FR2681461A1 - Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur. - Google Patents
Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur. Download PDFInfo
- Publication number
- FR2681461A1 FR2681461A1 FR9111279A FR9111279A FR2681461A1 FR 2681461 A1 FR2681461 A1 FR 2681461A1 FR 9111279 A FR9111279 A FR 9111279A FR 9111279 A FR9111279 A FR 9111279A FR 2681461 A1 FR2681461 A1 FR 2681461A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- casing
- arrangement
- implementing
- poles
- drilling
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title description 12
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 16
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 26
- 230000001012 protector Effects 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 11
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 abstract 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 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
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 210000003813 thumb Anatomy 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B13/00—Transmission systems characterised by the medium used for transmission, not provided for in groups H04B3/00 - H04B11/00
-
- 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
- E21B47/125—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 earth as an electrical conductor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Near-Field Transmission Systems (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
L'invention concerne un procédé pour transmettre des paramètres intéressant des fluides souterrains. Le procédé consiste à injecter le signal électrique de l'émetteur (14) transmettant les informations, entre deux points (P1 , P2 ) éloignés l'un de l'autre d'une grande longueur, ce sans interposition obligatoire d'une jonction isolante, cette dernière étant remplacée par la résistance faible, mais non nulle, de la canalisation conductrice (17) reliant les deux points d'application du signal émis qui sont respectivement définis par l'extrémité polaire (F1 ) du conducteur supérieur (16) et par l'extrémité polaire (F2 ) du conducteur inférieur (15) reliés respectivement chacun à l'émetteur (14) transmettant les signaux, lesdites extrémités polaires (P1 , P2 ), reliées conductivement à la canalisation métallique (17) servant au guidage des ondes émises, formant un dipôle de grande longueur s'étendant sur plus d'une longueur de tige de forage (drill pipe) ou de masse-tige (drill collar) ou bien sur plusieurs tronçons de tube de production (tubing) ou de tubage (casing). Le procédé est applicable à l'exploitation de fluides pétroliers ou de nappes phréatiques.
Description
1 - La présente invention est relative à un procédé pour la transmission
d'informations, de paramètres et de données à un organe électromagnétique de réception ou de commande associé à une canalisation souterraine de grande longueur. Elle vise également divers agencements servant
à la mise en oeuvre de ce procédé.
L'invention est plus spécialement conçue pour être mise en oeuvre en coopération avec des installations
de transport de fluides, en particulier de fluides souter-
rains, dans des canalisations verticales, obliques de grande profondeur, ou même horizontales telles qu'on en rencontre, par exemple, dans les dispositifs de forage et de transport
de fluides divers, en particulier de pétrole ou d'eaux ther-
maies.
Le problème se pose fréquemment de transmettre des informations le long des canalisations métalliques souterraines, notamment de forages et de puits dans l'écorce terrestre. En matière de forage et de puits pétroliers, notamment, il est très important de pouvoir soit transmettre
en surface depuis le fond du puits foré des paramètres appré-
hendés par des capteurs de mesure fournissant des indications
utiles de tout ordre pour l'exploitation ultérieure du gise-
ment, par exemple intéressant la pression, la nature des fluides et solides rencontrés, la température, etc, soit de transmettre depuis la surface des ordres de commande
à des appareillages et organes divers tels que vannes, oper-
cules, etc. Traditionnellement, pour transmettre de telles données, on descend dans le puits un câble électrique relié en partie basse aux capteurs de mesure et, en haut, par
l'intermédiaire d'un treuil spécial de manoeuvre, aux appa-
reils d'alimentation électrique et de traitement des
capteurs.
Toutefois, la descente d'un câble comportant
des capteurs ou devant être connecté à des capteurs ou orga-
nes de commande situés en profondeur ne peut pas être effec-
tuée dans tous les cas, notamment pas lorsque le puits foré est en exploitation ou lorsque des vannes ou organes de séparation ne peuvent être traversés par un câble muni ou
non de capteurs.
Une autre méthode s'est développée ces dernières années, celle dite de "Down Hole Measurement While Drilling" (DHMWD ou simplement MWD), méthode qui consiste à transmettre des informations par des impulsions de pression ("Mud pulse") dans le canal de circulation de boue constitué par les tiges en cours de forage, ce qui est un procédé acoustique de transmission. Ce procédé, comme le précédent, s'est révélé peu fiable, très coûteux et très contraignant, et est limité aux puits en cours de forage avec circulation de boue et non pas dans des puits en production ou en cours d'essais,
par exemple Les dispositifs de transmission électro-magné-
tique quant à eux s'appliquent à toutes les configurations
de puits (forage, test, contrôle de production, etc).
Dans ce mode connu de transmission électro-
magnétique, on a déjà proposé un dispositif comportant un système d'antenne d'émission-réception constitué par une jonction électriquement isolante qui sépare électriquement la partie supérieure du train de tiges servant à guider
le signal d'une partie inférieure servant d'antenne.
Avec un tel procédé de propagation électro-
magnétique, la distance de propagation possible dépend de
la résistivité électrique moyenne des terrains environnants.
Lorsque cette résistivité est d'environ 10 ohms mètre, comme c'est le cas dans les terrains sédimentaires secondaires de régions telles que le bassin de Paris ou le centre des Etats Unis d'Amérique, on peut obtenir une transmission
sur une longueur de 3 000 mètres à 4 000 mètres.
Par contre, dans l'état actuel de la technique, on ne peut procéder de la sorte que dans des puits de faible 3 - profondeur, de l'ordre de 1 200 mètres à 1 500 mètres pour ceux forés dans des terrains de résistivité moyenne voisine de 1 ohm/mètre, tels qu'on les rencontre dans les terrains sédimentaires tertiaires péricontinentaux tels que, par exemple, ceux de la Mer du Nord, du Golfe du Mexique ou
du Golfe de Guinée en Afrique de l'Ouest Une telle profon-
deur de transmission est tout à fait insuffisante pour la plupart des forages pétroliers présentant une profondeur
variant de 2 000 à plus de 4 000 mètres.
On voit donc la nécessité de disposer d'un procédé permettant d'augmenter considérablement la distance de propagation des signaux transmettant des informations ou données le long d'une canalisation métallique, ledit procédé étant également applicable aux puits en cours de
production.
L'invention apporte une solution au problème posé et elle vise un procédé de transmission, à l'aide d'un conducteur métallique, de paramètres, de données, d'ordres de commande, le long d'une canalisation métallique, ledit dispositif pouvant alors être universellement utilisé, même
pour des canalisations horizontales telles que des pipe-
lines et des forages horizontaux.
Selon l'invention, le procédé est essentiel-
lement caractérisé par le fait qu'il consiste à injecter le signal électrique entre deux points éloignés l'un de l'autre d'une grande longueur, sans interposition obligatoire d'une jonction électriquement isolante, cette dernière étant remplacée par la résistance faible, mais non nulle, de la canalisation conductrice reliant les deux points
d'application du signal émis.
Selon une autre caractéristique de l'invention, le procédé consiste à éloigner le plus possible l'une de l'autre, l'extrémité polaire du conducteur inférieur et
l'extrémité polaire du conducteur supérieur reliés respecti-
vement chacun à l'émetteur transmettant les signaux, lesdites extrémités polaires, reliées conductivement à la canalisation 4 - métallique servant au guidage des ondes émises, formant
un dipôle de grande longueur s'étendant sur plus d'une lon-
gueur de tige de forage (drill pipe) ou de masse tige (drill
collar) ou sur plusieurs tronçons de tubage (casings).
Selon une autre caractéristique de l'invention, il est avantageux d'éloigner le pôle supérieur Pl du dipôle activement étendu de la surface du sol ou du fond de la mer (en off shore), le pôle inférieur (Pl), étant quant à lui également éloigné de l'extrémité inférieure libre
du tube de forage ou de production.
L'invention vise également divers agencements servant à la mise en oeuvre du procédé, soit en tant que
tels, soit en combinaison avec des agencements connus.
C'est ainsi, par exemple, que le procédé peut-être appliqué à des prises de mesures pendant le forage: MWD (Measurement While Drilling), à des tests de production: Drill Stem Tests à des mesures avec des jauges permanentes pour la
mesure de divers paramètres, et à des commandes de disposi-
tifs divers situés en fond de puits tels que des vannes
de sécurité dites Il Safety Valve".
D'autres caractéristiques et avantages de l'in-
vention ressortiront de la description qui va suivre en
regard des dessins annexés qui illustrent, schématiquement et simplement à titre d'exemple, plusieurs agencements de mise en oeuvre du procédé dans divers systèmes d'exploitation
de gisements pétroliers.
Par raison de lisibilité, l'échelle des épaisseurs n'a pas été respectée sur ces dessins: La Fig l est une vue en élévation, partie en coupe axiale, d'un agencement connu de forage en mer, qui met en oeuvre un mode électromagnétique connu de transmission d'informations (MWD = Measurement While Drilling: mesure et transmission pendant le forage) et qui comporte une jonction isolante entre l'un des derniers tubes de forage et celui
portant le trépan.
-5- La Fig 2 La Fig 3 La Fig 4 La Fig 5 La Fig 6 La Fig 7 La Fig 8 La Fig 9
est une vue schématique, en coupe axiale longitu-
dinale, illustrant le principe d'un agencement servant à la mise en oeuvre du procédé conforme à l'invention, avec dipôle de grande longueur
situé à l'intérieur des tiges de forage ou éven-
tuellement des tubes de test sans interposition
d'une jonction isolante.
est une vue schématique, en coupe axiale longitu-
dinale, d'un autre agencement de mise en oeuvre du procédé, illustrant la mise en place de l'émetteur-récepteur dans le train de tiges (drill string) ou un train de production (tubing)
avec interposition d'une jonction isolante.
est une vue de détail en élévation, partie en
coupe, d'un arrangement comportant un émetteur-
récepteur suspendu à un câble monofilaire isolé couplé à un système intermédiaire de jonction
électrique permettant le réglage du dipôle.
est une vue schématique, illustrant le chemine-
ment du courant d'émission ou de réception entre
l'électronique et les pôles d'injection.
est une vue d'une forme de réalisation particu-
lière dans laquelle le train de tiges intérieur
sert lui-même de conducteur dipôle.
est une vue schématique d'une forme de réalisa-
tion d'un arrangement conforme à l'invention et permettant de transmettre depuis le fond du puits, (sous la vanne de test), des mesures
de pression et de température.
est une vue de détail, à plus grande échelle de la partie de la figure 7, encadrée dans la cartouche A. est une vue partielle de principe représentant un train de tiges, l'émetteur-récepteur et ses
pôles d'entrée et sortie Pl et P 2.
6 -
La Fig 10 est un schéma équivalent illustrant la réparti-
tion du courant entre les pôles.
La Fig ll est une vue illustrant les impédances d'injection
aux pôles d'un signal provenant d'un émetteur-
récepteur. Comme on l'a indiqué ci-dessus, la figure 1 représente un dispositif connu de MWD (mesure en temps réel
en cours de forage) Le système connu d'antenne d'émission-
réception est constitué par une jonction électriquement isolante 1 qui isole la partie supérieure 2 d'un train
de tiges d'une partie inférieure 3 comportant une tige termi-
nale équipée d'un trépan de forage 4.
A l'intérieur du train de tiges 2, 3 est schéma-
tisé un élément cylindrique 5, qui renferme de façon connue des capteurs, une électronique et une source d'énergie, par exemple des batteries, qui ne sont pas représentés, un signal électrique alternatif modulé de basse fréquence étant délivré entre un pôle Pl supérieur et un pôle inférieur P 2 situés sur le train de tiges (drill string) supportant
le trépan 4.
Ce signal modulé, de quelques Hz, est repré-
sentatif des mesures effectuées par les capteurs, le courant injecté étant de l'ordre de quelques ampères sous une tension
de quelques volts.
Les mesures courantes pratiquées avec un tel
dispositif sont notamment ce qu'on appelle l'attitude géomé-
trique de l'outil en cas de forages déviés de la verticale,
actuellement couramment pratiqués Cette attitude géométri-
que est définie par les trois angles que sont l'inclinaison, l'azimut du plan d'inclinaison et la position angulaire de l'outil dite "tool face" D'autres mesures intéressantes sont la radio-activité naturelle des terrains (gamma ray), la pression et la température du liquide à l'intérieur et à l'extérieur du train de tiges, ou d'autres mesures, par exemple celle de la radio-activité provoquée par source neutronique. 7 Dans cette configuration, le signal injecté entre les pôles Pl et P 2 donne lieu à la propagation, dans
les terrains environnant le puits, d'une onde électro-magné-
tique qui, guidée par les canalisations métalliques consti-
tuées par le train supérieur 2 et les tubages successifs
6, 7, (la partie "open hole" du train de forage étant dési-
gnée par 12) remonte vers la surface o elle est recueillie par un "transceiver" 9 qui est connecté d'une part à la masse de l'appareil de forage 10 ou à la tête du puits (ou à tout autre tube provenant du puits) et, d'autre part, à une prise de terre 11 la plus éloignée possible du puits, qui, si l'on est en "off shore" est généralement au fond
de la mer.
Si un tel système connu présente de grands avantages de simplicité, de fiabilité et de commodité, par
contre la distance possible de propagation des ondes électro-
magnétiques dépend étroitement de la résistivité moyenne des terrains qui, comme on l'a indiqué précédemment, est
très variable suivant le site d'exploitation.
L'invention a donc pour objet essentiel, ainsi qu'on l'a défini, de disposer d'un procédé de propagation
efficace sur toute la longueur d'une canalisation souter-
raine, en particulier d'un puits de pétrole, de gaz ou d'eau, procédé qui permette de réduire fortement ou de pallier totalement les inconvénients indiqués, tout en nécessitant une énergie moindre de transmission, en diminuant le coût
de maintenance et en augmentant le débit d'information.
On a déterminé que la transmission directe du signal est
d'autant meilleure que l'impédance linéique de la canalisa-
tion en partie résistive et en partie inductive est basse, le matériau métallique le plus performant étant constitué
par l'aluminium.
Le but du procédé, qui sera illustré ci-après dans diverses applications, est donc de tirer profit du
fait que l'impédance linéique des divers conducteurs métalli-
8 - ques, tubulaires présents dans le puits n'est pas nulle, ce qui dans le mode de propagation connu, rappelé ci-dessus, constitue un inconvénient, mais procure maintenant au contraire de multiples avantages dans la mise en oeuvre du procédé conforme à l'invention qui est universellement
applicable, même en combinaison avec le système électro-
magnétique connu.
Sur la figure 2, représentant un agencement
de mise en oeuvre de l'invention, on peut voir schématique-
ment un dispositif dipôle Pl P 2 mis en place dans un puits en cours de forage qui présente une paroi 12, en "open hole", et au-dessus un tubage 13 et un train de tiges 17 (drill string) Le dispositif qui émet le signal électrique est schématisé en 14 et comporte un fil conducteur inférieur isolé 15 et un fil conducteur supérieur 16 également isolé, dont les extrémités respectives, symbolisées par des flèches
Fl et F 2, aboutissent aux pôles Pl et P 2 du dipôle s'éten-
dant sur une grande longueur L'efficacité de ce dispositif sera proportionnelle à la distance Pl P 2 qui est toujours
supérieure à une longueur de tige ou de tube et avantageuse-
ment de 3 tiges ou tubes de production de forage au moins.
L'émetteur 14 et les fils conducteurs 15 et 16 sont représentés ici à l'intérieur du train de tiges 17, mais ils pourraient, comme on le verra plus loin, être tout aussi bien logés dans l'espace annulaire compris entre
le train de tiges et le tubage 13 du puits.
La figure 3 représente une variante de réalisa-
tion de l'agencement illustré à la figure 2 Cette variante ne diffère de la figure 2 que par l'existence, d'ailleurs absolument facultative selon l'invention, d'une jonction
électriquement isolante 18 interposée entre le tronçon supé-
rieur 17 a et le tronçon inférieur 17 b situés de part et d'autre de la jonction isolante 18, l'émetteur-récepteur 14, relié aux pôles Pl et P 2 par les conducteurs 16 et 15,
respectivement, étant situés, à titre d'exemple non limita-
tif, au niveau de la jonction isolante.
9 - Bien entendu, l'émetteur-récepteur 14 peut être placé à tout niveau dans la conduite et être relié
par des câbles conducteurs isolés aux pôles Pl et P 2 suf-
fisamment éloignés l'un de l'autre conformément au procédé de l'invention. Dans l'agencement représenté, le fluide de forage ou de complétion présent dans l'espace annulaire 19 compris entre le tube de forage ou d'exploitation 17 a, 17 b et le tubage 13 (casing) facilite la transmission vers le casing du signal au niveau de chacun des pôles Pl, P 2 Encore qu'il soit peu praticable de placer l'émetteur-récepteur à l'extérieur du tubage (au contact de la roche), ce qui occasionnerait des difficultés pour sa mise en place, sa réparation éventuelle et surtout la mise en place des conducteurs le reliant aux pôles choisis dans ce cas, il pourrait tout aussi bien être armé comme on le verra plus loin, et être mis en place à l'extérieur du tube de complétion, à l'intérieur de l'espace annulaire rempli de liquide, notamment pour la télécommande d'une vanne de test, d'une vanne de sécurité ou d'une vanne de
"gaz lift", ou tout autre organe d'intervention.
La figure 4 est une variante dérivant des figu-
res 2 et 3 et elle vise notamment un dispositif de mise en oeuvre du procédé conforme à l'invention, dans lequel le dispositif émetteurrécepteur proprement dit 14, suspendu à un câble monoconducteur isolé 20, éventuellement armé
pour résister aux efforts rencontrés, et relié par une con-
nexion électrique 21, à un câble de rallonge 22 dévidé par un treuil 23 connu dont le câble 24 de manipulation passe une poulie de renvoi 25 supportée par un étrier amovible 26 de type connu à l'extrémité inférieure tubulaire filetée se vissant dans l'extrémité supérieure taraudée de l'élément terminal d'un train de tubes de forage ou de complétion
27 Dans ce train de tubes 27 est suspendu l'émetteur-
récepteur 14 avantageusement équipé de patins métalliques - de centrage 28 servant simultanément d'éléments connecteurs
avec le pôle inférieur P 2.
La figure 5 est une vue illustrant la liaison
électrique entre les pôles Pl et P 2 situés, de part et d'au-
tre de l'émetteur-récepteur 14, sur la paroi du tube 27, les câbles de liaison de cet émetteur-récepteur avec les pôles P 1-P 2 étant placés dans une enveloppe métallique
continue illustrée en trait mixte sur le dessin.
Cette enveloppe, qui enserre également l'émet-
teur-récepteur 14, est court-circuitée avec les conducteurs
au niveau des pôles Pl et P 2 Ce court-circuitage de l'en-
veloppe avec les pôles, illogique apparemment, n'est possible que par la différence importante existant entre l'impédance de l'enveloppe 29 entre Pl et P 2 et l'impédance globale régnant entre Pl et P 2 sur les conducteurs métalliques joignant les deux pôles Pl et P 2 On représente également en 21 le détail des continuités électriques au droit du connecteur 21 de l'âme isolée des câbles 20 et 22 d'une part et de l'enveloppe métallique 29 coaxiale avec cette âme Cette enveloppe a une fonctionnalité mécanique mais
non électrique.
Le dispositif ainsi réalisé tire son intérêt du fait que la résistance de court-circuit est non nulle et qu'elle permet ainsi d'émettre ou de recevoir efficacement un signal électrique véhiculant des informations au travers
d'un train de tiges et/ou d'un tubage.
La figure 6 représente une importante variante du dispositif objet de l'invention, plus précisément une variante de la figure 3 dans laquelle les fils conducteurs 16 et 15 sont remplacés par le train de tiges proprement dit. Dans cette figure 6, le train de tiges comporte en 18 une jonction isolante et la cartouche électronique 14, qui au lieu d'être placée à l'intérieur du train de tiges 17 a, 17 b, comme dans les représentations précédentes, il - se trouve à l'extérieur selon une configuration appelée en terme de métier "gauge Carrier", ladite cartouche 14 injectant son signal sur le train de tiges 17 a et 17 b de part et d'autre de la jonction isolante 18 d'une part, par l'intermédiaire de son enveloppe au contact de 17 a et, d'autre part, vers 17 b par l'intermédiaire du conducteur
électrique isolé 41.
Une caractéristique essentielle de cette variante telle qu'elle est employée dans des puits tubés (par les tubages extérieur 6 et intérieur 7 est que l'on interpose entre le tubage 7 et le train de tiges ou canalisation, sur une
certaine longueur au-dessus et au-dessous du porte-élec-
tronique ("Gauge Carrier") 30 des bagues isolantes toriques 31, connues sous le nom de "Casing Protector" habituellement utilisées comme leur nom l'indique, pour éviter une abrasion
entre les tiges de forage en rotation et le tubage fixe.
Cependant, en haut et en bas de la figure 6, quelque part, en des points de contact formant les pôles Pl et P 2 représentés sur le dessin, le train de tiges peut
entrer en contact avec le tubage, soit de manière acciden-
telle comme représenté ici, soit à l'occasion de la présence de pièces telles que Packer, Vannes diverses qui peuvent provoquer une connexion électrique directe entre canalisation intérieure (tiges ou tubes de production) et extérieure (tubage)
On remarquera que, dans cette forme de réalisa-
tion, les conducteurs électriques 17 a, 17 b ne sont isolés du tubage intérieur 7 que par le fluide remplissant le puits
qui peut être totalement isolant (boue à l'huile d'hydrocar-
bures) ou seulement partiellement isolant (fluides à base d'eau) Le fluide inséré dans l'espace annulaire compris entre le train de tiges 17 a et 17 b et le tubage intérieur 7 est moyennement conducteur mais sert d'isolant comparé à la résistivité très faible du train de tiges, d'une part,
et du tubage d'autre part.
12 - La figure 7 représente une forme de réalisation
de l'invention dans le cadre des jauges permanentes.
Les jauges permanentes sont des dispositifs de mesure (géné-
ralement de pression et température et plus rarement de débit) installés à demeure, au fond des puits en production et permettant de surveiller l'évolution du réservoir On
emploie habituellement le terme et les méthodes d'instal-
lation des jauges permanentes dès que la jauge est installée
au fond du puits pour plus de six mois.
Le dispositif de mesure et de transmission 14 se trouve généralement placé dans l'espace annulaire 19 derrière le joint d'étanchéité ou packer 32 Une prise de pression intérieure 33 permet de mesurer la pression
du gisement à surveiller Le câble 34 qui relie l'émetteur-
récepteur 14 fixé au tube de production (tubing) 35 par un collier 36 constituant le pôle inférieur P 2, au pôle supérieur Pl, est réalisé à l'aide d'un conducteur scellé, de type connu, constitué par un conducteur isolé placé à
l'intérieur d'un tube en acier inoxydable ("Metal Clad").
La particularité de ce dispositif est d'être
contenu au sein d'une enveloppe métallique continue inclu-
ant: le capteur, l'électronique de mesure, la source d'énergie (batterie), la liaison électrique vers le pôle Pl. La figure 8 est une vue agrandie de l'extrémité du câble 34 au droit du collier supérieur 37 On reconnaît
en 37 la liaison électrique vers le tube de production maté-
rialisant le pôle Pl, en 38 le tube protecteur ("Metal Clad"), de diamètre, généralement, 1/8 de pouce ou 1/4 de
pouce.
Un conducteur, isolé radialement 39, est relié d'abord au
tube protecteur 38 par une soudure étanche 40 Le tube pro-
tecteur métallique 38 est ensuite relié électriquement au
tube de production 35 par la bride 37.
Le signal modulé émis par l'émetteur-récepteur 13 -
14 est reçu en surface par le "Surface Transceiver" 9 ins-
tallé comme décrit dans les exemples de réalisation précé-
dents. On remarquera que le dispositif ainsi défini se présente, vis à vis des fluides de complétion du puits, comme une enveloppe entièrement métallique et continue,
pouvant être entièrement scellée par soudure.
Cette forme de réalisation, conforme à l'inven-
tion, contribue à l'amélioration de la fiabilité de la jauge
permanente ainsi réalisée, comparée aux réalisations connues.
Ce mode de réalisation de la figure 8 peut également servir à la télécommande d'une vanne de sécurité ou de test ou de tout autre organe situé dans un puits ou
une conduite souterraine électriquement conductrice.
Le schéma synoptique du dispositif conforme à l'invention est illustré aux figures 9 à 11 Il permet de voir l'électronique 14 émettant les signaux et les pôles Pl et P 2 du dipôle, les impédances caractéristiques Zc basse et Zc haute se retrouvant sur le schéma électrique de la figure 10, o Rs désigne l'impédance de la source et Zcc l'impédance série du guide d'onde constitué par le tube 17 (sa partie active sera de l'ordre de quelques milli-ohms
pour 100 mètres).
Le schéma équivalent simplifié illustré à la
figure 1 l explicite le mode de couplage utilisé dans l'inven-
tion, la valeur Vs étant sensiblement égale à l'expression.
Zcc x Ve Rs Il va de soi que l'invention n'a été décrite et représentée qu'à titre purement explicatif, nullement limitatif, et que diverses modifications de détail pourraient être apportées aux divers modes de mise en oeuvre du procédé
revendiqué qui consiste essentiellement, quel que soit l'ar-
rangement considéré, à prévoir un dipôle de la plus grande 14 - longueur possible dont les pôles soient éloignés du fond
et de la surface sur plusieurs tiges successives.
C'est ainsi, par exemple, qu'en plus des bagues de centrage 31 empêchant le flambage du tube trop près de l'émetteur 14 et tout court-circuit direct provoquant un
rapprochement des pôles Pl et P 2, un arrangement selon l'in-
vention prévoit de revêtir, dans la zone comprise entre les pôles Pl et P 2, le ou les conducteur(s) 17 a, 17 b d'une couche isolante continue ou discontinue réalisée par exemple
en une résine époxy non conductrice.
-
Claims (10)
1 Procédé pour accroître dans un forage, par exemple pétrolier, la profondeur depuis laquelle un émetteur puisse transmettre du fond des informations des- tinées à connaître en surface les paramètres régnant à un
niveau donné ou à transmettre depuis la surface des instruc-
tions de commande à des appareils situés en fond de puits tels que vannes, opercules et autres, caractérisé par le fait qu'il consiste à injecter le signal électrique de l'émetteur transmettant les informations entre deux points éloignés l'un de l'autre d'une grande longueur, sans interposition obligatoire d'une jonction isolante, cette dernière étant remplacée par la résistance faible, mais non nulle, de la canalisation métallique reliant les
deux points d'application du signal émis.
2 Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait qu'il consiste à éloigner le plus possible l'une de l'autre l'extrémité polaire du conducteur inférieur et l'extrémité polaire du conducteur supérieur reliés respectivement chacun à l'émetteur transmettant les signaux, lesdites extrémités polaires, reliées conductivement à la canalisation métallique servant au guidage des ondes émises, formant un dipôle de grande longueur s'étendant sur plus d'une longueur de tige de forage (drill pipe) ou de masse tige (drill collar) ou sur plusieurs tronçons de
tube de production (tubing) ou de tubage (casing).
3 Procédé selon les revendications 1 et 2,
caractérisé par le fait qu'il prévoit d'éloigner le pôle supérieur (Pl) du dipôle activement étendu de la surface du sol ou du fond de la mer (en off shore), le pôle inférieur étant quant à lui également éloigné de l'extrémité inférieure
libre du tube de forage ou de production.
4 Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon les revendications 1 à 3,
16 - caractérisé par le fait que le dipôle s'étend sur plus d'une longueur de tube de forage, c'est-à-dire sur plus de 9 mètres. 5. Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon les revendications 1 à 3,
caractérisé par le fait que le dipôle s'étend sur plus de 3 longueurs de tube de forage, c'est-à-dire sur plus de
27 mètres.
6 Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon les revendications 1 à 3,
caractérisé par le fait que ses divers éléments sont disposés de telle sorte que l'extrémité polaire P 2 du conducteur inférieur et l'extrémité polaire Pl du conducteur supérieur soient respectivement éloignées du fond du forage et de la surface du sol d'une distance au moins égale à la longueur
de plusieurs tiges de forage ou de tubage.
7 Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon l'une ou plusieurs des revendications 1 à 3,
caractérisé par le fait que lors de l'interposition entre
deux tubes successifs d'une liaison isolante ( 18), les con-
ducteurs ( 16) et ( 15) respectivement reliés aux pôles Pl et P 2 se trouvent placés de part et d'autre de la jonction isolante ( 18), l'émetteur-récepteur ( 14) étant situé au
niveau de cette jonction isolante ( 18).
8 Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon l'une ou plusieurs des revendications 1 à 3,
caractérisé par le fait que l'émetteur-récepteur ( 14) peut-
être situé dans une zone se trouvant à l'extérieur du dipôle Pl-P 2 9 Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon l'une ou plusieurs des revendications 1 à 3,
caractérisé par le fait que l'émetteur-récepteur ( 14) est placé à l'extérieur du tube de forage ou d'exploitation ( 17), entre celui-ci et le tubage ( 6; 7), la conduction du signal aux pôles Pl et P 2 se faisant à l'intérieur d'une
enveloppe métallique continue ( 29) ou 38 qui est court-
17 - circuitée, à proximité des pôles Pl et P 2, avec ces derniers
et le(s) conducteur(s) ( 39) d'amenée du signal.
Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon l'une ou plusieurs des revendications 1 à 3,
caractérisé par le fait que l'émetteur-récepteur ( 14) peut-
être placé contre la roche, au voisinage de la paroi exté-
rieure du tubage, les pôles Pl et P 2 se trouvant sur le
tubage du puits de forage.
11 Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon l'une ou plusieurs des revendications 1 à 3,
caractérisé par le fait que pour éviter un contact du tube de forage ou d'exploitation avec le tubage dans une zone trop rapprochée de l'émetteur-récepteur ( 14), il est prévu d'isoler électriquement ce tube ( 17 a, 17 b) sur une longueur au moins égale à l'écartement envisagé pour les pôles, cet isolement pouvant être réalisé par application d'une couche
discontinue ou continue d'une résine non-conductrice appro-
priée, ce éventuellement en combinaison avec des bagues
de centrage ( 31) évitant tout flambage du tube ( 17 a, 17 b).
12 Agencement pour la mise en oeuvre du procédé
selon l'une ou plusieurs des revendications 1 à 3,
caractérisé par le fait que pour éviter un contact électrique du tube de forage ou d'exploitation avec le tubage dans une zone trop rapprochée de l'émetteur-récepteur ( 14), il est prévu de centrer mécaniquement, à l'aide de bagues isolantes, comme par exemple des casing protectors, le train de tube, de forage ou de production ( 17 a, 17 b) sur une longueur au moins égale à l'écartement envisagé pour les pôles Pl, P 2; ceci afin de réaliser un dipôle artificiel
de grande longueur conforme à l'invention.
Priority Applications (8)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9111279A FR2681461B1 (fr) | 1991-09-12 | 1991-09-12 | Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur. |
ITMI921326A IT1260486B (it) | 1991-09-12 | 1992-05-29 | Procedimento e disposizione per la trasmissione di informazioni, parametri e dati ad un organo elettromagnetico di ricezione o di comando associato ad una condotta sotterranea di grande lunghezza |
US07/911,095 US5394141A (en) | 1991-09-12 | 1992-07-09 | Method and apparatus for transmitting information between equipment at the bottom of a drilling or production operation and the surface |
OA60245A OA09595A (fr) | 1991-09-12 | 1992-07-15 | Procede et agencement pour la transmission d'informations de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation sousterraine de grande longueur |
JP20788692A JP3437851B2 (ja) | 1991-09-12 | 1992-08-04 | 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 |
GB9219014A GB2259832B (en) | 1991-09-12 | 1992-09-08 | Method and apparatus for transmitting information between equipment at the bottom of a drilling or production operation and the surface |
CA002078090A CA2078090C (fr) | 1991-09-12 | 1992-09-11 | Methode et appareils pour la transmission d'informations entre le fond et la surface d'un puits de forage ou de production |
NO923540A NO307007B1 (no) | 1991-09-12 | 1992-09-11 | Dataoverfoering til en elektromagnetisk styreenhet koplet til et roerledningssystem |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9111279A FR2681461B1 (fr) | 1991-09-12 | 1991-09-12 | Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur. |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FR2681461A1 true FR2681461A1 (fr) | 1993-03-19 |
FR2681461B1 FR2681461B1 (fr) | 1993-11-19 |
Family
ID=9416891
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FR9111279A Expired - Lifetime FR2681461B1 (fr) | 1991-09-12 | 1991-09-12 | Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur. |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5394141A (fr) |
JP (1) | JP3437851B2 (fr) |
CA (1) | CA2078090C (fr) |
FR (1) | FR2681461B1 (fr) |
GB (1) | GB2259832B (fr) |
IT (1) | IT1260486B (fr) |
NO (1) | NO307007B1 (fr) |
OA (1) | OA09595A (fr) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
ES2046133A2 (es) * | 1992-06-23 | 1994-01-16 | Geoservices | Procedimiento e instalacion para la transmision de informaciones, de parametros y de datos a un organo electro-magnetico de recepcion o de mando asociado a una canalizacion subterranea de gran longitud. |
Families Citing this family (108)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU685132B2 (en) * | 1993-06-04 | 1998-01-15 | Gas Research Institute, Inc. | Method and apparatus for communicating signals from encased borehole |
US5512889A (en) * | 1994-05-24 | 1996-04-30 | Atlantic Richfield Company | Downhole instruments for well operations |
US7252160B2 (en) * | 1995-06-12 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Electromagnetic gap sub assembly |
CA2151525C (fr) | 1995-06-12 | 2002-12-31 | Marvin L. Holbert | Appareil de transmission de signaux souterrains |
FR2750450B1 (fr) * | 1996-07-01 | 1998-08-07 | Geoservices | Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique |
US5883516A (en) * | 1996-07-31 | 1999-03-16 | Scientific Drilling International | Apparatus and method for electric field telemetry employing component upper and lower housings in a well pipestring |
US6396276B1 (en) | 1996-07-31 | 2002-05-28 | Scientific Drilling International | Apparatus and method for electric field telemetry employing component upper and lower housings in a well pipestring |
US5960370A (en) * | 1996-08-14 | 1999-09-28 | Scientific Drilling International | Method to determine local variations of the earth's magnetic field and location of the source thereof |
US6188223B1 (en) | 1996-09-03 | 2001-02-13 | Scientific Drilling International | Electric field borehole telemetry |
FR2766900B1 (fr) * | 1997-08-04 | 1999-09-03 | Geoservices | Dispositif de raccordement electriquement isolant entre deux elements metalliques |
US5942990A (en) * | 1997-10-24 | 1999-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic signal repeater and method for use of same |
US6075462A (en) * | 1997-11-24 | 2000-06-13 | Smith; Harrison C. | Adjacent well electromagnetic telemetry system and method for use of the same |
US6144316A (en) * | 1997-12-01 | 2000-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic and acoustic repeater and method for use of same |
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 |
US6018501A (en) * | 1997-12-10 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea repeater and method for use of the 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 |
CA2232213C (fr) * | 1998-03-16 | 2004-09-28 | Ryan Energy Technologies Inc. | Sous-ensemble de connecteurs d'isolation electrique pour une tige de forage |
US6158532A (en) * | 1998-03-16 | 2000-12-12 | Ryan Energy Technologies, Inc. | Subassembly electrical isolation connector for drill rod |
GB2338253B (en) * | 1998-06-12 | 2000-08-16 | Schlumberger Ltd | Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations |
GB9818418D0 (en) * | 1998-08-26 | 1998-10-21 | Dailey Ids Limited | Sub |
US20040239521A1 (en) * | 2001-12-21 | 2004-12-02 | Zierolf Joseph A. | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US7283061B1 (en) * | 1998-08-28 | 2007-10-16 | Marathon Oil Company | Method and system for performing operations and for improving production in wells |
FR2785017B1 (fr) | 1998-10-23 | 2000-12-22 | Geoservices | Methode et systeme de transmission d'informations par onde electromagnetique |
US7513305B2 (en) * | 1999-01-04 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for operating a tool in a wellbore |
US6736210B2 (en) | 2001-02-06 | 2004-05-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for placing downhole tools in a wellbore |
US7407006B2 (en) * | 1999-01-04 | 2008-08-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | System for logging formations surrounding a wellbore |
GB0100107D0 (en) * | 2001-01-03 | 2001-02-14 | Flight Refueling Ltd | Data transmission in pipeline systems |
US7071837B2 (en) * | 1999-07-07 | 2006-07-04 | Expro North Sea Limited | Data transmission in pipeline systems |
US6572152B2 (en) | 1999-12-29 | 2003-06-03 | Ryan Energy Technologies Inc. | Subassembly electrical isolation connector for drill rod |
US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
US6679332B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
US6662875B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-12-16 | Shell Oil Company | Induction choke for power distribution in piping structure |
US6758277B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-07-06 | Shell Oil Company | System and method for fluid flow optimization |
US20020036085A1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US6715550B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
US6840316B2 (en) | 2000-01-24 | 2005-01-11 | Shell Oil Company | Tracker injection in a production well |
US6633164B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Measuring focused through-casing resistivity using induction chokes and also using well casing as the formation contact electrodes |
US7114561B2 (en) | 2000-01-24 | 2006-10-03 | Shell Oil Company | Wireless communication using well casing |
US6817412B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-11-16 | Shell Oil Company | Method and apparatus for the optimal predistortion of an electromagnetic signal in a downhole communication system |
US7259688B2 (en) * | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
CA2401705C (fr) | 2000-03-02 | 2013-09-24 | Shell Canada Limited | Mesure et commande sans fil en fond de trou permettant d'optimiser la performance d'un champ et d'un puits a extraction au gaz |
AU2001243413B2 (en) * | 2000-03-02 | 2004-10-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Controlled downhole chemical injection |
EG22420A (en) | 2000-03-02 | 2003-01-29 | Shell Int Research | Use of downhole high pressure gas in a gas - lift well |
NZ521121A (en) * | 2000-03-02 | 2005-03-24 | Shell Int Research | Wireless communication using well casing |
EP1259702B1 (fr) * | 2000-03-02 | 2006-05-24 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Production d'energie utilisant des batteries avec decharge reconfigurable |
WO2001065061A1 (fr) | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Actionneur electro-hydraulique sous pression pour vanne de fonds de puits |
US7170424B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-01-30 | Shell Oil Company | Oil well casting electrical power pick-off points |
US7073594B2 (en) | 2000-03-02 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
RU2256074C2 (ru) | 2000-03-02 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система управления связями и подачей электрического тока, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ добычи нефтепродуктов из нефтяной скважины |
US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
US6989764B2 (en) * | 2000-03-28 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
US6516663B2 (en) | 2001-02-06 | 2003-02-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole electromagnetic logging into place tool |
US7322410B2 (en) * | 2001-03-02 | 2008-01-29 | Shell Oil Company | Controllable production well packer |
DE10112394A1 (de) * | 2001-03-13 | 2002-10-02 | Ticona Gmbh | Leitfähige Kunststofformmasse, ihre Verwendung und daraus hergestellte Formkörper |
US7123162B2 (en) | 2001-04-23 | 2006-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea communication system and technique |
US7014100B2 (en) * | 2001-04-27 | 2006-03-21 | Marathon Oil Company | Process and assembly for identifying and tracking assets |
GB0116120D0 (en) * | 2001-06-30 | 2001-08-22 | Maxwell Downhole Technology Lt | Insulating device and assembly |
US6657597B2 (en) * | 2001-08-06 | 2003-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional signal and noise sensors for borehole electromagnetic telemetry system |
US6781520B1 (en) | 2001-08-06 | 2004-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Motion sensor for noise cancellation in borehole electromagnetic telemetry system |
US6781521B1 (en) | 2001-08-06 | 2004-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filters for canceling multiple noise sources in borehole electromagnetic telemetry system |
US6970099B2 (en) * | 2001-12-04 | 2005-11-29 | Ryan Energy Technologies Inc. | Apparatus, system, and method for detecting and reimpressing electrical charge disturbances on a drill-pipe |
US7324011B2 (en) * | 2004-04-14 | 2008-01-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Method and system for pipeline communication |
US7276264B1 (en) * | 2002-02-11 | 2007-10-02 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods for coating conduit interior surfaces utilizing a thermal spray gun with extension arm |
US7334485B2 (en) * | 2002-02-11 | 2008-02-26 | Battelle Energy Alliance, Llc | System, method and computer-readable medium for locating physical phenomena |
WO2003090311A2 (fr) * | 2002-04-16 | 2003-10-30 | Computalog Usa, Inc. | Antenne emf grande portee |
US6915848B2 (en) | 2002-07-30 | 2005-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Universal downhole tool control apparatus and methods |
US6776240B2 (en) | 2002-07-30 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole valve |
US6926098B2 (en) * | 2002-12-02 | 2005-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Insulative gap sub assembly and methods |
FR2848363B1 (fr) * | 2002-12-10 | 2005-03-11 | Geoservices | Dispositif de transmission de donnees pour une installation d'exploitation de fluides contenus dans un sous-sol. |
US7032930B2 (en) * | 2003-02-28 | 2006-04-25 | Ryan Energy Technologies | Electrical isolation connector subassembly for use in directional drilling |
US7170423B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-01-30 | Weatherford Canada Partnership | Electromagnetic MWD telemetry system incorporating a current sensing transformer |
US7145473B2 (en) * | 2003-08-27 | 2006-12-05 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Electromagnetic borehole telemetry system incorporating a conductive borehole tubular |
US7080699B2 (en) * | 2004-01-29 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore communication system |
CA2509819C (fr) * | 2004-06-14 | 2009-08-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methodes et dispositif reduisant le bruit d'un signal electromagnetique |
US20050284531A1 (en) * | 2004-06-24 | 2005-12-29 | Threadgill Travis J | Drill pipe assembly |
GB0426594D0 (en) * | 2004-12-03 | 2005-01-05 | Expro North Sea Ltd | Downhole communication |
WO2006083764A1 (fr) * | 2005-01-31 | 2006-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Systeme de telemetrie avec connecteur isolant |
EP1748151B1 (fr) | 2005-07-29 | 2010-01-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Méthode et dispositif pour la transmission ou réception d'information entre un dispositif de fond et la surface |
US7554458B2 (en) * | 2005-11-17 | 2009-06-30 | Expro North Sea Limited | Downhole communication |
CA2544457C (fr) | 2006-04-21 | 2009-07-07 | Mostar Directional Technologies Inc. | Systeme et methode de telemesure de fond de trou |
EP1953570B1 (fr) * | 2007-01-26 | 2011-06-15 | Services Pétroliers Schlumberger | Système de télémétrie de fond de trou |
US20130030708A1 (en) * | 2007-11-29 | 2013-01-31 | Stanislav Wihelm Forgang | Wellbore logging performance verification method and apparatus |
US10119377B2 (en) * | 2008-03-07 | 2018-11-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
US9194227B2 (en) * | 2008-03-07 | 2015-11-24 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a wellbore |
GB2472732B (en) * | 2008-06-10 | 2012-06-13 | Haliburton Energy Services Inc | Method and system of transmitting electromagnetic waves from a wellbore |
US20110132607A1 (en) * | 2009-12-07 | 2011-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and Technique to Communicate With a Tubing-Conveyed Perforating Gun |
US8850899B2 (en) | 2010-04-15 | 2014-10-07 | Marathon Oil Company | Production logging processes and systems |
GB201012175D0 (en) | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
GB201012176D0 (en) | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Well |
RU2475644C1 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Омский государственный университет им. Ф.М. Достоевского" | Способ передачи и приема информации с забоя скважины на поверхность по электромагнитному каналу связи по породе с использованием сквид-магнитометра |
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 |
WO2015153305A1 (fr) * | 2014-04-04 | 2015-10-08 | Shell Oil Company | Conducteurs isolés formés au moyen d'une étape de réduction finale après traitement thermique |
WO2016099505A1 (fr) | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication sans fil de fond de trou haute efficacité |
AU2014415641B2 (en) | 2014-12-29 | 2018-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetically coupled band-gap transceivers |
GB2550863A (en) | 2016-05-26 | 2017-12-06 | Metrol Tech Ltd | Apparatus and method to expel fluid |
GB2550865B (en) | 2016-05-26 | 2019-03-06 | Metrol Tech Ltd | Method of monitoring a reservoir |
GB2550867B (en) | 2016-05-26 | 2019-04-03 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules connected by a matrix |
GB2550866B (en) | 2016-05-26 | 2019-04-17 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using semiconductor elements |
GB201609289D0 (en) | 2016-05-26 | 2016-07-13 | Metrol Tech Ltd | Method of pressure testing |
GB2550869B (en) | 2016-05-26 | 2019-08-14 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements |
GB2550862B (en) | 2016-05-26 | 2020-02-05 | Metrol Tech Ltd | Method to manipulate a well |
GB2550868B (en) | 2016-05-26 | 2019-02-06 | Metrol Tech Ltd | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules comprising a crystal oscillator |
GB201609285D0 (en) | 2016-05-26 | 2016-07-13 | Metrol Tech Ltd | Method to manipulate a well |
EP3601735B1 (fr) | 2017-03-31 | 2022-12-28 | Metrol Technology Ltd | Installations de surveillance de puits |
AU2017407833B2 (en) * | 2017-03-31 | 2023-09-21 | Metrol Technology Ltd | Monitoring well installations |
EP3775491A1 (fr) | 2018-03-28 | 2021-02-17 | Metrol Technology Ltd | Installations de puits |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2128738A1 (en) * | 1971-03-09 | 1972-10-20 | Rammner Rudolf | Data measuring/transmission system - for strata traversed by a borehole |
FR2205996A5 (en) * | 1972-11-08 | 1974-05-31 | Gaz De France | Transmission of underground or underwater measurements - to surface receivers, e.g. for underground gas storage |
EP0339825A1 (fr) * | 1988-04-29 | 1989-11-02 | Utilx Corporation | Dispositif de transmission d'informations dans un puits de forage |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2225668A (en) * | 1936-08-28 | 1940-12-24 | Union Oil Co | Method and apparatus for logging drill holes |
US2400170A (en) * | 1942-08-29 | 1946-05-14 | Stanolind Oil & Gas Co | Time cycle telemetering |
US3150321A (en) * | 1960-08-05 | 1964-09-22 | Harvest Queen Mill & Elevator | Buried pipe communications systems utilizing earth polarization phenomenon |
CA953785A (en) * | 1971-03-09 | 1974-08-27 | Rudolf J. Rammner | Apparatus for transmitting data from a hole drilled in the earth |
US4616702A (en) * | 1984-05-01 | 1986-10-14 | Comdisco Resources, Inc. | Tool and combined tool support and casing section for use in transmitting data up a well |
US4839644A (en) * | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
USRE33690E (en) * | 1987-08-06 | 1991-09-17 | Oil Well Automation, Inc. | Level sensor |
NO163578C (no) * | 1987-10-23 | 1990-06-20 | Saga Petroleum | Fremgangsmaate og innretning for overfoering av maaledata fra en oljebroenn til overflaten. |
US5189415A (en) * | 1990-11-09 | 1993-02-23 | Japan National Oil Corporation | Receiving apparatus |
US5138313A (en) * | 1990-11-15 | 1992-08-11 | Halliburton Company | Electrically insulative gap sub assembly for tubular goods |
US5130706A (en) * | 1991-04-22 | 1992-07-14 | Scientific Drilling International | Direct switching modulation for electromagnetic borehole telemetry |
-
1991
- 1991-09-12 FR FR9111279A patent/FR2681461B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-05-29 IT ITMI921326A patent/IT1260486B/it active IP Right Grant
- 1992-07-09 US US07/911,095 patent/US5394141A/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-07-15 OA OA60245A patent/OA09595A/fr unknown
- 1992-08-04 JP JP20788692A patent/JP3437851B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1992-09-08 GB GB9219014A patent/GB2259832B/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-09-11 NO NO923540A patent/NO307007B1/no not_active IP Right Cessation
- 1992-09-11 CA CA002078090A patent/CA2078090C/fr not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2128738A1 (en) * | 1971-03-09 | 1972-10-20 | Rammner Rudolf | Data measuring/transmission system - for strata traversed by a borehole |
FR2205996A5 (en) * | 1972-11-08 | 1974-05-31 | Gaz De France | Transmission of underground or underwater measurements - to surface receivers, e.g. for underground gas storage |
EP0339825A1 (fr) * | 1988-04-29 | 1989-11-02 | Utilx Corporation | Dispositif de transmission d'informations dans un puits de forage |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
ES2046133A2 (es) * | 1992-06-23 | 1994-01-16 | Geoservices | Procedimiento e instalacion para la transmision de informaciones, de parametros y de datos a un organo electro-magnetico de recepcion o de mando asociado a una canalizacion subterranea de gran longitud. |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2259832B (en) | 1996-04-10 |
ITMI921326A0 (it) | 1992-05-29 |
FR2681461B1 (fr) | 1993-11-19 |
NO923540L (no) | 1993-03-15 |
GB9219014D0 (en) | 1992-10-21 |
NO923540D0 (no) | 1992-09-11 |
JP3437851B2 (ja) | 2003-08-18 |
CA2078090C (fr) | 1999-02-02 |
JPH05239985A (ja) | 1993-09-17 |
IT1260486B (it) | 1996-04-09 |
OA09595A (fr) | 1993-04-30 |
CA2078090A1 (fr) | 1993-03-13 |
NO307007B1 (no) | 2000-01-24 |
GB2259832A (en) | 1993-03-24 |
US5394141A (en) | 1995-02-28 |
ITMI921326A1 (it) | 1993-03-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
FR2681461A1 (fr) | Procede et agencement pour la transmission d'informations, de parametres et de donnees a un organe electro-magnetique de reception ou de commande associe a une canalisation souterraine de grande longueur. | |
EP0995877B1 (fr) | Méthode et système de transmission d'informations par onde électromagnétique | |
FR2501777A1 (fr) | Methode et dispositif pour effectuer, a l'aide d'outils specialises, des operations telles que des mesures, dans des portions de puits fortement inclinees sur la verticale, ou horizontales | |
US4665995A (en) | Wedging assembly for borehole steering or branching | |
EP1953570B1 (fr) | Système de télémétrie de fond de trou | |
EP0546892B1 (fr) | Procédé et dispositif pour l'interconnexion électrique d'appareils tels que de sondes de puits | |
US20130063276A1 (en) | Downhole telemetry signalling apparatus | |
FR2627649A1 (fr) | Methode et dispositif de transmission de l'information par cable et par ondes de boue | |
EP0122839A1 (fr) | Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits | |
EP1570157B1 (fr) | Dispositif de transmission de données | |
EP0773344B1 (fr) | Dispositif d'exploration d'une formation souterraine traversée par un puits horizontal comportant plusieurs sondes ancrables | |
NO320266B1 (no) | Antenneanordning for a motta elektromagnetiske signaler fra undergrunnen | |
EP0327422B1 (fr) | Interprétation de diagraphies électriques | |
EP1225301A1 (fr) | Tige creuse de forage pour la transmission d'informations | |
EP1473256B1 (fr) | Procédé et dispositif de transmission d'informations entre une cavité saline et la surface du sol | |
FR2617901A1 (fr) | Procede de forage avec transmission electromagnetique d'informations depuis le fond | |
WO2006008361A1 (fr) | Train de tiges apte a la transmission d'informations a haut debit dans un puits de forage | |
GB2589815A (en) | Telemetry safety & life of well monitoring system | |
WO2023017219A1 (fr) | Dispositif d'acquisition et communication de données entre colonnes de puits de pétrole ou de gaz | |
GB2584450A (en) | Telemetry safety & life of well monitoring system | |
WO2024047402A1 (fr) | Système de détermination de l'état d'une colonne tubulaire | |
FR2570818A1 (fr) | Procede et appareil de transmission de signaux electriques et electro-optiques pour telemetrie |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TP | Transmission of property |