RU2612762C2 - Система связи для скважин с большим отходом - Google Patents
Система связи для скважин с большим отходом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2612762C2 RU2612762C2 RU2014150864A RU2014150864A RU2612762C2 RU 2612762 C2 RU2612762 C2 RU 2612762C2 RU 2014150864 A RU2014150864 A RU 2014150864A RU 2014150864 A RU2014150864 A RU 2014150864A RU 2612762 C2 RU2612762 C2 RU 2612762C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- communicator
- communicators
- wellbore
- volume
- devices
- Prior art date
Links
- 238000004891 communication Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 16
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 4
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 2
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине. В частности, предложена забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, содержащая: блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления двумя или более устройствами, установленными в стволе скважины с большим отходом; множество первых коммуникаторов, установленных в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненных с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно из двух или более устройств; и множество вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины. Причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов для формирования множества пар, так что каждая пара из множества пар расположена удаленно от других пар из множества пар. Каждая пара из первого коммуникатора и второго коммуникатора установлена в основном в вертикальной плоскости, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения. Причем второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор. Второй коммуникатор каждой пары расположен в объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины с гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, или в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора. По меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ
[1] Данная заявка испрашивает приоритет по заявке U.S. №13/472852, выложена 16 мая 2012 г., которая полностью включена в данном документе в виде ссылки.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[2] В бурении и заканчивании скважин с большим отходом их могут строить за пределами практической досягаемости гибкой насосно-компрессорной трубы, линий управления и других систем связи управления и мониторинга. Данные скважины с большим отходом могут иметь боковые или горизонтальные отходы более 10000 футов (3050 м), некоторые превышают даже 40000 футов (12200 м) с применением современной технологии. В результате забойные данные, важные для эффективного выполнения работ на забое, такие как температура, давление, расход, соотношение нефть/вода и т.д., нельзя измерить и передать на поверхность. Кроме того, скважинными устройствами, например как муфтами, штуцерами, клапанами, пакерами, регуляторами притока и т.д., операторы на поверхности не могут дистанционно управлять. Отрасли нужны системы, обеспечивающие передачу данных для мониторинга и управления устройствами в скважинах и стволах скважин с большим отходом.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[3] Забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, включающая в себя блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления по меньшей мере одним устройством, установленным в стволе скважины с большим отходом; первый коммуникатор, установленный в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненный с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно устройство; и второй коммуникатор, пространственно удаленный от ствола скважины, причем первый коммуникатор и второй коммуникатор установлены по существу в вертикальной плоскости, проходящей вдоль длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор.
[4] Способ заканчивания скважины с большим отходом, включающий в себя размещение первого коммуникатора в стволе скважины с большим отходом; размещение устройства в стволе скважины с большим отходом, причем устройство поддерживает связь для передачи сигналов с первым коммуникатором; размещение второго коммуникатора, пространственно удаленного от ствола скважины, причем второй коммуникатор поддерживает связь для передачи сигналов с блоком оператора скважины; и поддержание связи между устройством и блоком оператора через первый и второй коммуникаторы.
[5] Способ передачи данных на забое в стволе скважины с большим отходом, включающий в себя поддержание связи между блоком оператора скважины и первым коммуникатором, установленным в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины, через второй коммуникатор, причем первый коммуникатор по существу расположен в одной плоскости со вторым коммуникатором, плоскость проходит вертикально и вдоль наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, второй коммуникатор пространственно удален от ствола скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[6] Следующие описания не следует считать ограничивающими. На прилагаемых чертежах одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями.
[7] На Фиг. 1 схематично показана забойная система связи для ствола скважины с большим отходом.
[8] На Фиг. 2 показано сечение системы в общем по линии 2-2 на Фиг. 1.
[9] На Фиг. 3 показан вид сверху системы в общем по линии 3-3 на Фиг. 1.
[10] На Фиг. 4 схематично показана система согласно другому варианту осуществления, раскрытому в данном документе.
[11] На Фиг. 5 схематично показана система Фиг. 4, имеющая первый изолирующий хвостовик, стыкующийся со вторым изолирующим хвостовиком.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[12] Подробное описание вариантов осуществления устройства и способа представлено в данном документе в виде примера и без ограничений описанием и прилагаемыми фигурами.
[13] На Фиг. 1 показaна система связи 10 для обеспечения передачи данных в стволе скважины или скважине 12. В одном варианте осуществления ствол 12 скважины является стволом скважины с большим отходом, имеющим вертикальную секцию 14 и наклонно-направленный отвод или удлинение 16 с большим зенитным углом. Термин "наклонно-направленный с большим зенитным углом" означает, что удлинение 16 бурится со значительным уходом от вертикали. Удлинение 16 может буриться в направлении, которое в общем является горизонтальным, как боковой ствол, перпендикулярный вертикальной секции 14 и т.д. или который иначе приближается или аппроксимируется с таким направлением. По данной причине наклонно-направленное с большим зенитным углом удлинение 16 может альтернативно называться горизонтальным или боковым удлинением 16, хотя понятно, что фактическое направление удлинения 16 может меняться в различных вариантах осуществления. Фактическая вертикальная глубина (TVD) ствола 12 скважины определяется вертикальной секцией 14, и горизонтальная или наклонная глубина или смещение (HD) определяется длиной удлинения 16 (как указано выше, "горизонтальная" глубина может не принадлежать строго горизонтальному направлению и может вместо этого принадлежать другому направлению, отклоняющемуся от вертикали), при этом общая глубина скважины является эквивалентом суммы фактической вертикальной глубины и горизонтальной глубины. В одном варианте осуществления общая глубина скважины составляет по меньшей мере 10000 футов (3050 м), что представляет практическое ограничение для применения гибкой насосно-компрессорной трубы и линий управления в данном типе скважины. Как отмечено выше, общая глубина может превышать 40000 футов (12200 м). Фактическая вертикальная глубина для типичных скважин с большим отходом на основе современной технологии составляет около 3000-10000 фут (915-3050 м), хотя можно использовать другие глубины , например, требуемые по геологическим условиям.
[14] Ствол 12 скважины выполняется проходящим через геологическую среду или пласт 18 от поверхности 20. Например, пласт 18 может являться участком геологической среды, содержащей включения, промывочный раствор, скальную породу, песок и т.д., и поверхность 20 может являться участком поверхности геологической среды либо на земле или на дне водоема. В одном варианте осуществления поверхность 20 является океанским дном, т.е. границей ила. Трубную колонну 22 устанавливают проходящей через ствол 12 скважины, например, для получения текучих сред, таких как углеводороды. В показанном варианте осуществления блок 24 управления, мониторинга или оператора установлен на или вблизи устья, входа или оборудования устья ствола 12 скважины. Например, блок 24 может включать в себя или быть включенным в состав оборудования устья скважины, буровой установки, блоков управления оператора, связанного оборудования и т.д., которые обеспечивают управление и/или контроль скважинных инструментов, устройств, параметров, условий и т.д. Вне зависимости от конкретных вариантов осуществления операторы системы 10 поддерживают связь сигналами и/или передачей данных с блоком 24, например, с помощью различных вычислительных устройств, панелей управления, дисплеев, систем мониторинга и т.д., известных в технике. Естественно, блок 24 управления, мониторинга или оператора может располагаться в других местах для обеспечения управления на забое скважины и/или мониторинга, указанного выше (например, как рассмотрено более подробно ниже и показано на Фиг. 4 и 5).
[15] Множество устройств 26 включено в состав ствола 12 скважины по его длине. Устройства 26 показаны схематично и могут включать в себя любые комбинации инструментов, устройств, компонентов или механизмов, выполненных с возможностью приема и/или передачи сигналов для ведения работ любой фазы жизненного цикла ствола 12 скважины, в том числе, например, бурения, заканчивания, эксплуатации и т.д. Устройства 26 могут включать в себя датчики (например, для мониторинга давления, температуры, расхода, состава воды и/или нефти, диэлектрических свойств или сопротивления скважинных текучих сред и т.д.), штуцеры, клапаны, муфты, регуляторы притока, пакеры или другие управляемые элементы и т.д., а также комбинации, включающие в себя любое из вышеупомянутого. Например, в одном варианте осуществления устройства 26 являются пакерами, которые можно дистанционно устанавливать в рабочее положение для цементирования с помощью блока 24 оператора. Устройства 26 могут дополнительно содержать датчики для мониторинга такого цементирования. Разумеется, можно вести мониторинг любых других работ, например гидроразрыва пласта, добычи и т.д., или контролировать устройства, применяемые в данных работах.
[16] В традиционных скважинах общая глубина делает оправданным устройство беспроводной и/или проводной связи даже с самыми удаленными местами работы в таких скважинах. Вместе с тем в случае скважин с большим отходом невозможно или практически неосуществимо на основе современной технологии поддерживать связь с удаленными местами проведения работ, например, в конце или даже в средней части имеющей глубину 40000 футов (12200 м) горизонтальной или близкой к горизонтальной скважине с большим отходом. Для большинства ситуаций глубина около 10000 футов (3050 м) представляет практически предел для спуска в скважину гибкой насосно-компрессорной трубы, линий управления или других систем связи. Предпочтительно, настоящее изобретение, раскрытое в данном документе, обеспечивает передачу сигналов между устройствами, блоками, коммуникаторами и т.д. (например, между устройствами 26 и блоком 24), что невозможно с применением для передачи известных систем.
[17] Один или несколько забойных коммуникаторов 28 оборудуют вдоль колонны 22 для создания перемычки на разрыве связи между устройствами 26 и блоком 24. Коммуникаторам 28 присвоены индивидуальные ярлыки коммуникаторов 28a, 28b, 28c и т.д. Коммуникаторы 28 показаны схематично и могут содержать любое устройство, компоновку, систему и т.д. для обеспечения связи через геологическую среду 18. Например, коммуникаторы 28 могут включать в себя передатчики, приемники, приемопередатчики, антенны, расстановки электродов, электрические катушки и т.д. для поддержания электромагнитной связи через геологическую среду 18. Коммуникаторы 28 можно устроить согласно любым известным методикам электромагнитной телеметрии, например, пропуская ток через по меньшей мере участок трубной колонны 22 и геологическую среду 18 для замыкания цепи и обеспечения передачи сигналов в форме импульсов тока или т.п., подлежащих приему и раскодированию, интерпретации или преобразованию в данные. Любое подходящее число устройств 26 и/или коммуникаторов 28 можно включить в состав вдоль ствола 12 скважины, и система 10 на Фиг. 1 показaна только как один пример. В одном варианте осуществления единицы устройств 26 интегрированы с единицами коммуникаторов 28. Источник электропитания, например батарея, коллектор рассеянной энергии, тепловой элемент, химический состав, вступающий в реакцию со скважинными текучими средами или в скважинных условиях и т.д., может включаться в цепь для питания устройств 26 и/или коммуникаторов 28 и 30.
[18] Для преодоления проблем скважин с большим отходом и обеспечения связи между блоком 24, который доступен операторам на поверхности, и устройствами 26 в стволе 12 скважины система 10 включает в себя один или несколько коммуникаторов 30 на или вблизи поверхности 20 (коммуникаторы 30 с индивидуальными ярлыками коммуникаторов 30a, 30b, 30c и т.д.). Хотя они удалены от блока 24 управления/мониторинга, в показaнном варианте осуществления, поскольку коммуникаторы 30 установлены на или вблизи поверхности 20, относительно простой задачей является обеспечение связи операторов и/или компоновки 24 с помощью проводных или беспроводных систем, например с прокладкой кабеля по морскому дну. Даже если коммуникаторы 30 на поверхности зарыты на некоторую глубину от поверхности 20 (для защиты коммуникаторов, для установления лучшей связи с забойными коммуникаторами 28 и т.д.), все равно такой вариант является относительно простым и недорогим в сравнении с прокладкой линии управления или другой системы связи длиной в десятки тысяч футов. Таким образом, при пространственном удалении от ствола 12 скважины (например, без установки на оборудование устья скважины или устье ствола 12 скважины) коммуникаторы 30 относительно легко устанавливаются и могут поддерживать связь как с забойными устройствами 26 (через забойные коммуникаторы 28), так и с блоком 24 управления/мониторинга на поверхности, при этом обеспечивая требуемое управление и мониторинг работ на забое.
[19] В показанном варианте осуществления коммуникаторы 28 и 30 расположены парами, т.е. с коммуникатором 28a, соответствующим коммуникатору 30a, коммуникатором 28b, соответствующим коммуникатору 30b, и т.д. Такие пары можно не использовать в других вариантах осуществления, хотя расположение коммуникаторов 28 и 30 в парах обеспечивает выполнение относительно короткого пути связи для поддержания лучшей связи между ними, как рассмотрено более подробно ниже. Устройства 26 могут соответствовать одной или нескольким парам коммуникаторов 28 и 30 или одно или несколько устройств может соответствовать каждой паре коммуникаторов 28 и 30 для конечного обеспечения связи между забойными устройствами 26 и блоком 24 управления/мониторинга.
[20] В одном примере варианта осуществления устройства 26 включают в себя один или несколько пакеров и один или несколько датчиков, связанных с ними. Датчики можно использовать для информирования операторов скважины о скважинных условиях вблизи каждого из пакеров. Если условия соответствуют некоторым критериям, может потребоваться оставление некоторых пакеров не приведенными в рабочее положение, например не отсекающими гидростатическое давление. Если скважинные условия соответствуют другим критериям, может потребоваться изоляция некоторых зон или интервалов и операторы могут использовать коммуникаторы 28 и 30 для передачи сигналов с блока 24 оператора для приведения в действие выбранных пакеров. Таким образом, настоящее изобретение можно применять, обеспечивая операторам выборочную изоляцию конкретных зон в скважине или требуемых областей в режиме реального времени в ответ на условия в скважине. Другой пример включает в себя цементирование в скважине с большим отходом, где забойные устройства 26 в форме датчиков транслируют информацию по давлению в цементе и т.п. Разумеется, можно применять комбинации указанного и другие варианты, например, упомянутое выше выборочное приведение в действие пакеров можно в плановом порядке применять в цементировании для создания эффективного цементного крепления по длине ствола 12 скважины.
[21] Коммуникаторы 30 устанавливают относительно забойных коммуникаторов 28 так, что расстояние между ними является достаточно коротким для обеспечения связи через геологическую среду 18, например, с помощью электромагнитной телеметрии. Места для установки коммуникаторов 30 можно лучше понять из Фиг. 1-3. На Фиг. 2 и 3 показано, что плоскость 32 определяется горизонтальным удлинением 16 ствола 12 скважины. Иначе говоря, плоскость 32 проходит вдоль длины удлинения 16 и вертикально, как показано. В идеале установка коммуникаторов 30 на самых коротких возможных расстояниях от соответствующих коммуникаторов 28 обеспечивает наилучшую передачу сигнала между ними. В большинстве случаев указанное должно получаться при расположении обоих коммуникаторов 28 и 30 в плоскости 32, когда коммуникаторы 30 расположены по вертикали над коммуникаторами 28. Неизбежно вместе с тем возникновение некоторого отклонения или несовпадения, например, поверхность 20 не является плоской, местоположение горизонтального удлинения 16 относительно поверхности 20 можно вычислять, обнаруживать или определять только с некоторой погрешностью, природные свойства геологической среды 18 мешают электромагнитной телеметрии или прохождению других сигналов и т.д. Даже принимая указанное во внимание, согласно настоящему изобретению коммуникаторы 28 и коммуникаторы 30 следует устанавливать по существу в плоскости 32. Термин "по существу в" плоскости 32 означает, что коммуникаторы 28 и 30 располагаются в плоскости 32 или иначе - примыкающими сбоку к плоскости 32, смежно или вблизи плоскости 32, например, по любым из причин, рассмотренных выше. Дополнительное указание по установке коммуникаторов 30 относительно коммуникаторов 28 приведено ниже.
[22] Согласно вариантам осуществления, показанным на Фиг. 1-3, коммуникаторы 30 можно устанавливать в некотором объемe, определенном коммуникаторами 28 (и/или стволом 12 скважины). Например, на Фиг. 2 и 3 показано, что определен объем 34 в форме треугольной призмы, имеющей гребень, образованный линией в плоскости 32, соединяющей забойные коммуникаторы 28 (то есть проходящей горизонтально вдоль удлинения 16 ствола 12 скважины). Основание объема 34 в форме треугольной призмы расположено на поверхности 20 и имеет форму прямоугольной площади 36, показанной на Фиг. 3. Также объем 34 определяется углом θ на гребне (т.е. на забойных коммуникаторах 28), который устанавливает размеры прямоугольной площади 36, которая образует основание объема 34. Угол θ устанавливается относительно одной или нескольких вертикальных линий или осей, лежащих в плоскости 32 и проходящих от гребня, например, забойных коммуникаторов 28. Констатируем, что угол θ может также соответствовать площади 38 круга, который обеспечивает еще более точное совмещение забойных коммуникаторов 28 и коммуникаторов 30 на поверхности, как рассмотрено ниже. При установке коммуникаторов 30 в объемe 34 можно надежно поддерживать связь между забойными коммуникаторами 28 и блоком управления и/или мониторинга. В предпочтительных вариантах осуществления максимальный угол θ должен составлять около 15 градусов для обеспечения надлежащей связи между забойными коммуникаторами 28 и коммуникаторами 30 на поверхности, также обеспечивая корректировки или отклонения, например, вследствие конкретной имеющейся геометрии или других факторов, рассмотренных выше.
[23] На Фиг. 1 и 3 показано, что определяется конусообразный объем 40, соответствующий каждому из коммуникаторов 28 (объем 40a, соответствующий коммуникатору 28a, объем 40b, соответствующий коммуникатору 28b, и т.д.). Объемы 40 образуют часть объема 36 в форме призмы, причем каждый имеет основание, образованное кругом 38, таким образом создавая более точное совмещение коммуникаторов 28 и 30. В качестве одного конкретного примера, гребень для конусообразного объема 40a устанавливается на коммуникаторе 28a и основание объема 40a образуется на поверхности 20 кругом 38a. Угол α, образованный в плоскости, перпендикулярной плоскости 32, можно использовать для описания конусообразного объема 40a (например, поворачивая угол α вокруг вертикальной оси 42, лежащей в плоскости 32 и проходящей от коммуникатора 28a). Альтернативно, угол θ можно аналогично использовать для определения площадей 38. В одном варианте осуществления площади, образующие основания объемов, могут быть эллипсоидальными, образованными с учетом углов α и θ, или они могут иметь другую форму. Объемы 40b, 40c и т.д. для других коммуникаторов 28 можно определять аналогично изложенному выше. В предпочтительных вариантах осуществления максимальный угол должен составлять около 15 градусов.
[24] Крепление ствола скважины с большим отходом традиционными способами является нецелесообразным, поскольку силы трения на хвостовике становятся непреодолимо высокими при спуске хвостовика в ствол скважины. Другими словами, хвостовики слишком трудно продавливать на глубину десятков тысяч футов в ствол скважины. Система 100 согласно одному варианту осуществления, показанная на Фиг. 4 и 5, обеспечивает выполнение крепления ствола 12 скважины. В данном варианте осуществления относительно короткие секции хвостовика или изолирующие хвостовики 102 спускаются в ствол 12 скважины на трубной колонне 22, которая может являться колонной капремонта, бурильной колонной и т.д. На Фиг. 4 первый изолирующий хвостовик 102a показан на конце горизонтальной или наклонно-направленной секции 16 ствола 12 скважины. После установки хвостовика в нужном месте колонну 22 можно убирать.
[25] Когда колонна 22 удалена, изолирующий хвостовик 102a полностью отсоединен от колонны 22 и, таким образом, связь с хвостовиком 102a невозможна с помощью обычного средства. Соответственно, хвостовик 102a оборудуется забойным коммуникатором 28y, что обеспечивает поддержание связи с коммуникатором 30y на поверхности (коммуникаторы 28y и/или 30y устроены согласно описанию, приведенному выше, и показаны на Фиг. 1-3). Таким образом, предпочтительно настоящее изобретение обеспечивает поддержание связи с забоем, даже если компонент, на котором коммуникатор 28 и/или устройство 26 установлены, физически отсоединен от оборудования устья скважины, как показано на Фиг. 4. В варианте осуществления, показанном на Фиг. 4, блок 104 мониторинга, управления и/или оператора устанавливается на поверхности 20. Блок 104 в общем напоминает блок 24, рассмотренный выше, т.е. поддерживает связь с забоем для обеспечения управления и/или мониторинга забойных устройств, но установлен на расстоянии от оборудования устья скважины или устья ствола скважины. При выставлении блока 104 в общем вдоль плоскости 32, но на расстоянии от оборудования устья скважины более короткие кабели или менее громоздкие беспроводные компоновки можно применять для поддержания связи с соседними коммуникаторами (например, коммуникатором 30y, смежным коммуникатором на поверхности 30z и т.д.) вместо прокладки кабелей или ретрансляции беспроводных сигналов по всему расстоянию обратно к оборудованию устья скважины.
[26] Если требуется крепление по всей длине ствола 12 скважины, следующий изолирующий хвостовик или секцию хвостовика, например второй изолирующий хвостовик 102b, можно спустить в ствол 12 скважины и состыковать с первым изолирующим хвостовиком 102a. Колонну 22 можно убрать и данный процесс можно повторить десятки или даже сотни раз, сколько необходимо, например, для полного крепления или оборудования хвостовиком всей длины ствола 12 скважины, начиная от конца ствола скважины и проводя работы в направлении оборудования устья скважины или устья.
[27] Поскольку изолирующие хвостовики или секции хвостовика, например позиции 102a и 102b, могут иметь длину в тысячи или десятки тысяч футов в стволе 12 скважины, для операторов на поверхности может являться затруднительным или невозможным обеспечить точную стыковку хвостовиков. Например, у оператора может отсутствовать возможность определения факта прохождения стыковки между хвостовиками 102a и 102b, прихвата колонны 22 или следующего хвостовика 102b или их блокирования препятствием в стволе 12 скважины. Предпочтительно согласно варианту осуществления Фиг. 4 и 5 изолирующие хвостовики 102a и/или 102b оборудованы механизмом 106 обнаружения стыковки. Например, механизм 106 может являться простой электромеханической защелкой, которая вдавливается или приводится в действие вторым хвостовиком 102b, когда последний вставляется в первый хвостовик 102a. Разумеется, секции хвостовика могут включать в себя различные другие детекторы или датчики, установленные в одной или обеих стыкующихся секциях хвостовика для установления, что стыковка между двумя секциями хвостовика достигнута. Например, механизм 106 может альтернативно включать в себя: радиочастотную метку и считывающее устройство; элемент наведения магнитного поля (например, постоянный магнит) и магнитный фиксатор или датчик магнитного поля (например, датчик на основе эффекта Холла); датчик движения; источник света и фотоэлемент и т.д. Источник электропитания, например батарея, коллектор рассеянной энергии, тепловой элемент, химический состав, вступающий в реакцию со скважинными текучими средами или в условиях в скважине и т.д., может включаться в состав изолирующих хвостовиков 102 для электропитания механизмов 106, коммуникатора 30y и т.д. После обнаружения стыковки с механизмом 106 передается сигнал на забойный коммуникатор 28y, который интегрирован в или иначе соединен с механизмом 106. Сигнал затем транслируется коммуникатором 28y через геологическую среду 18 на коммуникатор 30y на поверхности и с коммуникатора 30y на блок 104 оператора, например, где оператор может принять аудиовизуальное или другое подтверждение стыковки хвостовиков.
[28] Хотя изобретение описано ниже на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в данной области техники понятно, что можно выполнять различные изменения и замены эквивалентными элементами без отхода от объема изобретения. В дополнение, можно выполнять многочисленные модификации для приспособления идей изобретения к конкретной ситуации или материалу без отхода по существу от его объема. Поэтому изобретение не ограничено конкретными раскрытыми вариантами как наилучшими предложенными вариантами осуществления данного изобретения, но изобретение должно включать в себя все варианты осуществления, охваченные объемом формулы изобретения. Также в чертежах и описании раскрыты примеры вариантов осуществления изобретения и, хотя применены конкретные термины, они, если иное специально не указано, используются только в своем общепринятом и описательном смысле и не для ограничения объема изобретения. Кроме того, использование терминов первый, второй и т.д. не указывает порядка или важности, здесь термины первый, второй и т.д. используются для придания отличия элементам друг от друга. Кроме того, использование неопределенных артиклей и термина и т.д. не указывает на ограничения количества, но указывает на присутствие по меньшей мере одной указанной позиции.
Claims (35)
1. Забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, содержащая:
блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления двумя или более устройствами, установленными в стволе скважины с большим отходом;
множество первых коммуникаторов, установленных в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненных с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно из двух или более устройств; и
множество вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины,
причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов для формирования множества пар, так что каждая пара из множества пар расположена удаленно от других пар из множества пар;
причем каждая пара из первого коммуникатора и второго коммуникатора установлена в основном в вертикальной плоскости, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, причем второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор;
причем второй коммуникатор каждой пары расположен в одном из (i) объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, и (ii) в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора,
причем по меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом.
2. Система по п. 2, в которой максимальный угол объема в форме треугольной призмы на гребне составляет около 15 градусов относительно вертикальной оси, лежащей в плоскости и проходящей от гребня.
3. Система по п. 4, в которой угол, образующий конусообразный объем, на гребне составляет по большей мере 15 градусов относительно вертикальной оси, лежащей в плоскости и проходящей от гребня.
4. Система по п. 1, в которой первый коммуникатор расположен на расстоянии больше 15000 футов (4575 м) от оборудования устья скважины.
5. Система по п. 1, в которой полная вертикальная глубина ствола скважины составляет между около 3000 фут (915 м) и 10000 фут (3050 м).
6. Система по п. 1, в которой первый коммуникатор, второй коммуникатор или оба содержат передатчик, приемник или комбинацию, включающую в себя по меньшей мере одно из вышеупомянутого.
7. Система по п. 1, в которой первый коммуникатор и второй коммуникатор поддерживают связь с помощью электромагнитной телеметрии.
8. Система по п. 1, в которой каждое из устройств содержит пакер, втулку, компоновку штуцера, клапан, датчик, регулятор притока или комбинацию, включающую в себя по меньшей мере одно из вышеупомянутого.
9. Система по п. 1, в которой блок оператора расположен вблизи устья или оборудования устья скважины.
10. Система по п. 1, в которой блок оператора расположен пространственно на расстоянии от ствола скважины.
11. Система по п. 1, в которой по меньшей мере один из множества первых коммуникаторов и одного из устройств устанавливаются в стволе скважины с компонентом, который физически отсоединяется от оборудования устья скважины.
12. Способ передачи данных на забое в стволе скважины с большим отходом, содержащий:
поддержание связи между блоком оператора скважины и первым коммуникатором, установленным в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины, через второй коммуникатор, причем первый коммуникатор по существу расположен в одной плоскости со вторым коммуникатором, плоскость проходит вертикально и вдоль наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, второй коммуникатор является пространственно удаленным от ствола скважины, причем первые и вторые коммуникаторы спарены и сконфигурированы так, что каждая пара из первых коммуникаторов и вторых коммуникаторов расположена удаленно от других пар из множества пар;
причем второй коммуникатор каждой пары расположен в одном из (i) объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, и (ii) в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора,
причем по меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом.
13. Способ по п. 12, содержащий вначале определение плоскости, проходящей вертикально и вдоль наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, и установку первых коммуникаторов и вторых коммуникаторв по существу в данной плоскости.
14. Способ заканчивания скважины с большим отходом, содержащий:
размещение множества первых коммуникаторов в стволе скважины с большим отходом;
размещение двух или более устройств в стволе скважины с большим отходом, причем устройства поддерживают связь для передачи сигналов с по меньшей мере одним из первых коммуникаторов;
размещение множества вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины и пространственно удаленных друг от друга, причем вторые коммуникаторы поддерживают связь для передачи сигналов с блоком оператора скважины; причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов, так что каждая пара из первых коммуникаторов и вторых коммуникаторов расположена удаленно от других пар из множества пар;
поддержание связи между устройством и блоком оператора через первый и второй коммуникаторы;
причем второй коммуникатор каждой пары расположен в одном из (i) объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, и (ii) в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора, и
причем по меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом.
15. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из устройств является датчиком, выполненным с возможностью мониторинга давления, температуры, сопротивления или диэлектрических характеристик скважинной текучей среды, процентного содержания воды или обводненности или комбинации, включающей в себя по меньшей мере одно из вышеупомянутого, и поддержание связи между устройством и блоком оператора включает в себя передачу данных с датчика на первый коммуникатор, второй коммуникатор и блок оператора.
16. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из устройств является пакером или управляемым элементом и поддержание связи между устройством и блоком оператора включает в себя передачу сигнала с блока оператора на второй коммуникатор, на первый коммуникатор и на устройство, способ дополнительно содержит запуск приведения в действие устройства по сигналу.
17. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из устройств является датчиком или измерительным устройством и поддержание связи между устройством и блоком оператора включает в себя передачу сигнала с блока оператора на второй коммуникатор, на первый коммуникатор и на устройство, способ дополнительно содержит измерение по меньшей мере одного параметра или условия устройством в ответ на принятый сигнал, передачу данных, касающихся по меньшей мере одного параметра или условия, на первый коммуникатор для передачи на блок оператора через второй коммуникатор или комбинацию, включающую в себя по меньшей мере одно из вышеупомянутого.
18. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из устройств является механизмом, функционально выполненным с возможностью обнаружения стыковки между первой секцией хвостовика и второй секцией хвостовика, способ дополнительно содержит установку первой секции хвостовика в стволе скважины, стыковку второй секции хвостовика с первой секцией хвостовика и обнаружение стыковки первой и второй секций хвостовика с механизмом.
19. Способ по п. 14, в котором поддержание связи между по меньшей мере одним из устройств и блоком оператора через первый и второй коммуникаторы происходит, когда устройство и первый коммуникатор размещены на компоненте, установленном в стволе скважины, который физически отсоединен от оборудования устья скважины.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/472,852 US9309761B2 (en) | 2012-05-16 | 2012-05-16 | Communication system for extended reach wells |
US13/472,852 | 2012-05-16 | ||
PCT/US2013/035441 WO2013172995A1 (en) | 2012-05-16 | 2013-04-05 | Communication system for extended reach wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014150864A RU2014150864A (ru) | 2016-07-10 |
RU2612762C2 true RU2612762C2 (ru) | 2017-03-13 |
Family
ID=49580379
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014150864A RU2612762C2 (ru) | 2012-05-16 | 2013-04-05 | Система связи для скважин с большим отходом |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9309761B2 (ru) |
EP (1) | EP2850279B1 (ru) |
CA (1) | CA2873449C (ru) |
RU (1) | RU2612762C2 (ru) |
WO (1) | WO2013172995A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20110181289A1 (en) * | 2010-01-27 | 2011-07-28 | Berntsen International, Inc. | Locator assembly for detecting, locating and identifying buried objects and method of use |
US9926769B2 (en) | 2013-11-07 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and methods for downhole communication |
US10690805B2 (en) * | 2013-12-05 | 2020-06-23 | Pile Dynamics, Inc. | Borehold testing device |
RU2674490C2 (ru) * | 2014-01-31 | 2018-12-11 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ осуществления проверки работоспособности системы связи компоновки для нижнего заканчивания |
JP6463871B2 (ja) * | 2015-08-14 | 2019-02-06 | パイル ダイナミクス インコーポレイテッド | ボアホール試験装置 |
BR112018001291A2 (pt) | 2015-09-02 | 2018-09-11 | Halliburton Energy Services Inc | sistema para uso com um furo de poço e dispositivo de detecção de pressão para uso em um furo de poço |
US10041346B2 (en) | 2015-12-03 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Communication using electrical signals transmitted through earth formations between boreholes |
US10329861B2 (en) * | 2016-09-27 | 2019-06-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Liner running tool and anchor systems and methods |
WO2020219435A1 (en) | 2019-04-24 | 2020-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for actuating a downhole device |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2140539C1 (ru) * | 1997-12-16 | 1999-10-27 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственная компания "ГЕОЭЛЕКТРОНИКА СЕРВИС" | Забойная телеметрическая система |
RU2174694C1 (ru) * | 2000-09-11 | 2001-10-10 | Закрытое акционерное общество "Горизонт-Сервис-Геонавигация" | Телеметрическая система для контроля глубинных параметров при эксплуатации скважин |
US20020104653A1 (en) * | 2001-02-06 | 2002-08-08 | David Hosie | Apparatus and methods for placing downhole tools in a wellbore |
US20030098799A1 (en) * | 2001-11-28 | 2003-05-29 | Zimmerman Thomas H. | Wireless communication system and method |
RU2323336C2 (ru) * | 2004-10-27 | 2008-04-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ беспроводной связи в подводной среде и система для подводной буровой скважины, обеспечивающая беспроводную связь (варианты) |
RU2419820C2 (ru) * | 2005-07-29 | 2011-05-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и устройство для передачи или приема информации между внутрискважинным оборудованием и поверхностью |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4348672A (en) | 1981-03-04 | 1982-09-07 | Tele-Drill, Inc. | Insulated drill collar gap sub assembly for a toroidal coupled telemetry system |
US5008664A (en) | 1990-01-23 | 1991-04-16 | Quantum Solutions, Inc. | Apparatus for inductively coupling signals between a downhole sensor and the surface |
US5887657A (en) | 1995-02-09 | 1999-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Pressure test method for permanent downhole wells and apparatus therefore |
US5947213A (en) * | 1996-12-02 | 1999-09-07 | Intelligent Inspection Corporation | Downhole tools using artificial intelligence based control |
AU753252B2 (en) | 1997-05-02 | 2002-10-10 | Sensor Highway Limited | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
US6467557B1 (en) | 1998-12-18 | 2002-10-22 | Western Well Tool, Inc. | Long reach rotary drilling assembly |
US6333700B1 (en) * | 2000-03-28 | 2001-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
US6995683B2 (en) | 2004-03-12 | 2006-02-07 | Welldynamics, Inc. | System and method for transmitting downhole data to the surface |
US7852087B2 (en) | 2007-08-10 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Removing effects of near surface geology from surface-to-borehole electromagnetic data |
US8901931B2 (en) * | 2009-03-13 | 2014-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic surface-to-borehole look around systems and methods of monitoring in horizontal wells |
US9347277B2 (en) * | 2009-03-26 | 2016-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for communicating between a drill string and a logging instrument |
FR2965415B1 (fr) * | 2010-09-24 | 2012-09-07 | Electronique Ind De L Ouest Tronico | Coupleur pour coupler une premiere et une seconde section d'une ligne de transmission, systeme de transmission de donnees correspondant et composant correspondant |
CA2861641C (en) * | 2012-01-04 | 2017-05-02 | Saudi Arabian Oil Comapny | Active drilling measurement and control system for extended reach and complex wells |
-
2012
- 2012-05-16 US US13/472,852 patent/US9309761B2/en active Active
-
2013
- 2013-04-05 EP EP13791163.2A patent/EP2850279B1/en active Active
- 2013-04-05 RU RU2014150864A patent/RU2612762C2/ru active
- 2013-04-05 WO PCT/US2013/035441 patent/WO2013172995A1/en active Application Filing
- 2013-04-05 CA CA2873449A patent/CA2873449C/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2140539C1 (ru) * | 1997-12-16 | 1999-10-27 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственная компания "ГЕОЭЛЕКТРОНИКА СЕРВИС" | Забойная телеметрическая система |
RU2174694C1 (ru) * | 2000-09-11 | 2001-10-10 | Закрытое акционерное общество "Горизонт-Сервис-Геонавигация" | Телеметрическая система для контроля глубинных параметров при эксплуатации скважин |
US20020104653A1 (en) * | 2001-02-06 | 2002-08-08 | David Hosie | Apparatus and methods for placing downhole tools in a wellbore |
US20030098799A1 (en) * | 2001-11-28 | 2003-05-29 | Zimmerman Thomas H. | Wireless communication system and method |
RU2323336C2 (ru) * | 2004-10-27 | 2008-04-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ беспроводной связи в подводной среде и система для подводной буровой скважины, обеспечивающая беспроводную связь (варианты) |
RU2419820C2 (ru) * | 2005-07-29 | 2011-05-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и устройство для передачи или приема информации между внутрискважинным оборудованием и поверхностью |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2014150864A (ru) | 2016-07-10 |
WO2013172995A1 (en) | 2013-11-21 |
CA2873449C (en) | 2017-03-21 |
US20130306374A1 (en) | 2013-11-21 |
EP2850279A1 (en) | 2015-03-25 |
EP2850279A4 (en) | 2016-04-27 |
EP2850279B1 (en) | 2019-06-05 |
CA2873449A1 (en) | 2013-11-21 |
US9309761B2 (en) | 2016-04-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2612762C2 (ru) | Система связи для скважин с большим отходом | |
AU2018200328B2 (en) | Systems and methods for downhole communication | |
EP2762672B1 (en) | Method for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well | |
US9249559B2 (en) | Providing equipment in lateral branches of a well | |
EP2764200B1 (en) | System for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well | |
US10122196B2 (en) | Communication using electrical signals transmitted through earth formations between boreholes | |
US10436017B2 (en) | Plug tracking using piezo electric pulse signaling | |
US10465499B2 (en) | Underground GPS for use in plug tracking | |
US10436016B2 (en) | Plug tracking through surface mounted equipment | |
US10519765B2 (en) | Plug tracking using through-the-earth communication system | |
RU2235179C2 (ru) | Способ бурения наклонных и горизонтальных скважин |