en) | Navigation system | |
| US10241223B2 (en) | Downhole piezoelectric acoustic transducer | |
| CA2714484A1 (en) | System for spatially monitoring a borehole in real-time | |
| US20130257629A1 (en) | Wireless communication between tools | |
| US9645266B2 (en) | Tunable acoustic transmitter for downhole use | |
| AU2017349451B2 (en) | Communication systems and methods | |
| US20140375467A1 (en) | Wireless Transmission of Well Formation Information | |
| EP3532706B1 (en) | Communication systems and methods | |
| EP3404204A1 (en) | Downhole surveillance system | |
| WO2020036579A1 (en) | Quadruple transmitter and methods to determine wave velocities of a downhole formation | |
| EP3042037B1 (en) | A downhole tool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant |