A method of intercepting and cementing an existing well is disclosed that includes supplying an alignable guidance device including a tube section and a casing milling shoe. The alignable guidance device includes a pre-contoured tube within the casing milling shoe that terminates in an exit point and guidance sensors. The method also includes running the alignable guidance device into a wellbore and aligning the alignable guidance device relative to a casing. In addition, the method includes after aligning the alignable guidance device, holding in place or anchoring the alignable guidance device and inserting a casing milling tool having a microturbine attached to coiled tubing into the pre-contoured tube. The method may also include cutting a hole in the in-situ casing with the microturbine and releasing the microturbine from the coiled tubing. Also, the method may include cementing through the coiled tubing.
E21B 33/14 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues pour la cimentation des tubes dans les trous de forage ou de sondage
E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usureDispositifs de centrage
E21B 17/20 - Tubes de forage flexibles ou articulés
E21B 23/01 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour ancrer les outils ou similaires
E21B 29/00 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p. ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtresDéformation des tubes dans les trous de forageRemise en état des tubages de puits sans les retirer du sol
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
2.
ALIGNABLE GUIDANCE DEVICE FOR CASING ENTRY MILLING AND CEMENTING OPERATIONS
An alignable guidance device includes a tube section and a casing milling shoe within the tube section, a pre-contoured tube within the casing milling shoe that terminates in an exit point in the tube section, the pre-contoured tube exiting the tube section at an exit angle of between 0° and 45°. The alignable guidance device also includes guidance sensors within the tube section and a guidance device EM communications system within the tube section, the guidance device EM communications system in electrical communication with the guidance sensors.
E21B 29/06 - Découpage de fenêtres, p. ex. découpage directionnel de fenêtres en vue d'opérations impliquant des sifflets-déviateurs
E21B 45/00 - Mesure du temps de forage ou de la vitesse de pénétration
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
3.
In-situ downhole measurement correction and control
A method includes providing a Bottom Hole Assembly (BHA) in a wellbore. The BHA includes a rotary steerable system and a downhole attitude correction and control system. The downhole correction and control system includes a first sensor set, the sensors of the first sensor set positioned near ferromagnetic components of a drill string and a second sensor set, the sensors of the second sensor set positioned further from the ferromagnetic components of the drill string than the sensors of the first sensor set. Corrupted data from the first sensor set and reference data from the second sensor set is obtained, the corrupted data including cross-axis magnetometer and accelerometer measurements. The method additionally includes correcting the corrupted sensor data to form corrected sensor measurements and calculating an estimated azimuth from the corrected sensor measurements. The method further includes steering the rotary steerable system based on the estimated azimuth.
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
G01V 3/38 - Traitement de données, p. ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction
4.
DROP TOOL IMPACT SHOCK MITIGATION WITH FLUID RETENTION METHOD AND SYSTEM
Methods and systems provide for landing a tool downhole in a tool dropping operation. In situations where loss of fluid introduced into a tubular string occurs resulting in an interior volume of the tubular string becoming dry or gaseous, a plug is seated in the tubular string and the tubular string is filled with a liquid before the tool is lowered through the tubular string in the tool dropping operation. The tool travels safely through the liquid and lands at a profile above the plug. Thereafter, the plug may be unseated and caught lower within the tubular string to enable reestablishing flow from inside to outside of the tubular string.
Data from a well survey includes information on wellbore depth in combination with inclination and azimuth or bending moment taken at measured depth intervals with sufficient short spans to detect micro doglegs in a wellbore over lengths less than, for example, thirty meters. A conversion quantifies micro dogleg severity detected for expression in units of degrees per standardized set length. The converted quantification may also be used in circle-based equations to determine maximum tool length or width for passing tools through the wellbore due to the micro doglegs. Disposing the tool in the wellbore may occur at a location identified to accommodate the tool.
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
E21B 47/08 - Mesure du diamètre ou des dimensions correspondantes des trous de forage
6.
ALIGNABLE GUIDANCE DEVICE FOR CASING ENTRY MILLING OPERATIONS
An alignable guidance device includes a tube section and a casing milling shoe within the tube section, a pre-contoured tube within the casing milling shoe that terminates in an exit point in the tube section, the pre-contoured tube exiting the tube section at an exit angle of between 0° and 45°, and guidance sensors within the tube section.
E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usureDispositifs de centrage
E21B 29/00 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p. ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtresDéformation des tubes dans les trous de forageRemise en état des tubages de puits sans les retirer du sol
E21B 33/14 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues pour la cimentation des tubes dans les trous de forage ou de sondage
7.
ALIGNABLE GUIDANCE DEVICE FOR CASING ENTRY MILLING OPERATIONS
An alignable guidance device includes a tube section and a casing milling shoe within the tube section, a pre-contoured tube within the casing milling shoe that terminates in an exit point in the tube section, the pre-contoured tube exiting the tube section at an exit angle of between 00 and 45 , and guidance sensors within the tube section.
A downhole alignment tool includes a guidance device, the guidance device having a center and a reference mark and a downhole sensor assembly, the downhole sensor assembly attached or positioned within the guidance device. The guidance device includes electronics, the electronics including an oscillator, an evaluation unit, and an output stage. A sensor detects a signal supplied to the evaluation unit for determining orientation of the reference mark relative to an object, such as another wellbore or casing.
A magnetic ranging system for use with a drilling assembly in a borehole in a formation, the drilling assembly including a drill string, a drill bit and a bottomhole assembly (BHA) connected to the drill bit, the BHA including a measurement-while-drilling (MWD) system, a bi-directional MWD telemetry interface, and a steerable component, may comprise at least one ranging magnetometer incorporated into the BHA. The ranging magnetometer may be configured to collect ranging measurements from behind the drill bit and the ranging magnetometer may be configured to transmit measurement data. The magnetic ranging system may include at least two ranging magnetometers, with one ranging magnetometer positioned above the MWD system and one ranging magnetometer positioned below the MWD system.
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
G01C 19/00 - GyroscopesDispositifs sensibles à la rotation utilisant des masses vibrantesDispositifs sensibles à la rotation sans masse en mouvementMesure de la vitesse angulaire en utilisant les effets gyroscopiques
G01D 5/14 - Moyens mécaniques pour le transfert de la grandeur de sortie d'un organe sensibleMoyens pour convertir la grandeur de sortie d'un organe sensible en une autre variable, lorsque la forme ou la nature de l'organe sensible n'imposent pas un moyen de conversion déterminéTransducteurs non spécialement adaptés à une variable particulière utilisant des moyens électriques ou magnétiques influençant la valeur d'un courant ou d'une tension
10.
Method and apparatus for transferring rotational oscillations and thermal energy
A damping device for use with a downhole tool having a tool axis and an expected operational temperature range, may comprise a device housing mechanically coupled to the tool and including a volume; and an inertia element movably supported in the receptacle and having a volume, a mass, and a non-zero moment of inertia about the tool axis. The inertia element may be supported within the receptacle such that the inertia element can move relative to the device housing and an interface between the device housing and the tool may include an area-altering feature. The device housing has a coefficient of thermal expansion that allows the interface to transmit a predetermined amount of torque and a predetermined amount heat across at expected operational temperatures. The interface may include a thermally conductive material in thermal contact with the device housing and the tool.
The disclosure includes a power section for a bottom hole assembly for use in a wellbore. The power section may include a stator, the stator including a housing, a stator insert, a payload housing and a bent sub having a bend direction. The payload housing may be positioned on an outer surface of the housing, and the payload housing may include a payload pocket. The power section may include a rotor, the rotor rotatable eccentrically within the stator. The payload housing may positioned on the stator housing so as to be always aligned with the bend direction.
E21B 4/02 - Moyens d'entraînement de type rotatif par fluide
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
A magnetic ranging system for use with a drilling assembly in a borehole in a formation, the drilling assembly including a drill string, a drill bit and a bottomhole assembly (BHA) connected to the drill bit, the BHA including a measurement-while-drilling (MWD) system, a bi-directional MWD telemetry interface, and a steerable component, may comprise at least one ranging magnetometer incorporated into the BHA. The ranging magnetometer may be configured to collect ranging measurements from behind the drill bit and the ranging magnetometer may be configured to transmit measurement data. The magnetic ranging system may include at least two ranging magnetometers, with one ranging magnetometer positioned above the MWD system and one ranging magnetometer positioned below the MWD system.
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
G01D 5/14 - Moyens mécaniques pour le transfert de la grandeur de sortie d'un organe sensibleMoyens pour convertir la grandeur de sortie d'un organe sensible en une autre variable, lorsque la forme ou la nature de l'organe sensible n'imposent pas un moyen de conversion déterminéTransducteurs non spécialement adaptés à une variable particulière utilisant des moyens électriques ou magnétiques influençant la valeur d'un courant ou d'une tension
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
G01C 19/00 - GyroscopesDispositifs sensibles à la rotation utilisant des masses vibrantesDispositifs sensibles à la rotation sans masse en mouvementMesure de la vitesse angulaire en utilisant les effets gyroscopiques
13.
Method and apparatus for transferring rotational oscillations and thermal energy
A damping device for use with a downhole tool having a tool axis and an expected operational temperature range, may comprise a device housing mechanically coupled to the tool and including a volume; and an inertia element movably supported in the receptacle and having a volume, a mass, and a non-zero moment of inertia about the tool axis. The inertia element may be supported within the receptacle such that the inertia element can move relative to the device housing and an interface between the device housing and the tool may include an area-altering feature. The device housing has a coefficient of thermal expansion that allows the interface to transmit a predetermined amount of torque and a predetermined amount heat across at expected operational temperatures. The interface may include a thermally conductive material in thermal contact with the device housing and the tool.
A vibration damping device for use with a downhole tool having a tool axis may comprise a body coupled to a drill string component. The body may include a longitudinal bore therethrough and at least one lateral bore, the lateral bore having a bore opening and an end wall; an inertial mass slidably disposed in the lateral bore; and a cap mechanically coupled to the lateral bore. The lateral bore may be orthogonal to a radius of the body and may lie in a plane normal to the tool axis. The body may include a plurality of lateral bores, which may be in a co-planar arrangement. Each lateral bore may be blind hole positioned in the body so that it does not intersect the longitudinal bore or another lateral bore. A cap may enclose a lateral bore and fluid may be contained in the bore by the cap.
A vibration damping device for use with a downhole tool having a tool axis and a drill string component (DSC), may comprise an inertia ring rotatably mounted on the DSC and including at least one cutout defining a chamber therein such that the DSC forms an end wall of the chamber, and a leaf spring disposed in the chamber, the leaf spring having first and second spring ends, the first end being attached to the inertia ring or the DSC such that relative rotation between the inertia ring and the DSC distorts the leaf spring. The second spring end may engage the other of the inertia ring or the DSC. A fluid may be included in the chamber and the spring may divide the chamber into two portions, so that relative rotation between the inertia ring and the DSC distorts the leaf spring and varies the volumes of the portions.
E21B 17/04 - AccouplementsJoints entre tige et trépan, ou entre tiges
F16F 15/121 - Suppression des vibrations dans les systèmes rotatifs par utilisation d'organes mobiles avec le système lui-même utilisant des organes élastiques ou des organes amortisseurs de friction, p. ex. entre un arbre en rotation et une masse giratoire montée dessus utilisant des ressorts comme organes élastiques, p. ex. des ressorts métalliques
F16F 15/167 - Suppression des vibrations dans les systèmes rotatifs par utilisation d'organes mobiles avec le système lui-même utilisant un fluide ayant un élément d'inertie, p. ex. un anneau
A magnetic ranging system for use with a drilling assembly in a borehole in a formation, the drilling assembly including a drill string, a drill bit and a bottomhole assembly (BHA) connected to the drill bit, the BHA including a measurement-while-drilling (MWD) system, a bi-directional MWD telemetry interface, and a steerable component, may comprise at least one ranging magnetometer incorporated into the BHA. The ranging magnetometer may be configured to collect ranging measurements from behind the drill bit and the ranging magnetometer may be configured to transmit measurement data. The magnetic ranging system may include at least two ranging magnetometers, with one ranging magnetometer positioned above the MWD system and one ranging magnetometer positioned below the MWD system.
G01D 5/14 - Moyens mécaniques pour le transfert de la grandeur de sortie d'un organe sensibleMoyens pour convertir la grandeur de sortie d'un organe sensible en une autre variable, lorsque la forme ou la nature de l'organe sensible n'imposent pas un moyen de conversion déterminéTransducteurs non spécialement adaptés à une variable particulière utilisant des moyens électriques ou magnétiques influençant la valeur d'un courant ou d'une tension
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
G01C 19/00 - GyroscopesDispositifs sensibles à la rotation utilisant des masses vibrantesDispositifs sensibles à la rotation sans masse en mouvementMesure de la vitesse angulaire en utilisant les effets gyroscopiques
A magnetic ranging system for use with a drilling assembly in a borehole in a formation, the drilling assembly including a drill string, a drill bit and a bottomhole assembly (BHA) connected to the drill bit, the BHA including a measurement-while-drilling (MWD) system, a bi-directional MWD telemetry interface, and a steerable component, may comprise at least one ranging magnetometer incorporated into the BHA. The ranging magnetometer may be configured to collect ranging measurements from behind the drill bit and the ranging magnetometer may be configured to transmit measurement data. The magnetic ranging system may include at least two ranging magnetometers, with one ranging magnetometer positioned above the MWD system and one ranging magnetometer positioned below the MWD system.
E21B 43/30 - Disposition particulière des puits, p. ex. disposition rendant optimum l'espacement des puits
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
E21B 47/0228 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme utilisant l'énergie électromagnétique ou des détecteurs y étant adaptés
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
A magnetic ranging system for use with a drilling assembly in a borehole in a formation, the drilling assembly including a drill string, a drill bit and a bottomhole assembly (BHA) connected to the drill bit, the BHA including a measurement-while-drilling (MWD) system, a bi-directional MWD telemetry interface, and a steerable component, may comprise at least one ranging magnetometer incorporated into the BHA. The ranging magnetometer may be configured to collect ranging measurements from behind the drill bit and the ranging magnetometer may be configured to transmit measurement data. The magnetic ranging system may include at least two ranging magnetometers, with one ranging magnetometer positioned above the MWD system and one ranging magnetometer positioned below the MWD system.
E21B 47/0228 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme utilisant l'énergie électromagnétique ou des détecteurs y étant adaptés
E21B 43/30 - Disposition particulière des puits, p. ex. disposition rendant optimum l'espacement des puits
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
19.
Buried wellbore location from surface magnetic measurements
A method for locating a buried casing stub may include a) identifying a target region, b) providing at each of a plurality of survey points in the target region a casing stub locator that includes a vector magnetometer, c) measuring the magnetic field at each of the survey points using the vector magnetometer so as to generate a plurality of magnetic field measurements, d) using the magnetic field measurements to generate a model of the magnetic field of the target region, e) fitting the model generated in step d) to a selected model of a magnetic anomaly created by the casing stub so as to generate model fit information (MFI), and f) locating the casing stub using the MFI. At each survey point, an expected Earth magnetic field can be subtracted from the measured magnetic field. A total station can measure the position and/or the azimuth of the package.
G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
G01V 3/38 - Traitement de données, p. ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction
E21B 47/092 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes par détection d'anomalies magnétiques
20.
LOWER ELECTRODE EXTENSION FOR SUB-SURFACE ELECTROMAGNETIC TELEMETRY SYSTEM
An extended dipole antenna for an uplink transmitter positioned in a wellbore includes an electromagnetic telemetry system interface sub, wired or lined drill pipe segment, and upper dipole terminating sub. The electromagnetic telemetry interface sub includes an outer tubular in electrical contact with a negative output of the uplink transmitter and an inner conductor in electric contact with a positive output of the uplink transmitter. The wired or lined drill pipe segment includes an outer tubular in electrical contact with the outer tubular of the electromagnetic telemetry interface sub and an inner conductor in electric contact with the inner conductor of the electromagnetic telemetry system interface sub. The upper dipole terminating sub including an outer tubular at least partially in electric contact with the outer tubular of the wired or lined drill pipe segment and an inner conductor in electric contact with the inner conductor of the wired or lined drill pipe segment. The upper dipole terminating sub includes an electrical connection between the inner conductor of the upper dipole terminating sub and the inner conductor of the upper dipole terminating sub.
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
21.
Lower electrode extension for sub-surface electromagnetic telemetry system
An extended dipole antenna for an uplink transmitter positioned in a wellbore includes an electromagnetic telemetry system interface sub, wired or lined drill pipe segment, and upper dipole terminating sub. The electromagnetic telemetry interface sub includes an outer tubular in electrical contact with a negative output of the uplink transmitter and an inner conductor in electric contact with a positive output of the uplink transmitter. The wired or lined drill pipe segment includes an outer tubular in electrical contact with the outer tubular of the electromagnetic telemetry interface sub and an inner conductor in electric contact with the inner conductor of the electromagnetic telemetry system interface sub. The upper dipole terminating sub including an outer tubular at least partially in electric contact with the outer tubular of the wired or lined drill pipe segment and an inner conductor in electric contact with the inner conductor of the wired or lined drill pipe segment. The upper dipole terminating sub includes an electrical connection between the inner conductor of the upper dipole terminating sub and the inner conductor of the upper dipole terminating sub.
H01Q 1/22 - SupportsMoyens de montage par association structurale avec d'autres équipements ou objets
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
H01Q 3/34 - Dispositifs pour changer ou faire varier l'orientation ou la forme du diagramme de directivité des ondes rayonnées par une antenne ou un système d'antenne faisant varier la phase relative ou l’amplitude relative et l’énergie d’excitation entre plusieurs éléments rayonnants actifsDispositifs pour changer ou faire varier l'orientation ou la forme du diagramme de directivité des ondes rayonnées par une antenne ou un système d'antenne faisant varier la distribution de l’énergie à travers une ouverture rayonnante faisant varier la phase par des moyens électriques
22.
LOWER ELECTRODE EXTENSION FOR SUB-SURFACE ELECTROMAGNETIC TELEMETRY SYSTEM
An extended dipole antenna for an uplink transmitter positioned in a wellbore includes an electromagnetic telemetry system interface sub, wired or lined drill pipe segment, and upper dipole terminating sub. The electromagnetic telemetry interface sub includes an outer tubular in electrical contact with a negative output of the uplink transmitter and an inner conductor in electric contact with a positive output of the uplink transmitter. The wired or lined drill pipe segment includes an outer tubular in electrical contact with the outer tubular of the electromagnetic telemetry interface sub and an inner conductor in electric contact with the inner conductor of the electromagnetic telemetry system interface sub. The upper dipole terminating sub including an outer tubular at least partially in electric contact with the outer tubular of the wired or lined drill pipe segment and an inner conductor in electric contact with the inner conductor of the wired or lined drill pipe segment. The upper dipole terminating sub includes an electrical connection between the inner conductor of the upper dipole terminating sub and the inner conductor of the upper dipole terminating sub.
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
23.
Method and apparatus for damping/absorbing rotational vibrations/oscillations
A vibration damping device for use with a downhole tool having a tool axis may comprise a device housing mechanically coupled to the downhole tool, wherein the device housing defines a receptacle having a volume and an inner surface; an inertia element movably supported in the receptacle and having a volume, a mass, and a non-zero moment of inertia about the tool axis; wherein the inertia element volume is greater than the receptacle volume and an interstitial volume is defined between the inertia element and the receptacle, and wherein the interstitial volume is occupied by a fluid or an elastomer. The device may include a longitudinal bearing and/or a radial bearing between the inertia element and the receptacle. The device may also include a pressure compensation device in fluid communication with the receptacle and positioned within or an integral part of the device housing.
F16F 7/108 - Amortisseurs de vibrationsAmortisseurs de chocs utilisant un effet d'inertie l'élément d'inertie étant monté de manière élastique sur des ressorts en matière plastique
E21B 17/07 - Joints télescopiques permettant de faire varier les longueurs de trains de tigesAmortisseurs
F16F 7/112 - Amortisseurs de vibrationsAmortisseurs de chocs utilisant un effet d'inertie l'élément d'inertie étant monté de manière élastique sur des ressorts à fluide
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Downloadable Software for 3D analysis of geologic data for the oil and gas industry Rental of software for 3D analysis of geologic data for the oil and gas industry; Oil and gas well services, namely, providing measurements while drilling (MWD) and wellbore stability analyses to the oil and gas industry; Well geosteering services in the nature of providing measurements anad downhole telemetry while drilling oil and gas wells
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Oil and gas well services, namely, aggregating and analyzing data from electronic data recorders and Measurement While Drilling (MWD) instruments used by the oil and gas industry and providing such data to others onsite and on the internet, all the foregoing, for scientific and industrial analysis purposes
26.
Method and apparatus for damping/absorbing rotational vibrations/oscillations
A vibration damping device for use with a downhole tool having a tool axis may comprise a device housing mechanically coupled to the downhole tool, wherein the device housing defines a receptacle having a volume and an inner surface; an inertia element movably supported in the receptacle and having a volume, a mass, and a non-zero moment of inertia about the tool axis; wherein the inertia element volume is greater than the receptacle volume and an interstitial volume is defined between the inertia element and the receptacle, and wherein the interstitial volume is occupied by a fluid or an elastomer. The device may include a longitudinal bearing and/or a radial bearing between the inertia element and the receptacle. The device may also include a pressure compensation device in fluid communication with the receptacle and positioned within or an integral part of the device housing.
F16F 7/108 - Amortisseurs de vibrationsAmortisseurs de chocs utilisant un effet d'inertie l'élément d'inertie étant monté de manière élastique sur des ressorts en matière plastique
E21B 17/07 - Joints télescopiques permettant de faire varier les longueurs de trains de tigesAmortisseurs
F16F 7/112 - Amortisseurs de vibrationsAmortisseurs de chocs utilisant un effet d'inertie l'élément d'inertie étant monté de manière élastique sur des ressorts à fluide
27.
Method and apparatus for damping/absorbing rotational vibrations/oscillations
A vibration damping device for use with downhole electronics may comprise: a device housing mechanically coupled to the downhole electronics and defining a receptacle; and an inertia element movably supported in the receptacle; wherein the volume of the receptacle is greater than the volume of the inertia element so as to define an interstitial volume therebetween and wherein the interstitial volume is occupied by a fluid or an elastomer. A method for tuning a downhole torsional damping device to match a desired downhole electronics may comprise a) calculating a set of natural frequencies and mode shapes for the downhole electronics, b) selecting a desired frequency from the calculated natural frequencies, c) tuning the damping device characteristics to match the selected frequency, d) using the mode shapes to place the damping device. The mode shapes may include antinodes and step d) includes positioning a damping device at an antinode.
F16F 15/14 - Suppression des vibrations dans les systèmes rotatifs par utilisation d'organes mobiles avec le système lui-même utilisant des masses en oscillation libre tournant avec le système
F16F 15/173 - Suppression des vibrations dans les systèmes rotatifs par utilisation d'organes mobiles avec le système lui-même utilisant un fluide ayant un élément d'inertie, p. ex. un anneau disposé à l'intérieur d'une enveloppe fermée
E21B 47/017 - Protection des instruments de mesure
E21B 17/07 - Joints télescopiques permettant de faire varier les longueurs de trains de tigesAmortisseurs
28.
METHOD AND APPARATUS FOR DAMPING/ABSORBING ROTATIONAL VIBRATIONS/OSCILLATIONS
A vibration damping device for use with a downhole tool having a tool axis may comprise a device housing mechanically coupled to the downhole tool, wherein the device housing defines a receptacle having a volume and an inner surface; an inertia element movably supported in the receptacle and having a volume, a mass, and a non-zero moment of inertia about the tool axis; wherein the inertia element volume is greater than the receptacle volume and an interstitial volume is defined between the inertia element and the receptacle, and wherein the interstitial volume is occupied by a fluid or an elastomer. The device may include a longitudinal bearing and/or a radial bearing between the inertia element and the receptacle. The device may also include a pressure compensation device in fluid communication with the receptacle and positioned within or an integral part of the device housing.
A vibration damping device for use with downhole electronics may comprise: a device housing mechanically coupled to the downhole electronics and defining a receptacle; and an inertia element movably supported in the receptacle; wherein the volume of the receptacle is greater than the volume of the inertia element so as to define an interstitial volume therebetween and wherein the interstitial volume is occupied by a fluid or an elastomer. A method for tuning a downhole torsional damping device to match a desired downhole electronics may comprise a) calculating a set of natural frequencies and mode shapes for the downhole electronics, b) selecting a desired frequency from the calculated natural frequencies, c) tuning the damping device characteristics to match the selected frequency, d) using the mode shapes to place the damping device. The mode shapes may include antinodes and step d) includes positioning a damping device at an antinode.
F16F 15/00 - Suppression des vibrations dans les systèmesMoyens ou dispositions pour éviter ou réduire les forces de déséquilibre, p. ex. dues au mouvement
E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forageTrains de tiges souplesTiges d'entraînementMasses-tigesTiges de pompageTubagesColonnes de production
E21B 7/24 - Forage utilisant des moyens vibrants ou oscillants, p. ex. des masses déséquilibrées
F16F 15/36 - Masses de réglage ou d'équilibrage ou moyens équivalents pour équilibrer les pièces rotatives, p. ex. les roues de véhicule à fonctionnement automatique
E21B 17/07 - Joints télescopiques permettant de faire varier les longueurs de trains de tigesAmortisseurs
30.
METHOD AND APPARATUS FOR DAMPING/ABSORBING ROTATIONAL VIBRATIONS/OSCILLATIONS
A vibration damping device for use with downhole electronics may comprise: a device housing mechanically coupled to the downhole electronics and defining a receptacle; and an inertia element movably supported in the receptacle; wherein the volume of the receptacle is greater than the volume of the inertia element so as to define an interstitial volume therebetween and wherein the interstitial volume is occupied by a fluid or an elastomer. A method for tuning a downhole torsional damping device to match a desired downhole electronics may comprise a) calculating a set of natural frequencies and mode shapes for the downhole electronics, b) selecting a desired frequency from the calculated natural frequencies, c) tuning the damping device characteristics to match the selected frequency, d) using the mode shapes to place the damping device. The mode shapes may include antinodes and step d) includes positioning a damping device at an antinode.
E21B 7/24 - Forage utilisant des moyens vibrants ou oscillants, p. ex. des masses déséquilibrées
E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forageTrains de tiges souplesTiges d'entraînementMasses-tigesTiges de pompageTubagesColonnes de production
E21B 17/07 - Joints télescopiques permettant de faire varier les longueurs de trains de tigesAmortisseurs
F16F 15/00 - Suppression des vibrations dans les systèmesMoyens ou dispositions pour éviter ou réduire les forces de déséquilibre, p. ex. dues au mouvement
F16F 15/36 - Masses de réglage ou d'équilibrage ou moyens équivalents pour équilibrer les pièces rotatives, p. ex. les roues de véhicule à fonctionnement automatique
31.
METHOD AND APPARATUS FOR DAMPING/ABSORBING ROTATIONAL VIBRATIONS/OSCILLATIONS
A vibration damping device for use with a downhole tool having a tool axis may comprise a device housing mechanically coupled to the downhole tool, wherein the device housing defines a receptacle having a volume and an inner surface; an inertia element movably supported in the receptacle and having a volume, a mass, and a non-zero moment of inertia about the tool axis; wherein the inertia element volume is greater than the receptacle volume and an interstitial volume is defined between the inertia element and the receptacle, and wherein the interstitial volume is occupied by a fluid or an elastomer. The device may include a longitudinal bearing and/or a radial bearing between the inertia element and the receptacle. The device may also include a pressure compensation device in fluid communication with the receptacle and positioned within or an integral part of the device housing.
A method for adjusting a gain of a gamma detector comprises detecting gamma radiation using the detector, recording the detected radiation as count rates in channels, wherein the last channel accumulates all counts above the maximum recorded energy; comparing the last channel count rate (LCCR) to a threshold X and, if LCCR>X, decreasing the gain by a preset amount Y. If LCCR≤X, establishing a first estimate of a needed voltage HV1 using tool temperature and a temperature lookup table, and establishing a second estimate of a needed voltage HV2 using a backscatter peak value and a backscatter lookup table; comparing |HV1−HV2| to a threshold Z; if |HV1−HV2|
G01V 5/00 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée
G01T 1/17 - Dispositions de circuits non adaptés à un type particulier de détecteur
G01V 5/12 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de rayons gamma ou de rayons X
G01T 7/00 - Détails des instruments de mesure des radiations
33.
In-situ downhole measurement correction and control
A method includes providing a Bottom Hole Assembly (BHA) in a wellbore. The BHA includes a rotary steerable system and a downhole attitude correction and control system. The downhole correction and control system includes a first sensor set, the sensors of the first sensor set positioned near ferromagnetic components of a drill string and a second sensor set, the sensors of the second sensor set positioned further from the ferromagnetic components of the drill string than the sensors of the first sensor set. Corrupted data from the first sensor set and reference data from the second sensor set is obtained, the corrupted data including cross-axis magnetometer and accelerometer measurements. The method additionally includes correcting the corrupted sensor data to form corrected sensor measurements and calculating an estimated azimuth from the corrected sensor measurements. The method further includes steering the rotary steerable system based on the estimated azimuth.
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
G01V 3/38 - Traitement de données, p. ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction
An apparatus for use in acoustically assessing a wellbore, comprises a tubular body, an acoustic transmitter supported on the body, first and second acoustic receivers supported on the body with the second receiver being farther from the transmitter, wherein at least one of the inner and outer body surfaces includes a helical groove between the acoustic transmitter and the first acoustic receiver and the helical groove is filled with a composite material. The body may include a second helical groove that has the same pitch as the first helical groove and is diametrically opposite the first helical groove and may further include a third helical groove between the first and second receivers. At least one of the grooves may an opening width that is less than the maximum groove width and may have a cross-sectional area that includes a neck. The composite material may comprise tungsten particles in rubber.
37 - Services de construction; extraction minière; installation et réparation
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Oil and gas well drilling services, namely, directional drilling services Providing measurements and downhole telemetry while drilling oil and gas wells
36.
Method for altering locations of survey measurements along a borehole so as to increase measurement density
A method may include providing a drill string including a measurement tool. The drill string may be positioned in a wellbore. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a first location. The method may include coupling a pipe stand including a first selected number of tubular segments to the drill string, the first selected number being two or more. The method may include lowering or advancing the drill string into the wellbore the length of the pipe stand. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a second location. The method may include raising the drill string the length of a tubular segment. The method may include removing a second selected number of tubular segments from the drill string, the second selected number different from the first selected number. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a third location. The method may include raising the drill string the length of the first selected number of tubular segments. The method may include removing the first selected number of tubular segments. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a fourth location.
A method comprises a) positioning a passive magnetic ranging (PMR) tool in a drilling well that is near a target well that includes a ferromagnetic casing, b) measuring with each of the magnetometers a local magnetic anomaly created by the ferromagnetic casing of the target well so as to generate a plurality of magnetometer readings corresponding to the positions of the magnetometers; c) receiving the plurality of magnetometer readings with the controller; and d) using the received measurements to calculate ranging information, the ranging information including the range and direction from the PMR tool to the target well. The PMR tool may include a ranging collar, a longitudinal array of magnetometers extending along the length of the ranging collar, and a controller, the controller operatively connected to the plurality of magnetometers. The PMR tool may further comprise a radial array of magnetometers positioned radially about the ranging collar.
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
38.
Buried wellbore location from surface magnetic measurements
A method for locating a buried casing stub may comprise a) identifying a target region, b) providing at each of a plurality of survey points in the target region a casing stub locator that includes a vector magnetometer, c) measuring the magnetic field at each of the survey points using the vector magnetometer so as to generate a plurality of magnetic field measurements, d) using the magnetic field measurements to generate a model of the magnetic field of the target region, e) fitting the model generated in step d) to a selected model of a magnetic anomaly created by the casing stub so as to generate model fit information (MFI), and f) locating the casing stub using the MFI. At each survey point, an expected Earth magnetic field can be subtracted from the measured magnetic field. A total station can measure the position and/or the azimuth of the package.
G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
G01V 3/38 - Traitement de données, p. ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction
E21B 47/092 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes par détection d'anomalies magnétiques
A method comprises a) positioning a passive magnetic ranging (PMR) tool in a drilling well that is near a target well that includes a ferromagnetic casing, b) measuring with each of the magnetometers a local magnetic anomaly created by the ferromagnetic casing of the target well so as to generate a plurality of magnetometer readings corresponding to the positions of the magnetometers; c) receiving the plurality of magnetometer readings with the controller; and d) using the received measurements to calculate ranging information, the ranging information including the range and direction from the PMR tool to the target well. The PMR tool may include a ranging collar, a longitudinal array of magnetometers extending along the length of the ranging collar, and a controller, the controller operatively connected to the plurality of magnetometers. The PMR tool may further comprise a radial array of magnetometers positioned radially about the ranging collar.
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
40.
BURIED WELLBORE LOCATION FROM SURFACE MAGNETIC MEASUREMENTS
A method for locating a buried casing stub may comprise a) identifying a target region, b) providing at each of a plurality of survey points in the target region a casing stub locator that includes a vector magnetometer, c) measuring the magnetic field at each of the survey points using the vector magnetometer so as to generate a plurality of magnetic field measurements, d) using the magnetic field measurements to generate a model of the magnetic field of the target region, e) fitting the model generated in step d) to a selected model of a magnetic anomaly created by the casing stub so as to generate model fit information (MFI), and f) locating the casing stub using the MFI. At each survey point, an expected Earth magnetic field can be subtracted from the measured magnetic field. A total station can measure the position and/or the azimuth of the package.
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
H01F 13/00 - Appareils ou procédés pour l'aimantation ou pour la désaimantation
A method comprises a) positioning a passive magnetic ranging (PMR) tool in a drilling well that is near a target well that includes a ferromagnetic casing, b) measuring with each of the magnetometers a local magnetic anomaly created by the ferromagnetic casing of the target well so as to generate a plurality of magnetometer readings corresponding to the positions of the magnetometers; c) receiving the plurality of magnetometer readings with the controller; and d) using the received measurements to calculate ranging information, the ranging information including the range and direction from the PMR tool to the target well. The PMR tool may include a ranging collar, a longitudinal array of magnetometers extending along the length of the ranging collar, and a controller, the controller operatively connected to the plurality of magnetometers. The PMR tool may further comprise a radial array of magnetometers positioned radially about the ranging collar.
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
42.
IN-SITU DOWNHOLE MEASUREMENT CORRECTION AND CONTROL
A method includes providing a Bottom Hole Assembly (BHA) in a wellbore. The BHA includes a rotary steerable system and a downhole attitude correction and control system. The downhole correction and control system includes a first sensor set, the sensors of the first sensor set positioned near ferromagnetic components of a drill string and a second sensor set, the sensors of the second sensor set positioned further from the ferromagnetic components of the drill string than the sensors of the first sensor set. The downhole correction and control system also includes a RSS controller operatively coupled to and adapted to receive measurements from the first and second sensor sets, the controller in data communication with the rotary steerable system.
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
43.
In-situ downhole measurement correction and control
A method includes providing a Bottom Hole Assembly (BHA) in a wellbore. The BHA includes a rotary steerable system and a downhole attitude correction and control system. The downhole correction and control system includes a first sensor set, the sensors of the first sensor set positioned near ferromagnetic components of a drill string and a second sensor set, the sensors of the second sensor set positioned further from the ferromagnetic components of the drill string than the sensors of the first sensor set. Corrupted data from the first sensor set and reference data from the second sensor set is obtained, the corrupted data including cross-axis magnetometer and accelerometer measurements. The method additionally includes correcting the corrupted sensor data to form corrected sensor measurements and calculating an estimated azimuth from the corrected sensor measurements. The method further includes steering the rotary steerable system based on the estimated azimuth.
G01D 18/00 - Test ou étalonnage des appareils ou des dispositions prévus dans les groupes
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
G01V 3/38 - Traitement de données, p. ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction
44.
IN-SITU DOWNHOLE MEASUREMENT CORRECTION AND CONTROL
A method includes providing a Bottom Hole Assembly (BHA) in a wellbore. The BHA includes a rotary steerable system and a downhole attitude correction and control system. The downhole correction and control system includes a first sensor set, the sensors of the first sensor set positioned near ferromagnetic components of a drill string and a second sensor set, the sensors of the second sensor set positioned further from the ferromagnetic components of the drill string than the sensors of the first sensor set. The downhole correction and control system also includes a RSS controller operatively coupled to and adapted to receive measurements from the first and second sensor sets, the controller in data communication with the rotary steerable system.
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
An integrated logging tool includes an outer housing and an insert, the insert positioned within the outer housing. The integrated logging tool further includes a gamma sensor within the insert.
G01V 5/12 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de rayons gamma ou de rayons X
G01V 5/06 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage pour détecter des minerais à radioactivité naturelle
An integrated logging tool includes an outer housing and an insert, the insert positioned within the outer housing. The integrated logging tool further includes a gamma sensor within the insert.
G01V 5/12 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de rayons gamma ou de rayons X
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
G01V 5/02 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée à la reconnaissance en surface, p. ex. à partir d'un avion
G01V 5/04 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage
G01V 5/08 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X
47.
DEVICE AND METHOD FOR SURVEYING BOREHOLES OR ORIENTING DOWNHOLE ASSEMBLIES
A heading transfer unit may be used to transfer a heading from a surface base to a MWD tool. The surface base may have a master north finder to determine a heading. The heading may be transferred to the heading transfer unit, which is in turn transferred to the MWD unit. The heading on the heading transfer unit is transferred to the MWD tool.
A heading transfer unit may be used to transfer a heading from a surface base to a MWD tool. The surface base may have a master north finder to determine a heading. The heading may be transferred to the heading transfer unit, which is in turn transferred to the MWD unit. The heading on the heading transfer unit is transferred to the MWD tool.
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
G01C 17/00 - CompasDispositifs pour déterminer le nord vrai ou le nord magnétique pour les besoins de la navigation ou de la géodésie
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
G01C 21/20 - Instruments pour effectuer des calculs de navigation
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
49.
DEVICE AND METHOD FOR SURVEYING BOREHOLES OR ORIENTING DOWNHOLE ASSEMBLIES
A heading transfer unit may be used to transfer a heading from a surface base to a MWD tool. The surface base may have a master north finder to determine a heading. The heading may be transferred to the heading transfer unit, which is in turn transferred to the MWD unit. The heading on the heading transfer unit is transferred to the MWD tool.
A downhole assembly includes a drill collar, the drill collar having an outer wall and an insert, the insert positioned within drill collar. The insert has a bore therethrough. The downhole assembly further includes at least one sensor within the insert, wherein the sensor is a gamma ray detector.
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forageEssais de couchesProcédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
G01V 5/06 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage pour détecter des minerais à radioactivité naturelle
G01V 5/12 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de rayons gamma ou de rayons X
51.
LOGGING-WHILE-DRILLING SPECTRAL AND AZIMUTHAL GAMMA RAY APPARATUS AND METHODS
A downhole assembly includes a drill collar, the drill collar having an outer wall and an insert, the insert positioned within drill collar. The insert has a bore therethrough. The downhole assembly further includes at least one sensor within the insert, wherein the sensor is a gamma ray detector.
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forageEssais de couchesProcédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
G01V 5/00 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée
G01V 5/06 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage pour détecter des minerais à radioactivité naturelle
G01V 5/12 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de rayons gamma ou de rayons X
52.
Logging-while-drilling spectral and azimuthal gamma ray apparatus and methods
A downhole assembly includes a drill collar, the drill collar having an outer wall and an insert, the insert positioned within drill collar. The insert has a bore therethrough. The downhole assembly further includes at least one sensor within the insert, wherein the sensor is a gamma ray detector.
G01V 5/06 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage pour détecter des minerais à radioactivité naturelle
G01T 1/208 - Circuits spécialement adaptés aux détecteurs à scintillation, p. ex. à l'élément photomultiplicateur
G01T 1/202 - Mesure de l'intensité de radiation avec des détecteurs à scintillation le détecteur étant du cristal
53.
Downhole MWD signal enhancement, tracking, and decoding
A method for transmitting data from a MWD system at the BHA of a drill string may include transmitting the data in a MWD signal from the MWD system. The MWD signal may be modulated at a position closer to the surface onto a mud pulse modulated signal. The mud pulse modulated signal may be generated by a downhole friction reducing device. The downhole friction reducing device may include a mud motor. The mud motor may create pressure pulses based on its speed of rotation. The downhole friction reducing device may include a modulating valve. The modulating valve may be electromechanically or mechanically operated. The modulated signal may be detected at the surface by a receiver using one or more pressure or flow sensors. The receiver may use one or more harmonics of the modulated signal to receive the data.
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
A gimbal sensor platform positionable in a tool body includes an inner gimbal and an outer gimbal. The inner gimbal is rotatably coupled to the outer gimbal, and the outer gimbal is rotatably coupled to the tool body. The inner and outer gimbals may each be rotated by an angular positioning device. A gyro or other sensor may be coupled to the inner gimbal. The gyro or other sensor may be reoriented by rotating the outer gimbal, the inner gimbal, or both.
A system includes a surface coil positioned at a known surface position, the surface coil including at least one loop of a conductor. The system also includes a coil controller coupled to the surface coil and adapted to inject a current into the surface coil such that the surface coil generates an electromagnetic field. In addition, the system includes a sensor package positioned within a wellbore adapted to detect the electromagnetic field and determine the position of the wellbore relative to the surface coil.
E21B 47/0228 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme utilisant l'énergie électromagnétique ou des détecteurs y étant adaptés
E21B 47/0232 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme utilisant l'énergie électromagnétique ou des détecteurs y étant adaptés au moins une des sources énergétiques ou l'un des détecteurs étant localisés en surface ou au dessus de la surface du sol
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
E21B 47/026 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction dans les couches pénétrées
A signal method may include obtaining a first set of signal measurements, processing the first set of signal measurements into a phase reference obtaining a second set of signal measurements, the second set of signal measurements varying as a function of the phase reference, detecting an item of interest using the second set of signal measurements and the phase reference, and using the item of interest.
A signal method may include obtaining a first set of signal measurements, processing the first set of signal measurements into a phase reference obtaining a second set of signal measurements, the second set of signal measurements varying as a function of the phase reference, detecting an item of interest using the second set of signal measurements and the phase reference, and using the item of interest.
A signal method may include obtaining a first set of signal measurements, processing the first set of signal measurements into a phase reference obtaining a second set of signal measurements, the second set of signal measurements varying as a function of the phase reference, detecting an item of interest using the second set of signal measurements and the phase reference, and using the item of interest.
A method may include providing one or more telemetry transmission systems, the one or more transmission systems comprising one or more receivers and one or more transmitters. The method may also include transmitting a first synchronization sequence from the one or more telemetry transmission systems, the first synchronization sequence transmitted in a first channel, and the first synchronization sequence being at least a portion of a first telemetry signal. In addition, the method may include transmitting a second synchronization sequence the one or more telemetry transmission systems, the second synchronization sequence transmitted in a second channel, and the second synchronization sequence being at least a portion of a second telemetry signal. The first and second synchronization sequences may be transmitted simultaneously or at a predetermined time difference. The method may include receiving the first synchronization sequence at the one or more receivers, and receiving the second synchronization sequence at the one or more receivers.
H04Q 9/04 - Dispositions à fonctionnement synchrone
H04Q 9/00 - Dispositions dans les systèmes de commande à distance ou de télémétrie pour appeler sélectivement une sous-station à partir d'une station principale, sous-station dans laquelle un appareil recherché est choisi pour appliquer un signal de commande ou pour obtenir des valeurs mesurées
H04L 7/04 - Commande de vitesse ou de phase au moyen de signaux de synchronisation
H04L 7/00 - Dispositions pour synchroniser le récepteur avec l'émetteur
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
H04B 15/00 - Suppression ou limitation du bruit ou des interférences
H04B 13/02 - Systèmes de transmission dans lesquels le milieu de propagation est constitué par la terre ou une grande masse d'eau la recouvrant, p. ex. télégraphie par le sol
The disclosure includes a power section for a bottom hole assembly for use in a wellbore. The power section may include a stator, the stator including a housing, a stator insert, and a payload housing. The payload housing may be positioned on an outer surface of the housing, and the payload housing may include a payload pocket. The power section may include a rotor, the rotor rotatable eccentrically within the stator.
E21B 4/00 - Moyens d'entraînement dans le trou de forage
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
A method for determining the direction and/or range from a drilling well to a target well may include positioning a magnetic source in the target well and a magnetic sensor in the drilling well. The method may include activating the magnetic source in the target well and moving one or both of the magnetic source and magnetic sensors until a location in which the magnetic sensor is not saturated is identified. The method may include determining the direction and/or range to the target well at that location.
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
G01P 15/00 - Mesure de l'accélérationMesure de la décélérationMesure des chocs, c.-à-d. d'une variation brusque de l'accélération
G01V 3/00 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation
G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
G01V 3/18 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
A method may include providing one or more telemetry transmission systems, the one or more transmission systems comprising one or more receivers and one or more transmitters. The method may also include transmitting a first synchronization sequence from the one or more telemetry transmission systems, the first synchronization sequence transmitted in a first channel, and the first synchronization sequence being at least a portion of a first telemetry signal. In addition, the method may include transmitting a second synchronization sequence the one or more telemetry transmission systems, the second synchronization sequence transmitted in a second channel, and the second synchronization sequence being at least a portion of a second telemetry signal. The first and second synchronization sequences may be transmitted simultaneously or at a predetermined time difference. The method may include receiving the first synchronization sequence at the one or more receivers, and receiving the second synchronization sequence at the one or more receivers.
H04B 13/02 - Systèmes de transmission dans lesquels le milieu de propagation est constitué par la terre ou une grande masse d'eau la recouvrant, p. ex. télégraphie par le sol
H04Q 9/04 - Dispositions à fonctionnement synchrone
H04L 7/00 - Dispositions pour synchroniser le récepteur avec l'émetteur
H04L 7/04 - Commande de vitesse ou de phase au moyen de signaux de synchronisation
H04B 15/00 - Suppression ou limitation du bruit ou des interférences
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
A method may include providing one or more telemetry transmission systems, the one or more transmission systems comprising one or more receivers and one or more transmitters. The method may also include transmitting a first synchronization sequence from the one or more telemetry transmission systems, the first synchronization sequence transmitted in a first channel, and the first synchronization sequence being at least a portion of a first telemetry signal. In addition, the method may include transmitting a second synchronization sequence the one or more telemetry transmission systems, the second synchronization sequence transmitted in a second channel, and the second synchronization sequence being at least a portion of a second telemetry signal. The first and second synchronization sequences may be transmitted simultaneously or at a predetermined time difference. The method may include receiving the first synchronization sequence at the one or more receivers, and receiving the second synchronization sequence at the one or more receivers.
H04B 13/02 - Systèmes de transmission dans lesquels le milieu de propagation est constitué par la terre ou une grande masse d'eau la recouvrant, p. ex. télégraphie par le sol
H04Q 9/04 - Dispositions à fonctionnement synchrone
H04L 7/00 - Dispositions pour synchroniser le récepteur avec l'émetteur
H04L 7/04 - Commande de vitesse ou de phase au moyen de signaux de synchronisation
H04B 15/00 - Suppression ou limitation du bruit ou des interférences
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
A method for determining the direction and/or range from a drilling well to a target well may include positioning a magnetic source in the target well and a magnetic sensor in the drilling well. The method may include activating the magnetic source in the target well and moving one or both of the magnetic source and magnetic sensors until a location in which the magnetic sensor is not saturated is identified. The method may include determining the direction and/or range to the target well at that location.
G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
G01P 15/00 - Mesure de l'accélérationMesure de la décélérationMesure des chocs, c.-à-d. d'une variation brusque de l'accélération
G01V 3/00 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation
G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
G01V 3/18 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage
65.
METHOD FOR WELLBORE RANGING AND PROXIMITY DETECTION
The present disclosure provides for a ranging and proximity detection system that includes a radiation source, the radiation source positioned within a first wellbore and a radiation detector positioned within a second wellbore.
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
G01V 5/04 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage
G01V 5/08 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X
G01V 5/12 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de rayons gamma ou de rayons X
G01V 5/14 - Prospection ou détection au moyen de rayonnement ionisant, p. ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant une combinaison de plusieurs sources, p. ex. d'une source de neutrons et d'une source de rayons gamma
A method for determining the direction and/or range from a drilling well to a target well may include positioning a magnetic source in the target well and a magnetic sensor in the drilling well. The method may include activating the magnetic source in the target well and moving one or both of the magnetic source and magnetic sensors until a location in which the magnetic sensor is not saturated is identified. The method may include determining the direction and/or range to the target well at that location.
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
The present disclosure provides for a ranging and proximity detection system that includes a radiation source, the radiation source positioned within a first wellbore and a radiation detector positioned within a second wellbore.
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
G01S 13/34 - Systèmes pour mesurer la distance uniquement utilisant la transmission d'ondes continues, soit modulées en amplitude, en fréquence ou en phase, soit non modulées utilisant la transmission d'ondes continues modulées en fréquence, tout en faisant un hétérodynage du signal reçu, ou d’un signal dérivé, avec un signal généré localement, associé au signal transmis simultanément
G01N 24/08 - Recherche ou analyse des matériaux par l'utilisation de la résonance magnétique nucléaire, de la résonance paramagnétique électronique ou d'autres effets de spin en utilisant la résonance magnétique nucléaire
G01V 3/32 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant par résonance magnétique électronique ou nucléaire
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
68.
METHOD FOR WELLBORE SURVEY INSTRUMENT FAULT DETECTION
A method for determining sensor failure may include measuring a plurality of data points of a modeling parameter with a sensor, and generating a model for the measured data points. The method may also include estimating anticipated data points for each of the measured data points, and determining a residual between a measured data point of the plurality of data points and a corresponding anticipated data point. In addition, the method may include determining if the residual is above a preselected sensor fault threshold, and, if the residual is above the preselected sensor fault threshold, measuring a second plurality of data points of the modeling parameter with the sensor.
A method may include providing a drill string positioned in a wellbore including a measurement tool. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a first location; coupling a pipe stand including a first selected number of tubular segments to the drill string, the first selected number being two or more; lowering or advancing the drill string into the wellbore the length of the pipe stand; taking a measurement with the measurement tool at a second location; raising the drill string the length of a tubular segment; removing a second selected number of tubular segments from the drill string; taking a measurement with the measurement tool at a third location; raising the drill string the length of the first selected number of tubular segments; removing the first selected number of tubular segments; and taking a measurement with the measurement tool at a fourth location.
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
E21B 19/00 - Manipulation de tiges, tubages, tubes ou autre objets analogues à l'extérieur du trou de forage, p. ex. dans la tour de forageAppareils pour faire avancer les tiges ou les câbles
G01V 11/00 - Prospection ou détection par des méthodes combinant des techniques spécifiées dans les groupes
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
70.
Downhole MWD signal enhancement, tracking, and decoding
A method for transmitting data from a MWD system at the BHA of a drill string may include transmitting the data in a MWD signal from the MWD system. The MWD signal may be modulated at a position closer to the surface onto a mud pulse modulated signal. The mud pulse modulated signal may be generated by a downhole friction reducing device. The downhole friction reducing device may include a mud motor. The mud motor may create pressure pulses based on its speed of rotation. The downhole friction reducing device may include a modulating valve. The modulating valve may be electromechanically or mechanically operated. The modulated signal may be detected at the surface by a receiver using one or more pressure or flow sensors. The receiver may use one or more harmonics of the modulated signal to receive the data.
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
71.
METHOD FOR IMPROVING SURVEY MEASUREMENT DENSITY ALONG A BOREHOLE
A method may include providing a drill string including a measurement tool. The drill string may be positioned in a wellbore. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a first location. The method may include coupling a pipe stand including a first selected number of tubular segments to the drill string, the first selected number being two or more. The method may include lowering or advancing the drill string into the wellbore the length of the pipe stand. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a second location. The method may include raising the drill string the length of a tubular segment. The method may include removing a second selected number of tubular segments from the drill string, the second selected number different from the first selected number.
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forageEssais de couchesProcédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
72.
METHOD FOR IMPROVING SURVEY MEASUREMENT DENSITY ALONG A BOREHOLE
A method may include providing a drill string including a measurement tool. The drill string may be positioned in a wellbore. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a first location. The method may include coupling a pipe stand including a first selected number of tubular segments to the drill string, the first selected number being two or more. The method may include lowering or advancing the drill string into the wellbore the length of the pipe stand. The method may include taking a measurement with the measurement tool at a second location. The method may include raising the drill string the length of a tubular segment. The method may include removing a second selected number of tubular segments from the drill string, the second selected number different from the first selected number.
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forageEssais de couchesProcédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
73.
Sub-surface electromagnetic telemetry systems and methods
A method may include drilling a section of a first wellbore and casing a section of a first wellbore. The method may include lowering a downhole receiving system into the first wellbore to a first wellbore depth and drilling at least one section of a second wellbore. In addition, the method may include positioning an EM telemetry system in the at least one section of the second wellbore and transmitting an EM telemetry signal from the EM telemetry system. The method may include receiving the EM telemetry signal with the downhole receiving system.
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usureDispositifs de centrage
E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forageTrains de tiges souplesTiges d'entraînementMasses-tigesTiges de pompageTubagesColonnes de production
E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide
74.
SUB-SURFACE ELECTROMAGNETIC TELEMETRY SYSTEMS AND METHODS
A method may include drilling a section of a first wellbore and casing a section of a first wellbore. The method may include lowering a downhole receiving system into the first wellbore to a first wellbore depth and drilling at least one section of a second wellbore. In addition, the method may include positioning an EM telemetry system in the at least one section of the second wellbore and transmitting an EM telemetry signal from the EM telemetry system. The method may include receiving the EM telemetry signal with the downhole receiving system.
E21B 7/00 - Procédés ou matériels particuliers pour le forage
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
G01V 3/30 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen d'ondes électromagnétiques
75.
SUB-SURFACE ELECTROMAGNETIC TELEMETRY SYSTEMS AND METHODS
A method may include drilling a section of a first wellbore and casing a section of a first wellbore. The method may include lowering a downhole receiving system into the first wellbore to a first wellbore depth and drilling at least one section of a second wellbore. In addition, the method may include positioning an EM telemetry system in the at least one section of the second wellbore and transmitting an EM telemetry signal from the EM telemetry system. The method may include receiving the EM telemetry signal with the downhole receiving system.
E21B 7/00 - Procédés ou matériels particuliers pour le forage
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
G01V 3/30 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen d'ondes électromagnétiques
G06F 17/30 - Recherche documentaire; Structures de bases de données à cet effet
G06F 19/00 - Équipement ou méthodes de traitement de données ou de calcul numérique, spécialement adaptés à des applications spécifiques (spécialement adaptés à des fonctions spécifiques G06F 17/00;systèmes ou méthodes de traitement de données spécialement adaptés à des fins administratives, commerciales, financières, de gestion, de surveillance ou de prévision G06Q;informatique médicale G16H)
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques
37 - Services de construction; extraction minière; installation et réparation
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Electronic test and measurement devices for the compilation and dissemination of data useful in drilling, completion and workover of subterranean or other types of well operations in the nature of measurement while drilling (MWD) tools, namely, oil and gas downhole survey and measurement equipment, gyroscopes, magnetometers, accelerometers, electric sensors, electrical transducers, electric cables, temperature sensors, transmitters of electronic signals, wireless transmitters and receivers, gamma radiation detectors Oil and gas well drilling services, namely, directional drilling services Oil and gas well drilling services, namely, providing measurements and downhole telemetry while drilling
A down-hole drilling apparatus includes a bearing housing defining a longitudinal axis and upper and lower portions. The upper portion of the bearing housing is configured for connection to a drill string, and at least one annular bearing package disposed within the bearing housing. A drill bit is coupled to the bearing housing and rotatable with respect to the longitudinal axis. The drill bit includes a leading body supporting a plurality of cutters thereon for engaging a subterranean rock formation, a shank portion projecting from the leading body, and a mandrel portion engaging the shank portion and defining an inseparable connection therewith. The mandrel portion extends longitudinally into the bearing housing and through the at least one annular bearing package.
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
E21B 17/04 - AccouplementsJoints entre tige et trépan, ou entre tiges
E21B 10/08 - Trépans à organes coupants roulants, p. ex. à molettes
E21B 10/567 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p. ex. parties rapportées polycristallines
E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
A system may include a surface coil positioned at a known surface position, the surface coil including at least one loop of a conductor. The system may also include a coil controller coupled to the surface coil and adapted to inject a current into the surface coil such that the surface coil generates an electromagnetic field. In addition, the system may include a sensor package positioned within a wellbore adapted to detect the electromagnetic field and determine the position of the wellbore relative to the surface coil.
A system may include a surface coil positioned at a known surface position, the surface coil including at least one loop of a conductor. The system may also include a coil controller coupled to the surface coil and adapted to inject a current into the surface coil such that the surface coil generates an electromagnetic field. In addition, the system may include a sensor package positioned within a wellbore adapted to detect the electromagnetic field and determine the position of the wellbore relative to the surface coil.
A method for measuring two-phase mixture quality in a fluid may include providing a densitometer with a densitometer body, a resonator tine, a drive transducer, and a pickup transducer. The method may also include exposing the resonator tine to the fluid and oscillating the resonator tine with the drive transducer. In addition, the method may include measuring the oscillation of the resonator tine with the pickup transducer, and determining a density of the fluid based on the measured oscillation of the resonator tine. The method may also include determining a two-phase mixture quality based on the determined density.
G01N 9/24 - Recherche du poids spécifique ou de la densité des matériauxAnalyse des matériaux en déterminant le poids spécifique ou la densité en observant la propagation de l'onde ou de la radiation des particules à travers le matériau
G01N 11/16 - Recherche des propriétés d'écoulement des matériaux, p. ex. la viscosité, la plasticitéAnalyse des matériaux en déterminant les propriétés d'écoulement en déplaçant un corps à l'intérieur du matériau en mesurant l'effet d'amortissement sur un corps oscillant
A method for measuring two-phase mixture quality in a fluid may include providing a densitometer with a densitometer body, a resonator tine, a drive transducer, and a pickup transducer. The method may also include exposing the resonator tine to the fluid and oscillating the resonator tine with the drive transducer. In addition, the method may include measuring the oscillation of the resonator tine with the pickup transducer, and determining a density of the fluid based on the measured oscillation of the resonator tine. The method may also include determining a two-phase mixture quality based on the determined density.
G01N 9/00 - Recherche du poids spécifique ou de la densité des matériauxAnalyse des matériaux en déterminant le poids spécifique ou la densité
G01N 9/36 - Analyse des matériaux en mesurant le poids spécifique ou la densité, p. ex. détermination de la quantité d'humidité
E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forageEssais de couchesProcédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
A joint for a BHA includes an inner driven rod, an outer drive coupling, and a thrust plate. The inner driven rod includes at least one lobe extending radially therefrom. The outer drive coupling includes a keyway formed therein corresponding to and adapted to receive each lobe. A thrust plate is positioned between at least one side of each lobe and the corresponding keyway. The thrust plate may allow for the reduction of point or line stress loading on the lobe and keyway.
F16D 3/26 - Joints de Hooke ou autres joints avec organe intermédiaire équivalent auquel chaque pièce d'accouplement est reliée par pivot ou par glissement
F16D 3/205 - Joints universels dans lesquels la flexibilité est réalisée par pivots ou organes de liaisons coulissants ou roulants une des pièces d'accouplement pénétrant dans un manchon de l'autre pièce d'accouplement et reliée à celle-ci par des organes coulissants ou tournants une pièce d'accouplement présentant des broches orientées radialement, p. ex. joints à tripode les broches étant orientées radialement vers l'extérieur de la pièce d'accouplement
F16D 3/18 - Joints universels dans lesquels la flexibilité est réalisée par pivots ou organes de liaisons coulissants ou roulants les pièces d'accouplement comportant des dents d'engrènement coulissant
E21B 4/00 - Moyens d'entraînement dans le trou de forage
E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
A method for calculating orientation changes within a borehole using a gyro sensor to detect angular deflection rates in an attitude reference interval as a MWD system is moved from a first to a second location within the borehole. A compass shot may be taken at one or more of the first and second locations using a magnetometer and accelerometer or gyro sensor and accelerometer. Tieback and/or overlap processing may be applied to increase the accuracy of measured orientation within the borehole. Additionally, tieback and/or overlap processing may be applied to adjust sensor model parameters in response to discrepancies between calculated and measured locations. Iterated calculations of orientation change between subsequent intervals may allow MWD orientation to be computed for an entire drilling operation using only a single compass shot.
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
E21B 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p. ex. à l'aide de géomagnétisme
G01C 5/00 - Mesure des hauteursMesure des distances transversales par rapport à la ligne de viséeNivellement entre des points séparésNiveaux à lunette
G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétiqueMesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p. ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
G01V 9/00 - Prospection ou détection par des procédés non prévus dans les groupes
A method may include providing one or more telemetry transmission systems, the one or more transmission systems comprising one or more receivers and one or more transmitters. The method may also include transmitting a first synchronization sequence from the one or more telemetry transmission systems, the first synchronization sequence transmitted in a first channel, and the first synchronization sequence being at least a portion of a first telemetry signal. In addition, the method may include transmitting a second synchronization sequence the one or more telemetry transmission systems, the second synchronization sequence transmitted in a second channel, and the second synchronization sequence being at least a portion of a second telemetry signal. The first and second synchronization sequences may be transmitted simultaneously or at a predetermined time difference. The method may include receiving the first synchronization sequence at the one or more receivers, and receiving the second synchronization sequence at the one or more receivers.
E21B 47/16 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques le long du train de tiges ou du tubage
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
A method may include providing one or more telemetry transmission systems, the one or more transmission systems comprising one or more receivers and one or more transmitters. The method may also include transmitting a first synchronization sequence from the one or more telemetry transmission systems, the first synchronization sequence transmitted in a first channel, and the first synchronization sequence being at least a portion of a first telemetry signal. In addition, the method may include transmitting a second synchronization sequence the one or more telemetry transmission systems, the second synchronization sequence transmitted in a second channel, and the second synchronization sequence being at least a portion of a second telemetry signal. The first and second synchronization sequences may be transmitted simultaneously or at a predetermined time difference. The method may include receiving the first synchronization sequence at the one or more receivers, and receiving the second synchronization sequence at the one or more receivers.
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
E21B 47/16 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques le long du train de tiges ou du tubage
A method may include providing one or more telemetry transmission systems, the one or more transmission systems comprising one or more receivers and one or more transmitters. The method may also include transmitting a first synchronization sequence from the one or more telemetry transmission systems, the first synchronization sequence transmitted in a first channel, and the first synchronization sequence being at least a portion of a first telemetry signal. In addition, the method may include transmitting a second synchronization sequence the one or more telemetry transmission systems, the second synchronization sequence transmitted in a second channel, and the second synchronization sequence being at least a portion of a second telemetry signal. The first and second synchronization sequences may be transmitted simultaneously or at a predetermined time difference. The method may include receiving the first synchronization sequence at the one or more receivers, and receiving the second synchronization sequence at the one or more receivers.
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p. ex. gammes de fréquence radio
E21B 47/14 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques
E21B 47/16 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques le long du train de tiges ou du tubage
E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
H04L 7/00 - Dispositions pour synchroniser le récepteur avec l'émetteur
H04Q 9/04 - Dispositions à fonctionnement synchrone
A method may include providing one or more telemetry transmission systems, the one or more transmission systems comprising one or more receivers and one or more transmitters. The method may also include transmitting a first synchronization sequence from the one or more telemetry transmission systems, the first synchronization sequence transmitted in a first channel, and the first synchronization sequence being at least a portion of a first telemetry signal. In addition, the method may include transmitting a second synchronization sequence the one or more telemetry transmission systems, the second synchronization sequence transmitted in a second channel, and the second synchronization sequence being at least a portion of a second telemetry signal. The first and second synchronization sequences may be transmitted simultaneously or at a predetermined time difference. The method may include receiving the first synchronization sequence at the one or more receivers, and receiving the second synchronization sequence at the one or more receivers.
H04Q 9/00 - Dispositions dans les systèmes de commande à distance ou de télémétrie pour appeler sélectivement une sous-station à partir d'une station principale, sous-station dans laquelle un appareil recherché est choisi pour appliquer un signal de commande ou pour obtenir des valeurs mesurées
H04L 7/04 - Commande de vitesse ou de phase au moyen de signaux de synchronisation
H04L 7/00 - Dispositions pour synchroniser le récepteur avec l'émetteur
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Oil and gas downhole survey and measurement equipment; Downhole survey and steering instruments for the oil and gas business Surveying of oil-bearing seams; Oil and gas well services, namely, using downhole surveying and measurement equipment to establish relative downhole positions between wellbores
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Oil and gas downhole survey and measurement equipment; Downhole survey and steering instruments for the oil and gas business Surveying of oil-bearing seams; Oil and gas well services, namely, using downhole surveying and measurement equipment to establish relative downhole positions between wellbores
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Oil and gas downhole survey and measurement equipment; Downhole survey and steering instruments for the oil and gas business Surveying of oil-bearing seams; Oil and gas well services, namely, using downhole surveying and measurement equipment to establish relative downhole positions between wellbores
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Oil and gas downhole survey and measurement equipment; Downhole survey and steering instruments for the oil and gas business Surveying of oil-bearing seams; Oil and gas well services, namely, using downhole surveying and measurement equipment to establish relative downhole positions between wellbores
A steering tool may include a tool body, gimbal body rotatably coupled to the tool body, and an angular positioning device to rotate the gimbal body relative to the tool body. One or more sensors may be coupled to the gimbal body. The sensors may be one or more gyros, accelerometers, and magnetometers. A gyro may be aligned with the axis of rotation of the gimbal body and may be used to detect rotation of the gimbal body. The detected rotation may be used to stabilize the gimbal body by using the angular positioning device. A gimbal toolface angle relative to a reference frame may be determined based on readings of one or more of the sensors. The gimbal body may be rotated to align with a reference position by the angular positioning device and rotated to one or more other gimbal toolface angles, at which sensor readings may be taken.
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
G01C 25/00 - Fabrication, étalonnage, nettoyage ou réparation des instruments ou des dispositifs mentionnés dans les autres groupes de la présente sous-classe
A gimbal sensor platform positionable in a tool body includes an inner gimbal and an outer gimbal. The inner gimbal is rotatably coupled to the outer gimbal, and the outer gimbal is rotatably coupled to the tool body. The inner and outer gimbals may each be rotated by an angular positioning device. A gyro or other sensor may be coupled to the inner gimbal. The gyro or other sensor may be reoriented by rotating the outer gimbal, the inner gimbal, or both.
A steering tool may include a tool body, gimbal body rotatably coupled to the tool body, and an angular positioning device to rotate the gimbal body relative to the tool body. One or more sensors may be coupled to the gimbal body. The sensors may be one or more gyros, accelerometers, and magnetometers. A gyro may be aligned with the axis of rotation of the gimbal body and may be used to detect rotation of the gimbal body. The detected rotation may be used to stabilize the gimbal body by using the angular positioning device. A gimbal toolface angle relative to a reference frame may be determined based on readings of one or more of the sensors. The gimbal body may be rotated to align with a reference position by the angular positioning device and rotated to one or more other gimbal toolface angles, at which sensor readings may be taken.
E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
A gimbal sensor platform positionable in a tool body includes an inner gimbal and an outer gimbal. The inner gimbal is rotatably coupled to the outer gimbal, and the outer gimbal is rotatably coupled to the tool body. The inner and outer gimbals may each be rotated by an angular positioning device. A gyro or other sensor may be coupled to the inner gimbal. The gyro or other sensor may be reoriented by rotating the outer gimbal, the inner gimbal, or both.
A gimbal sensor platform positionable in a tool body includes an inner gimbal and an outer gimbal. The inner gimbal is rotatably coupled to the outer gimbal, and the outer gimbal is rotatably coupled to the tool body. The inner and outer gimbals may each be rotated by an angular positioning device. A gyro or other sensor may be coupled to the inner gimbal. The gyro or other sensor may be reoriented by rotating the outer gimbal, the inner gimbal, or both.
A steering tool may include a tool body, gimbal body rotatably coupled to the tool body, and an angular positioning device to rotate the gimbal body relative to the tool body. One or more sensors may be coupled to the gimbal body. The sensors may be one or more gyros, accelerometers, and magnetometers. A gyro may be aligned with the axis of rotation of the gimbal body and may be used to detect rotation of the gimbal body. The detected rotation may be used to stabilize the gimbal body by using the angular positioning device. A gimbal toolface angle relative to a reference frame may be determined based on readings of one or more of the sensors. The gimbal body may be rotated to align with a reference position by the angular positioning device and rotated to one or more other gimbal toolface angles, at which sensor readings may be taken.
G01C 25/00 - Fabrication, étalonnage, nettoyage ou réparation des instruments ou des dispositifs mentionnés dans les autres groupes de la présente sous-classe
37 - Services de construction; extraction minière; installation et réparation
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception
Produits et services
Oil and gas well drilling services, namely, directional drilling services Oil and gas well drilling services, namely, providing measurements and downhole telemetry while drilling in the nature of near-bit measurement-while-drilling and logging-while-drilling services
100.
Method and apparatus for through-tubular sensor deployment
A landing nose adapted to deploy a sensor package within a tubular string may include one or more fins. The fins may be positioned to extend radially outwardly from the body of the landing nose and extend beyond the end of the landing nose body. The landing nose may be adapted to seat against a landing ring positioned within the tubular string. The fins may be adapted to, when the landing nose is seated, allow fluid to flow between the fins and through a central aperture of the landing ring. The fins may also be adapted to reduce the opportunity for the landing nose and sensor package to catch on any protrusions or features of the tubular string. In operation, the landing nose and sensor package may be run through the tubular string from the surface until the landing nose contacts the landing ring. The sensor package may then survey the wellbore as the tubular string is tripped-out from the wellbore.
E21B 23/08 - Introduction ou circulation d'outils par pression de fluide, p. ex. systèmes d'outils mis en place par un courant de fluide
E21B 23/10 - Outils spécialement adaptés à cet effet
E21B 23/14 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour déplacer un câble ou un outil manœuvré par câble, p. ex. pour les opérations de diagraphie ou de perforation dans les puits déviés
