CN100445515C - 用于在井眼中采集井下数据的装置和方法以及钻铤 - Google Patents

用于在井眼中采集井下数据的装置和方法以及钻铤 Download PDF

Info

Publication number
CN100445515C
CN100445515C CNB021188874A CN02118887A CN100445515C CN 100445515 C CN100445515 C CN 100445515C CN B021188874 A CNB021188874 A CN B021188874A CN 02118887 A CN02118887 A CN 02118887A CN 100445515 C CN100445515 C CN 100445515C
Authority
CN
China
Prior art keywords
drill collar
emission
control
antenna
remote sensor
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CNB021188874A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1384272A (zh
Inventor
J·R·塔巴诺
J·C·戈斯瓦米
A·赫菲尔
B·翁德伍德
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Overseas SA
Original Assignee
Schlumberger Overseas SA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Overseas SA filed Critical Schlumberger Overseas SA
Publication of CN1384272A publication Critical patent/CN1384272A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN100445515C publication Critical patent/CN100445515C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/26Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
    • G01V3/28Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/34Transmitting data to recording or processing apparatus; Recording data
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
    • G01V11/002Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Selective Calling Equipment (AREA)
  • Variable-Direction Aerials And Aerial Arrays (AREA)

Abstract

本发明公开了一种甚至能够在钻井时在井眼内采集井下数据的方法和装置。所述的装置通常包括一个天线和有关的电子电路。天线包括多个阵列式收发器元件,而所述的电子电路利用控制施加给阵列式元件的电能而控制通过天线进行的发射或者接收。在操作时,一个包括这种天线的收发器单元被定位到靠近一个已经放置到一个地层内的一个遥感器附近。一个电磁波信号然后控制用于通过一个无线连接与遥感器通讯。

Description

用于在井眼中采集井下数据的装置和方法以及钻铤
技术领域
本发明涉及通常意义上的钻井,例如象用于石油产品的生产的钻井,并且本发明特别涉及地下地层数据的采集,例如地层压力、地层渗透性或者类似数据的采集。
背景技术
在油井描述的服务里,标准地层评估特性的一部分与油藏的压力和油藏岩石的渗透性有关。当前的操作是借助于“地层测试器”工具通过电缆测井或钻杆试验获得这些特性,或者是通过钻杆测试获得这些特性。两种方法在“裸眼井”里和“下套管井”的应用中都可以使用,并且需要一个补充的“起下钻”过程。起下钻通常涉及到从井眼里取出钻柱,将一个地层测试器下入到井眼里以采集地层数据,和在取回地层测试器后,把钻柱放回井眼里用于进一步的钻井。因为“起下钻”的操作需要花费非常多的钻机时间,所以,通常只有在绝对需要地层数据的情况下、在换钻头过程中或者当因为一些其它与钻井有关的原因而取出钻柱时才进行起下钻操作。
另一方面,在钻井作业期间,在“实时”基础上采集的油藏地层数据是一笔有价值的资产。钻井时获得的实时地层压力数据允许钻井工程师或钻探工作出决定以促进钻井所选择的方面,这些决定既涉及钻井泥浆比重和成分的变化,又涉及在较早时间的穿入特性有关。还需要得到实时油藏地层数据来对与地层压力的变化和在渗透性方面的变化有关的钻头重量进行精确的控制,从而以更高的效率执行钻井操作。
因此,需要获得当钻柱在井眼内时人们所感兴趣的地下区域的各种地层数据。这避免了只是为了将地层测试器下入到井眼内以确定地层特性例如象压力、温度和渗透性等等而需要进行起下钻操作,或是使得应用这种起下钻操作的可能性最小。一种该技术公开在授权给2000年2月22日Schlumberger技术公司的美国专利6,028,534中,其中Schlumberger技术公司是作为发明人Ciglenec等人的受让人。本专利也同样转让给Schlumberger公司。在该技术中,一个包括传感器装置和有关的电子装置的遥感器被用到地层内。该遥感器还包括一个天线和一个电池,以在钻柱在井眼内时与钻铤上的一个主天线连通。一旦该传感器用在井眼内,该遥感器测量一个或者多个地层特性。在测量完成后,数据被存储在遥感器内。接着在该遥感器和钻铤之间建立一个用于数据传输的无线传输通道。
数据传输通常在钻井操作时进行,至少部分时间内数据传输是在钻井操作时进行。安装钻铤的钻柱将在钻井操作时进行旋转和直线运动。然而,借助于传感器用到地层内,这些遥感器都既不作任何显著的直线移动也不进行任何显著的旋转运动。因此,在数据传输过程中,钻铤天线相对于远程天线既可以进行旋转运动又可以进行直线运动。因此,在下面两个主要方面经常需要频繁地在钻铤天线和远程天线之间进行电磁耦合定位遥感器和用于一旦发现了遥感器后维持整个数据传输的连通通道。
本发明直接用于解决或至少减少上面提到的一个或者所有问题。
发明内容
本发明包括一种用于在井下甚至在钻井作业过程中采集井眼数据的方法和装置。该装置包括一个天线和有关的电子电路。该天线包括多个以阵列形式排列的收发器元件,而电子电路通过控制施加给阵列收发器元件的电能来控制发射或接收。在操作过程中,包括该天线的收发器单元定位在放置到地层内的一个遥感器附近。然后借助于无线连接控制电磁信号与遥感器连通。
附图简述
参照下面的连同附图一起的描述可以理解本发明,在附图中类似的附图标记标识类似的部件,其中这些附图包括:
图1是定位在一个井眼内的一个钻铤的简图,该钻铤装备有一个根据本发明的可控制式收发器单元;
图2是图1中的钻铤的可控制式收发器单元的示意图,表示具有一个用于将一个遥感器从井眼推进到选定的地下地层内的液压激励系统;
图3表示图1中的钻铤的可控制式收发器单元的电子电路的示意图,该电子电路用于从遥感器接收信号和将信号发送给遥感器;
图4A、4B、4C和4D说明图3中的可控制式收发器单元的阵列式天线的几种可替换的实现方式;
图5A和5B以电子框图形式说明根据本发明的两个不同的实施例的电子装置,该电子装置用于控制图3中使用的收发器单元的发射和接收;
图5C说明图5B中的实施例中的电子控制的一部分的电子框图;
图6是一个电子框图,示意地说明一个遥感器的电子设备;
图7是一个框图,示意地连同根据本发明的遥感器一起说明可控制式收发器单元的操作过程;以及
图8的曲线描述了在一个特定的实施例中引入了线圈后测量到的由遥感器接收的电压作为线圈位置函数的曲线。
尽管本发明很容易进行各种改进和变成其它形式,本发明的具体的实施例还是以附图中的例子的形式表示,并且在这里进行详细描述。但是,应该能够理解,这些具体的实施例的描述不是将本发明限制到具体公开的形式,而是相反,本发明包括了落入到由所附的权利要求书所定义的本发明的实质和范围内的各种改进、等同物和替代物。
具体实施方式
下面描述本发明的说明性的实施例。为清楚起见,不是所有的实际实施例的技术特征都在本说明书里进行描述。当然,应该能够理解,在开发任何这种实际的实施例时,必须作出各种与具体的实施例有关的决定,以实现开发者的具体目标,例如象符合系统相关或者商业相关的限制,而这些限制随具体的实施例不同而不同。而且,应该能够理解,即使是复杂的和化费大量时间的,这样的开发工作对于知晓本发明公开的内容后的本领域普通技术人员来说都是常规的工作。
附图1描述了一个钻铤100的一个具体的实施例。该钻铤100只包括了一个用于钻进一个井眼105的钻柱(未示出)的一部分。钻铤100设置有一个探头部110,该探头部110包括一个电源盒200,如图2所示,该电源盒200合并有如图3所示的发射器/接收器电路300。如图2所示,钻铤100包括一个压力表205,压力表205的压力传感器210借助于钻铤通道215而暴露在井眼105中的孔眼压力下。压力表205测量在给定地下地层深度的围压并且用于对遥感器进行压力校准。代表井眼围压的电信号(未示出)借助于所述的压力表205传递给电源盒200的电路。电源盒200然后对遥感器115进行压力校准,如图1所示,该遥感器115被用在某个特定的井眼深度。
钻铤100还具有一个或者多个遥感器容器120,仍然如图1所示。每一个传感器容器120包括一个遥感器115,用于定位在感兴趣的给定地下地层内;该地层被井眼105穿过。正如如下所述,在这个具体的实施例中,遥感器115定位是在钻井眼105时进行。然而,注意到遥感器115可以预先安置并与本发明的可控制式收发器单元一起使用。在该实施例中,通常需要作工作以确定遥感器115的位置,这在下面进行更详细描述。
遥感器115是一个被包覆的“智能”传感器,该传感器从钻铤100移动到井眼105周围的地层内的一位置。该遥感器115测量地层特性例如象压力、温度、岩石渗透性、孔隙度、电导率、介电常数和其它特性。遥感器115被恰当地包覆在一个传感器壳体内,该传感器壳体具有足够的结构一体性,以抵抗从钻铤100侧向嵌入到井眼105周围的地下地层内运动时产生的破坏。
附图1说明在大致垂直于井眼105因此也垂直于钻铤100的方向嵌入到地层内的一个单个的遥感器115。在本发明公开的基础上本领域的普通技术人员能够理解,这种侧向嵌入运动不一定垂直于井眼105,而是可以实现按照各种角度攻击到所需的地层内位置。使用传感器的方法包括以下一种或多种方法:(1)钻进到一个井壁125内并将遥感器115放置到地层内;(2)借助于液压机或者其它机械穿入装置将被包覆的遥感器115穿入/压入到地层内;或者(3)通过利用推进剂射孔弹将遥感器115射入到地层内。根据不同的实施方式,这些技术中的任意一种都可能是合适的。例如,尽管所述的实施例使用一个液压机构(下面更详细描述),另一个可选实施例以射弹方式安置遥感器115。
图2说明在本说明性的实施例中一个液压激励柱塞220用作此目的。该柱塞220使用遥感器115并使得该遥感器115穿入到地下地层内位于井眼105的孔眼130外侧足够远的位置上,从而使其可测量选定的地层特性。为了应用传感器,钻铤100具有一个内圆柱孔222,在该内圆柱孔内定位一个具有柱塞220的活塞元件225,该柱塞220与被包覆的远程智能传感器115之间是驱动关系。活塞元件225暴露在液压压力下,液压压力借助于一个液压供给通道240而从液压系统235连通到活塞室230。液压系统235选择性地被电源盒200激发,从而根据在该地层深度的孔眼周围压力对遥感器115进行校准,如上所述。然后遥感器115从容器120移动并越过井壁125到地层内,从而使得地层压力特性不受到孔眼的影响。
参考附图3,钻铤100的电源盒200包括一个收发器单元305,该收发器单元305根据一个振荡器315确定的频率而由一个收发器功率驱动装置310(例如一个功率放大器)进行驱动。收发器单元305将接收信号,该信号是遥感器115发射到钻铤100的探头部分110上的,这在下面进行描述。注意到2∶1的比例对于本发明的实施不是必要的,也可使用其它比例。根据不同的实施方式,收发器单元305包括一个阵列排列的天线325和一个或者多个收发器330,这也在下面进行更详细描述。
图4A、4B、4C和4D说明了电源盒200的阵列式天线325的不同实施方式。每一个这些实施方式使用多个收发器元件400。在图4A的实施方式中,每一个收发器元件400包括一个缠绕在铁芯410上的线圈405,该线圈405缠绕在铁芯410的沟槽415内。图4B中说明了一个实施方式,其中多个线圈420以阵列形式排列在一个柔性绝缘板425上,而该绝缘板425可包裹在钻铤100的内侧周围。电能通过各个供给端子430提供给每一个线圈420。线圈420可是本领域公知的任何形状。图4C的实施例与图4B中的实施例极为相似,区别在于圆形的线圈420被螺旋形的线圈435代替。注意到在其它的实施例中线圈420、435实际上可以由任何形状和类型的线圈代替。图4D说明了一个实施方式,其中,多个槽式天线440以阵列形式排列在一个金属薄板445上。金属薄板445可以与钻铤100相适应。注意到,每一个实施方式都通称为以阵列方式排列的收发器元件组合(即,分别为线圈405、420、435和槽式天线440),因为它们都可以用于发射和接收信号。还注意到,附图4A、4B、4C和4D中的实施例的各个方面在某些实施例中可以结合在一起,例如附图5B中所示并将在下面描述。
根据不同的实施方式,阵列式元件400可以制成为串联的、并联的形式或者串联和并联相结合的形式。这种结构可以由收发器功率驱动器310线控(hardwired)或者控制,在下面将参照附图5A和5B进行描述。在图4A、4B、4C和4D中所述的发射器/接收器元件的实施方式在轴向上的距离是可以有很大变化的。但是在激发包括几个线圈或者槽式天线的轴向长天线中会遇到一定的困难。特别是,所需的电能是一个限制因素。在需要覆盖较大轴向距离的应用中,这个困难可以通过在给定的时间内只激发一小组线圈或者槽式天线来解决。这个设计的局限性可以通过以下参照附图5A、5B中更详细描述的方式来解决。
注意到阵列式天线325的结构影响电磁场的产生和传播。就图4A中的实施例来说,它产生一个轴对称的电磁场。假定每一个线圈具有同样数量的电流(对于实施本发明来说这是不必要的,但是这仅仅是为了解释本发明的方法),目的是求解每一个线圈中的电流的方向Pk和对应的使得函数J(p,d)取最大值的位置dk,所述的函数是磁场的均质性和振幅的函数:
J ( p , d ) = C 1 ∫ v | B 0 ( r , z ) | 2 dv + C 2 ( C 3 - ∫ v ( ∂ | B 0 ( r , z ) | ∂ z ) 2 dv ) , - - - ( 1 )
p:={p0,p1,…,pN},pk∈{-1,1}
d:={d0,d1,…,dN},
Figure C0211888700112
其中,在方程(1)右侧中的第一项使得磁场的平均值最大,而括号内的第二项保证磁场在轴向方向上的均匀性。从方程(1)中可以清楚地看出,线圈405之间的距离(d)是一个连续变量,而流过这些线圈的电流(p)则假定只有两个值(正值和负值)。
结果,常规优化技术或者不能奏效或者效果不好。一个具体的实施方式使用了遗传运算法则,该运算法则应用了一种随机检索方法和离散的各个变量一起进行优化。商用的遗传运算法则例如象GEATbx遗传和进化运算法则工具箱(商标是MATLABTM)是合适的。选择正常数C1和C2以给每一项恰当的加权值。由于遗传运算法则使得目标函数取最大值,因此选择一个足够大的正常数C3以使得括号内的项为一个正数。这些常数都是依靠经验进行选取,主要是根据电路和信噪比的需要进行确定。例如,能够被收发器探测到的信号电平具有一个下限。而且,当工具移动时电路承受信号电平幅度波动的能力也有一个极限。这些标准决定那些常数可以引用在公式中。一般来说,这些常数的值应该在1到10之间,包括1和10。在方程(1)中,线圈405的数量由N表示,所述的线圈构造为串联形式。空间ν表示磁场空间被优化的区域。
在优化过程中,对于每一组参数(p,d),在空间ν的每一个点处计算磁场。这涉及首先为一个单个的线圈405产生一个基本磁场,然后使用叠代方法计算整个阵列式天线325的整个磁场。尽管叠代可能控制得不怎么精确,对于低频应用来说,如果空间ν不太接近钻铤100,这是一个合理的假设。利用叠代的整个磁场计算大大减少了计算时间。一旦得到了“优化”的一组(p,d),就对整个阵列式天线325进行有限元(“FEM”)方法分析。图4A中的实施例实现了一个均匀的磁场,该磁场的幅度极大地取决于所提供的电能,而对于测井工具通常操作的环境来说,电能是非常有限的。注意到,测井工具经常在大约5公里的典型深度上作业,必须承受高温(约175度)和高压(通常为20,000psi)环境。
现在考虑图4B中的实施例,方程(1)中的目标函数修改为:
J ( p , d ) = C 3 - ∫ v | B 0 ( r , z ) - B ~ 0 ( r , z ) | 2 dv , - - - ( 2 )
其中,
Figure C0211888700122
是所需的磁场的空间变化量。为便于计算对这些磁场进行标准化。如上所述,电磁场的空间变化量在数据传输过程中可以进行改变以保持子弹与钻铤天线之间的恒定通讯。结果,将有几组
Figure C0211888700123
(r,z)和(p,d),分别是电流的方向和线圈的位置。这些可以计算出来并存储起来用于进行实时应用。
图5A和5B说明如何单个地激发阵列式天线元件500以产生所需的电磁场空间分布。而且,这些空间分布可以实时调节以保证当两个天线之间有相对移动时钻铤100和遥感器115的天线605之间恒定的通讯关系。在图5A中,阵列式天线505是轴对称的,例如如上述的图4A中的实施例所述。对于该例子,只需对阵列式天线505进行轴向控制。这就是说,给定了钻铤100和遥感器115的天线605的相对位置关系后,用一阵列可开关式元件510例如开关515使阵列式天线元件500的一个适合的子集通电。图5B说明了用于驱动阵列式天线元件500的通常情况。这里,既可以对激发进行角度控制又可以对激发进行轴向控制。注意到,在图5A中,阵列式天线元件500构成为串联结构。然而,在图5A和5B中单个的阵列式天线元件可以按照串联和并联方式或者两种方式结合的方式进行构造,对图5A中的实施例进行某些(小)的修改。
特别是,参考图5A,阵列式天线元件500产生一个轴对称电磁场,并且如上所述,只需进行轴向控制。注意到,阵列式天线元件500是缠绕在一个铁芯(未示出)上的线圈,如图4A中的实施例所示。开关515通过控制传递给各个单独的阵列式天线元件500的电能来实现这种控制。反过来,开关515由电子控制逻辑电路520进行控制。一旦控制逻辑电路520确定了它需要改变磁场的模式,该控制逻辑电路520打开和关闭开关515以实现变化。所述的确定可以是实时的或者可以预先确定。例如,如果主要关心提供足够的电能给所有的阵列式天线元件500,开关515可以操作以按照串联顺序将电能提供给它们。如果主要关心通过某些而不是所有的阵列式天线元件500来从多个遥感器115获得数据,可以进行其它选择,其中阵列式天线元件500接收电能。
现在参考附图5B,所描述的实施例包括图5A中的实施例中的阵列式天线元件500、开关515的阵列510和控制逻辑电路520。图5B中的实施例按照与上述图5A中的实施例相同的方式对电磁场施加轴向控制。然而,图5B中的实施例还包括几层阵列式元件525。这些阵列式元件525可以是形成在一个薄板530上的线圈,所述的薄板可以与钻铤100的内表面相适应,如在上述的图4B、4C中的所述的实施例那样。提供给阵列式元件525的电能由一个开关540的第二阵列535控制,而该阵列式开关540的操作由控制逻辑电路545控制。注意到在某些实施例中,控制逻辑电路545的功能可以与控制逻辑电路520的功能结合以形成一个单个的控制逻辑电路块。一旦控制逻辑电路545确定了需要改变电磁场的模式,该电路545打开和关闭开关540以进行改变。这种情况的确定可以是实时的或者可以预先确定,如轴向变化的情况一样。注意到这些具体的实施例使用了单一的收发器550用于轴向控制,和多个收发器555用于角度控制,每一层阵列式天线元件525用一个收发器555。
因此,在图5B的实施例中,天线560包括一组磁性环形天线500、525,每一个天线都是一个如上所述的阵列式天线元件。环形天线525主要提供在径向和倾斜方向的磁场,而环形天线500主要提供在轴向方向的磁场。环形天线500、525可以由开关515、540和控制逻辑电路520、545构成。在这种方式中,几乎任何的环形天线500、525的结合都可以按照串联或者并联方式进行操作、开或关或者在反向极性的情况下进行工作。天线560因此可以被构造为最大化在一个特定方向的磁场,并且能够更加灵敏地接收来自那个具体方向的磁场。
注意到,对于用于轴向的环形天线500,只有一个收发器550,而对于用于径向的环形天线525有几个收发器555。根据钻铤天线560相对于遥感器115的位置,径向的环形天线525由不同的信号幅度驱动。为了测量钻铤天线560相对于遥感器115的天线606(图6中示出)的相对位置,遥感器115的天线605只要在钻铤天线560停止发射时就发射短音。钻铤收发器555检测这些短音。如图5C所示,每一个钻铤收发器555包括一个发射器565、接收器570和双工器575。收发器555借助于阵列式天线元件560(如图5B所示)和双工器575检测通过接收器570的短音,然后转发到处理器580。在所述的实施例中处理器580是一个数字信号处理器(“DSP”)。
处理器580然后使用三角测量技术计算遥感器115的位置。该位置信息在初始配置阶段用于开关的正确选择,而在以后阶段用于计算不同的径向的环形天线525的幅度。发射器565包括一个功率放大器。功率放大器585由一个可编程振荡器(未示出)构成。每一个功率放大器585的供给电压(未示出)也是可编程的。每个收发器555的输出幅度可借助于供给电压编程。为了提高效率,由可编程开关供给装置来产生供给电压。用脉冲宽度调制器(“PWM”)的供给电压来改变发射器565的输出幅度,以通过几个互相独立驱动的发射器线圈产生的不同幅度的叠加磁场在正确方向上控制信号。
参考附图6,远程“灵敏传感器”115的电子电路通常由电子框图600表示,它包括至少一个发射器/接收器线圈605或者RF天线,其接收器用于将一个探测器615的输出610提供给一个控制器电路620。控制器电路620具有一个它控制的输出625,该输出625供给到一个压力计630,从而使得压力计输出信号被引导到一个模/数转换器(“ADC”)/存储器635,它借助于一个导体640接收来自压力计的信号,并且还借助于导体645接收来自控制器电路620的控制信号。一个电池650设置在遥感器电路600内,并且通过电源导线655、670和675与遥感器115的各个电路部件相连接。ADC/存储器电路635的一个记忆输出680供给到一个接收器线圈控制电路685。接收器线圈控制电路685的功能是借助于导体690而作为一个发射器/接收器线圈605的驱动器电路,以将数据发射到发射器/接收器电路300。
在完整的发射过程中,收发器单元305也作为一个接收器使用,如图3所示。当接收的信号的幅度为最大值时,遥感器115位于最靠近位置,以优化钻铤100与遥感器115之间的传输。
参考附图7,在操作过程中,一旦布置了遥感器115,它开始收集数据。在一个具体的实施例中,遥感器115包括一个定时器,该定时器定期激发电子电路600(如图6所示)加电。遥感器115然后采集数据,将数据存储在ADC/存储器635中,然后返回到睡眠状态。当阵列式天线325与遥感器115的天线605对齐时,包括一个功率放大器(未示出)的钻铤发射器700通过阵列式天线元件325发射一个唤醒音给遥感器115。该唤醒音发射的频率接近于遥感器115的共振频率。如果阵列式天线元件325足够近,遥感器115则接收穿过其天线605的唤醒音,通过接收器唤醒电子设备705探测所接收到的信号,然后如果信号是正确的频率则执行唤醒操作。遥感器115然后发射一个确认信号给钻铤发射器700并等待接收一个命令。
当遥感器115被钻铤发射器700唤醒后,遥感器115能够接收和执行一系列的命令例如象采集数据、发射数据、记忆读取和存储器写操作。最通常的情况是,钻铤发射器700将指示遥感器115发射数据。遥感器115将来自发射器710的测量数据穿过天线605发射给发射器/接收器电路300,然后进入睡眠状态。发射器/接收器电路300内的接收器715放大、解调和解码数据。一个位于钻铤电子设备中的双工器720保护钻铤内的接收器715。钻铤100内的阵列式天线元件325被调谐以与遥感器115的发射频率形成共振。除了共振频率调节电路725外,发射器/接收器电路300还包括阵列式开关(如图5A、5B所示),用于选择激活的天线阵列元件400和它们的极性。
特别是,钻铤100位于靠近遥感器115的位置。在某些实施方式中,钻铤100实际上用于布置遥感器115,在这种情况下,钻铤100将靠近遥感器115。如果遥感器115是以前布置的,其位置可以从有关布置该传感器的记录中确定其位置。作为最后一种方法,通过振动井眼105内的钻铤100,收发器单元305可以被用于确定遥感器115的位置。一个电磁波从钻铤100内的发射器/接收器电路300发射以打开遥感器115并促使该遥感器115将一个确认的编码的信号送回。“同步交换”方法可以用于确定遥感器115的位置,因为从遥感器115的同步交换信号的接收将指示出,钻铤100位于靠近遥感器115足够近的位置。
然后,一旦确定了遥感器115的位置后,必须跟踪该遥感器115的位置。钻铤100与遥感器115之间的通讯通常在钻井操作中进行,尽管这对于实现本发明是不必要的。因此收发器单元305相对于遥感器115将产生某种程度的位移和旋转,而这种移动应该被跟踪。这可以通过确定阵列式元件400或者一组阵列式元件400并接收遥感器115的一定时间内的同步交换信号来实现,这其中假定了阵列式天线元件400既沿着轴向排列又沿着倾斜方向排列。利用这些信息,收发器元件305和遥感器115之间的相对位置可以推断出。一旦推断出它们的相对位置,控制逻辑电路(例如附图5A、5B中的控制逻辑电路520,545)可以确定它希望如何改变收发器单元305产生的电磁场,以保持钻铤100与遥感器115之间的连续接触。
遥感器115布置到地层内距离井眼105的距离也应该确定。一种这样的确定方法就是对三个或者更多的阵列式天线元件400接收的同步交换信号的相差进行三角测量。注意到,距离的确定应该是在位置确定之后。
确定遥感器115的位置和布置距离并且跟踪其位置的一个优点是它允许收发器单元集中在遥感器115的方向产生的电磁场。然而,这个优点在某些阵列式天线315产生轴对称磁场的实施例中没有显现出来,因为其磁场根据定义是轴对称的。因此,这个优点的实现对于实现本发明是不必要的。对于所产生的电磁场不是轴对称的实施例也是这样的。然而还要注意到,在实现这种优点的实施例中,其可以是实时进行的并且可以在钻井作业时实现。
同步交换方法激发遥感器115的电子设备以进入采集和发射状态,压力数据和其它代表选定选定的地层特性的数据连同传感器的确认码从遥感器115处获得。注意到,在某些实施例中,遥感器115即使在睡眠状态时也可以连续采集数据,因此在唤醒时它将进入一个发射模式。同时,获取压力计数据(压力和温度)和其它选定的地层特性,并且遥感器115的电子设备将数据转化为一个或者多个系列的数字信号。该数字信号或者这些数字信号,例如在本例子中,从遥感器115借助于发射器/接收器电路300发射回到钻铤100。这可以通过将每一个数据的单个的位同步并编码成某个具体的时序来实现。在获得了稳定的压力和温度读数并且成功地将读数发射到钻铤100携带的电路后,(根据具体的实施方式的不同)数据采集和发射或者至少是数据发射中止。
无论何时激发所述的序列,位于钻铤100内的发射器/接收器电路300由收发器功率驱动器310提供电能。按照由振荡器315确定的频率,一个电磁波从钻铤100发射。所述的频率可以从100KHz到500MHz范围选取。一旦遥感器115落入到发射器/接收器电路300的影响范围内,位于遥感器115内的接收器线圈605将利用接收器线圈控制电路685和线圈605而以两倍最初频率的频率辐射回电磁波。
在图4A中的一个具体的实施例中,设计了一个八圈线圈。利用一个商用的FEM编码产生一个基本的电磁场。FEM编码通过利用在一个圆柱层状介质内线圈响应的分析解来解决简化的几何问题来实现。在轴向(Z)轴方向从-10到10英寸并且y=7英寸的范围内优化该电磁场。每一个线圈的方向和位置如图8所示,该图还给出了当1毫安电流穿过电导率为σF=5.55S/m(ρ=0.18Ω-m)的地层内的一个线圈时天线所接收的测量电压。曲线指示出在优化区域内电压(以及电磁场)的较好的均匀性。
下面是关于本发明的具体实施例的详细描述的结论。上述公开的具体的实施例只是说明性的,因为对受益于本发明指导的本领域的普通技术人员来说本发明显然可以按照不同但是等价的方式进行修改和实施。而且除了下面的权利要求书外对这里所述的构造或设计的细节没有限制。因此,这里公开的具体的实施例显然可以改变或修改;并且这些变化是在权利要求所要求的本发明的保护范围之内。因此本发明的保护范围由下面的权利要求书确定。

Claims (35)

1.一种用于在井眼中采集井下数据的装置,所述的装置包括:
一个天线,包括多个阵列式收发器元件;以及
电子电路,用于通过控制施加给阵列式元件的电能来控制通过天线的发射或接收。
2.根据权利要求1所述的装置,其中,阵列式元件包括多个线圈或者多个形成在导电薄板上的槽。
3.根据权利要求2所述的装置,其中,多个线圈缠绕在一个铁芯上或者以阵列形式排列在一个柔性板上。
4.根据权利要求2所述的装置,其中,所述的多个线圈中的每一个线圈是一个圆形线圈或者螺旋线圈。
5.根据权利要求1所述的装置,其中,所述的阵列式元件的至少一部分以串联形式电连接。
6.根据权利要求5所述的装置,其中,所述的阵列式元件的至少第二部分以并联形式电连接。
7.根据权利要求1所述的装置,其中,所述的阵列式元件的至少一部分以并联形式电连接。
8.根据权利要求1所述的装置,其中,所述的电子电路包括多个能够控制使每一个单个的阵列式元件通电的可开关元件。
9.根据权利要求8所述的装置,其中,所述的可开关元件可以操作以产生一个从所述的天线发射的实时的、空间剖面随时间变化的电磁场。
10.根据权利要求1所述的装置,其中,所述的可开关元件可以操作以产生一个从所述的天线发射的实时的、空间剖面随时间变化的电磁场。
11.根据权利要求1所述的装置,其中,所述的电子电路轴向控制发射或者接收。
12.根据权利要求1所述的装置,其中,所述的电子电路还有角度地控制发射或者接收。
13.一个钻铤,用于在井眼中采集井下数据,所述的钻铤包括:
至少一个收发器;
一个用于在井眼中采集井下数据的装置,所述的装置包括:
一个天线,包括多个阵列式收发器元件;以及
电子电路,用于通过控制施加给阵列式元件的电能来控制收发器的通过天线的发射或接收;
收发器功率驱动器,用于为收发器提供电能;
一个振荡器,用于确定收发器功率驱动器的频率;以及
调谐的接收器放大器,供收发器在控制接收中使用。
14.根据权利要求13所述的钻铤,其中,所述的阵列式元件的至少一部分以串联形式电连接。
15.根据权利要求14所述的钻铤,其中,所述的阵列式元件的至少第二部分以并联形式电连接。
16.根据权利要求13所述的钻铤,其中,所述的阵列式元件的至少一部分以并联形式电连接。
17.根据权利要求13所述的钻铤,其中,所述的可开关元件可以控制发射或者接收以产生一个从所述的天线发射的实时的、空间剖面随时间变化的电磁场。
18.根据权利要求13所述的钻铤,其中,所述的电子电路轴向控制发射或者接收。
19.根据权利要求13所述的钻铤,其中,所述的电子电路还有角度地控制发射或者接收。
20.根据权利要求13所述的钻铤,还包括一个用于侧向把一个遥感器配置到井眼外侧的地下地层内的一个位置的装置。
21.根据权利要求20所述的钻铤,其中,所述的用于侧向配置远程智能传感器的装置包括一个液压促动器系统,该系统包括一个设置用于与遥感器配合的液压激励配置柱塞。
22.根据权利要求13所述的钻铤,其中,还包括:
用于将收发器定位在靠近所述用于在井眼中采集井下数据的装置的装置;和
用于控制电磁信号以通过无线连接与所述用于在井眼中采集井下数据的装置通讯的装置。
23.根据权利要求13所述的钻铤,其中,定位收发器单元的装置包括在钻井作业中定位收发器单元的装置。
24.根据权利要求13所述的钻铤,其中,定位收发器单元的装置包括定位遥感器的装置。
25.根据权利要求13所述的钻铤,其中,还包括将遥感器放置到地层内的装置。
26.根据权利要求13所述的钻铤,其中,将收发器单元定位在靠近遥感器的位置上的装置包括将该收发器单元定位在一个处于睡眠状态的遥感器附近的装置。
27.根据权利要求22所述的钻铤,其中,控制装置包括:
一个天线,包括多个阵列式收发器元件;以及
电子电路,用于通过控制施加给阵列式元件的电能来控制通过天线的发射或接收。
28.根据权利要求13所述的钻铤,其中,控制电磁信号的装置包括控制发射或者接收以产生一个实时的、空间剖面随着时间变化的电磁场的装置。
29.根据权利要求13所述的钻铤,其中,控制发射或者接收以产生一个实时的、空间剖面随着时间变化的电磁场的装置包括轴向控制发射或者接收的装置。
30.根据权利要求28所述的钻铤,其中,控制发射或者接收以产生一个实时的、空间剖面随着时间变化的电磁场的装置包括在倾斜方向控制发射或者接收的装置。
31.根据权利要求28所述的钻铤,其中,控制发射或者接收以产生一个实时的、空间剖面随着时间变化的电磁场的装置包括:
一个天线,包括多个阵列式收发器元件;以及
电子电路,用于通过控制施加给阵列式元件的电能来控制通过天线的发射或接收,该电子电路包括:
能够控制使每一个单个的阵列式元件通电的一组可开关元件。
32.一种在井眼中采集井下数据的方法,所述的方法包括:
提供一含有天线和电子电路的装置,该天线包括多个阵列式收发器元件;以及
通过该电子电路控制电磁信号以通过无线连接与遥感器通讯。
33.根据权利要求32所述的方法,其中,控制电磁信号的步骤包括控制发射或者接收以产生一个实时的、空间剖面随着时间变化的电磁场。
34.根据权利要求33所述的方法,其中,控制发射或者接收以产生一个实时的、空间剖面随着时间变化的电磁场的步骤包括轴向控制发射或者接收。
35.根据权利要求33所述的方法,其中,控制发射或者接收以产生一个实时的、空间剖面随着时间变化的电磁场包括在倾斜方向控制发射或者接收。
CNB021188874A 2001-05-09 2002-05-09 用于在井眼中采集井下数据的装置和方法以及钻铤 Expired - Fee Related CN100445515C (zh)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US28966701P 2001-05-09 2001-05-09
US60/289667 2001-05-09
US09/899243 2001-07-03
US09/899,243 US6822579B2 (en) 2001-05-09 2001-07-03 Steerable transceiver unit for downhole data acquistion in a formation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1384272A CN1384272A (zh) 2002-12-11
CN100445515C true CN100445515C (zh) 2008-12-24

Family

ID=26965778

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB021188874A Expired - Fee Related CN100445515C (zh) 2001-05-09 2002-05-09 用于在井眼中采集井下数据的装置和方法以及钻铤

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6822579B2 (zh)
EP (1) EP1256818B1 (zh)
JP (1) JP2003014867A (zh)
KR (1) KR20020085795A (zh)
CN (1) CN100445515C (zh)
CA (1) CA2381114C (zh)

Families Citing this family (97)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7283061B1 (en) * 1998-08-28 2007-10-16 Marathon Oil Company Method and system for performing operations and for improving production in wells
US20040239521A1 (en) 2001-12-21 2004-12-02 Zierolf Joseph A. Method and apparatus for determining position in a pipe
US7014100B2 (en) * 2001-04-27 2006-03-21 Marathon Oil Company Process and assembly for identifying and tracking assets
US7158049B2 (en) * 2003-03-24 2007-01-02 Schlumberger Technology Corporation Wireless communication circuit
US7348892B2 (en) * 2004-01-20 2008-03-25 Halliburton Energy Services, Inc. Pipe mounted telemetry receiver
CA2476787C (en) * 2004-08-06 2008-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. Integrated magnetic ranging tool
US7641003B2 (en) 2005-11-21 2010-01-05 David R Hall Downhole hammer assembly
US7549489B2 (en) 2006-03-23 2009-06-23 Hall David R Jack element with a stop-off
US8522897B2 (en) 2005-11-21 2013-09-03 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US7571780B2 (en) 2006-03-24 2009-08-11 Hall David R Jack element for a drill bit
US8130117B2 (en) 2006-03-23 2012-03-06 Schlumberger Technology Corporation Drill bit with an electrically isolated transmitter
US7753144B2 (en) 2005-11-21 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Drill bit with a retained jack element
US8360174B2 (en) 2006-03-23 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US8528664B2 (en) 2005-11-21 2013-09-10 Schlumberger Technology Corporation Downhole mechanism
US8297378B2 (en) 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Turbine driven hammer that oscillates at a constant frequency
US8316964B2 (en) 2006-03-23 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation Drill bit transducer device
US8225883B2 (en) 2005-11-21 2012-07-24 Schlumberger Technology Corporation Downhole percussive tool with alternating pressure differentials
US8408336B2 (en) 2005-11-21 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Flow guide actuation
US8205688B2 (en) 2005-11-21 2012-06-26 Hall David R Lead the bit rotary steerable system
US8297375B2 (en) 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole turbine
US7967082B2 (en) 2005-11-21 2011-06-28 Schlumberger Technology Corporation Downhole mechanism
US7900720B2 (en) 2006-01-18 2011-03-08 Schlumberger Technology Corporation Downhole drive shaft connection
US7661487B2 (en) 2006-03-23 2010-02-16 Hall David R Downhole percussive tool with alternating pressure differentials
US7694756B2 (en) 2006-03-23 2010-04-13 Hall David R Indenting member for a drill bit
USD620510S1 (en) 2006-03-23 2010-07-27 Schlumberger Technology Corporation Drill bit
US7557492B2 (en) 2006-07-24 2009-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Thermal expansion matching for acoustic telemetry system
US7595737B2 (en) * 2006-07-24 2009-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Shear coupled acoustic telemetry system
US8714285B2 (en) 2006-08-11 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method for drilling with a fixed bladed bit
US8215420B2 (en) 2006-08-11 2012-07-10 Schlumberger Technology Corporation Thermally stable pointed diamond with increased impact resistance
US8622155B2 (en) 2006-08-11 2014-01-07 Schlumberger Technology Corporation Pointed diamond working ends on a shear bit
US7669674B2 (en) 2006-08-11 2010-03-02 Hall David R Degradation assembly
US9051795B2 (en) 2006-08-11 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Downhole drill bit
US8590644B2 (en) 2006-08-11 2013-11-26 Schlumberger Technology Corporation Downhole drill bit
US8449040B2 (en) 2006-08-11 2013-05-28 David R. Hall Shank for an attack tool
US9316061B2 (en) 2006-08-11 2016-04-19 David R. Hall High impact resistant degradation element
US8191651B2 (en) 2006-08-11 2012-06-05 Hall David R Sensor on a formation engaging member of a drill bit
US8616305B2 (en) 2006-08-11 2013-12-31 Schlumberger Technology Corporation Fixed bladed bit that shifts weight between an indenter and cutting elements
US7871133B2 (en) 2006-08-11 2011-01-18 Schlumberger Technology Corporation Locking fixture
US7637574B2 (en) 2006-08-11 2009-12-29 Hall David R Pick assembly
US9145742B2 (en) 2006-08-11 2015-09-29 Schlumberger Technology Corporation Pointed working ends on a drill bit
US8567532B2 (en) 2006-08-11 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Cutting element attached to downhole fixed bladed bit at a positive rake angle
US8240404B2 (en) 2006-08-11 2012-08-14 Hall David R Roof bolt bit
US8122980B2 (en) 2007-06-22 2012-02-28 Schlumberger Technology Corporation Rotary drag bit with pointed cutting elements
US7886851B2 (en) * 2006-08-11 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Drill bit nozzle
US20080035389A1 (en) 2006-08-11 2008-02-14 Hall David R Roof Mining Drill Bit
US8960337B2 (en) 2006-10-26 2015-02-24 Schlumberger Technology Corporation High impact resistant tool with an apex width between a first and second transitions
US9068410B2 (en) 2006-10-26 2015-06-30 Schlumberger Technology Corporation Dense diamond body
US7954401B2 (en) 2006-10-27 2011-06-07 Schlumberger Technology Corporation Method of assembling a drill bit with a jack element
CN101230779B (zh) * 2007-01-23 2011-09-14 福田雷沃国际重工股份有限公司 安全使用旋挖钻机的电控装置
USD674422S1 (en) 2007-02-12 2013-01-15 Hall David R Drill bit with a pointed cutting element and a shearing cutting element
US8839888B2 (en) 2010-04-23 2014-09-23 Schlumberger Technology Corporation Tracking shearing cutters on a fixed bladed drill bit with pointed cutting elements
USD678368S1 (en) 2007-02-12 2013-03-19 David R. Hall Drill bit with a pointed cutting element
WO2008118442A1 (en) * 2007-03-27 2008-10-02 Aqua Innovations, Inc. Methods and apparatus for electrolytic treatment of water
US20080316048A1 (en) * 2007-03-28 2008-12-25 Vmonitor, Inc. System and method for monitoring a well
US7866416B2 (en) 2007-06-04 2011-01-11 Schlumberger Technology Corporation Clutch for a jack element
WO2008151635A1 (en) * 2007-06-14 2008-12-18 Aarhus Universitet Embedded silage sensor
US7721826B2 (en) 2007-09-06 2010-05-25 Schlumberger Technology Corporation Downhole jack assembly sensor
US7967083B2 (en) 2007-09-06 2011-06-28 Schlumberger Technology Corporation Sensor for determining a position of a jack element
US9194227B2 (en) 2008-03-07 2015-11-24 Marathon Oil Company Systems, assemblies and processes for controlling tools in a wellbore
US10119377B2 (en) 2008-03-07 2018-11-06 Weatherford Technology Holdings, Llc Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore
US8284073B2 (en) 2008-04-17 2012-10-09 Schlumberger Technology Corporation Downlink while pumps are off
US8540037B2 (en) 2008-04-30 2013-09-24 Schlumberger Technology Corporation Layered polycrystalline diamond
US8701799B2 (en) 2009-04-29 2014-04-22 Schlumberger Technology Corporation Drill bit cutter pocket restitution
WO2011087400A1 (en) * 2010-01-15 2011-07-21 Oleg Nikolaevich Zhuravlev Wireless power and/or data transmission system for downhole equipment monitoring and/or control
US8836328B2 (en) * 2010-02-03 2014-09-16 Baker Hughes Incorporated Acoustic excitation with NMR pulse
US8550190B2 (en) 2010-04-01 2013-10-08 David R. Hall Inner bit disposed within an outer bit
US8850899B2 (en) 2010-04-15 2014-10-07 Marathon Oil Company Production logging processes and systems
US8418784B2 (en) 2010-05-11 2013-04-16 David R. Hall Central cutting region of a drilling head assembly
US8820440B2 (en) 2010-10-01 2014-09-02 David R. Hall Drill bit steering assembly
US8333254B2 (en) 2010-10-01 2012-12-18 Hall David R Steering mechanism with a ring disposed about an outer diameter of a drill bit and method for drilling
US20120234604A1 (en) 2011-03-15 2012-09-20 Hall David R Timed Steering Nozzle on a Downhole Drill Bit
CN103061754B (zh) * 2011-10-19 2016-09-14 中国石油化工股份有限公司 一种电磁波随钻测量系统无线远程接收装置及其测量方法和应用
KR101203085B1 (ko) * 2012-07-27 2012-11-21 한국지질자원연구원 비분극 프로브 및 이를 포함하는 시추공 광대역 유도분극 검층기
WO2014062858A1 (en) * 2012-10-17 2014-04-24 Transocean Sedco Forex Ventures Limited Subsea processor for underwater drilling operations
WO2014100275A1 (en) * 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool
CA2981259C (en) * 2013-02-28 2020-02-11 Weatherford Technology Holdings, Llc System and method for use in downhole communication
GB201303614D0 (en) 2013-02-28 2013-04-17 Petrowell Ltd Downhole detection
RU2015140969A (ru) 2013-02-28 2017-04-03 Петровелл Лимитед Скважинная связь
CN103236144A (zh) * 2013-03-29 2013-08-07 太原罗克佳华工业有限公司 用于井下数据采集和无线传输的设备
WO2014201297A2 (en) * 2013-06-12 2014-12-18 Well Resolutions Technology Apparatus and methods for making azimuthal resistivity measurements
KR101386024B1 (ko) 2013-08-06 2014-04-16 미래인더스트리(주) 실시간 데이터 검출이 가능한 압력 코어 샘플러
EP3025021A1 (en) * 2013-10-03 2016-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole inspection, detection, and imaging using conformable sensors
MX2016002549A (es) * 2013-10-03 2016-10-26 Halliburton Energy Services Inc Herramientas de levantamiento y medicion de fondo de pozo con sensores adaptables.
MX2016002230A (es) 2013-10-03 2016-11-25 Halliburton Energy Services Inc Sensores de multiples capas para inspecciones en el interior del pozo.
WO2015050840A1 (en) * 2013-10-03 2015-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole multi-pipe scale and corrosion detection using conformable sensors
EP3033487A1 (en) 2013-10-03 2016-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compensated borehole and pipe survey tool with conformable sensors
JP6307177B2 (ja) * 2014-05-13 2018-04-04 バウアー マシーネン ゲーエムベーハー 水体の床の地盤試料を取得及び分析する水中掘削装置
US10211531B2 (en) * 2014-11-05 2019-02-19 Massachusetts Institute Of Technology Compact steerable transmit antenna system
CN108235737B (zh) * 2015-06-22 2019-11-01 沙特阿拉伯石油公司 使用电磁传感器进行井下侧支检测的系统、方法和装置
US10948621B2 (en) 2015-11-13 2021-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Microstrip antenna-based logging tool and method
IT201600074309A1 (it) * 2016-07-15 2018-01-15 Eni Spa Sistema per la trasmissione dati bidirezionale cableless in un pozzo per l’estrazione di fluidi di formazione.
EP3299100A1 (en) * 2016-09-23 2018-03-28 HILTI Aktiengesellschaft Core drill bit
EP3299101A1 (en) * 2016-09-23 2018-03-28 HILTI Aktiengesellschaft Core drill bit
US10735115B2 (en) * 2018-07-31 2020-08-04 Nxp B.V. Method and system to enhance accuracy and resolution of system integrated scope using calibration data
CN109211081A (zh) * 2018-11-09 2019-01-15 美钻深海能源科技研发(上海)有限公司 水下装备环境地层位移数据探测系统
EP3712373A1 (en) * 2019-03-22 2020-09-23 FRAUNHOFER-GESELLSCHAFT zur Förderung der angewandten Forschung e.V. Data communication in the microwave range using electrically conductive elements in a construction machine
CN113482594B (zh) * 2021-07-06 2023-10-31 四川华晖盛世探测技术有限公司 一种钻孔雷达系统

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4780678A (en) * 1984-05-31 1988-10-25 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for microinductive investigation of earth formations
EP0572309A2 (en) * 1992-05-27 1993-12-01 Schlumberger Limited Method and apparatus for electromagnetic logging
WO1995024663A1 (en) * 1994-03-11 1995-09-14 Baker Hughes Incorporated A borehole measurement system employing electromagnetic wave propagation
US5530359A (en) * 1995-02-03 1996-06-25 Schlumberger Technology Corporation Borehole logging tools and methods using reflected electromagnetic signals
US5563512A (en) * 1994-06-14 1996-10-08 Halliburton Company Well logging apparatus having a removable sleeve for sealing and protecting multiple antenna arrays
US6163155A (en) * 1999-01-28 2000-12-19 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4057781A (en) 1976-03-19 1977-11-08 Scherbatskoy Serge Alexander Well bore communication method
US4806928A (en) 1987-07-16 1989-02-21 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface
US5045795A (en) 1990-07-10 1991-09-03 Halliburton Logging Services Inc. Azimuthally oriented coil array for MWD resistivity logging
US5442294A (en) 1990-09-10 1995-08-15 Baker Hughes Incorporated Conductivity method and apparatus for measuring strata resistivity adjacent a borehole
US5463319A (en) 1993-07-28 1995-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Induction log sonde feedpipe having a plurality of tubes arranged within it and windows to facilitate the passage of the conductors
US5829520A (en) 1995-02-14 1998-11-03 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device
WO1998037654A2 (en) * 1997-02-24 1998-08-27 At & T Wireless Services, Inc. Vertical adaptive antenna array for a discrete multitone spread spectrum communications system
US6070662A (en) 1998-08-18 2000-06-06 Schlumberger Technology Corporation Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes
US6234257B1 (en) * 1997-06-02 2001-05-22 Schlumberger Technology Corporation Deployable sensor apparatus and method
US6028534A (en) * 1997-06-02 2000-02-22 Schlumberger Technology Corporation Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling
US6273736B1 (en) * 1997-07-22 2001-08-14 Applied Materials, Inc. Safety guard for an RF connector
US6100696A (en) 1998-01-09 2000-08-08 Sinclair; Paul L. Method and apparatus for directional measurement of subsurface electrical properties
FI980035A (fi) * 1998-01-09 1999-07-10 Nokia Networks Oy Menetelmä antennikeilan suuntaamiseksi ja lähetinvastaanotin
JP2000332666A (ja) * 1999-05-24 2000-11-30 Toshiba Tec Corp 無線通信システム
US6348890B1 (en) * 1999-08-26 2002-02-19 Hrl Laboratories, Llc Phased array antenna beamformer
US6697642B1 (en) * 2000-07-19 2004-02-24 Texas Instruments Incorporated Wireless communications apparatus
US6380893B1 (en) * 2000-09-05 2002-04-30 Hughes Electronics Corporation Ground-based, wavefront-projection beamformer for a stratospheric communications platform
US6728554B1 (en) * 2000-09-11 2004-04-27 International Systems, Llc Wireless communication network
US6661375B2 (en) * 2001-02-15 2003-12-09 Roke Manor Research Limited Beam steering in sub-arrayed antennae
US6710742B1 (en) * 2001-10-23 2004-03-23 Kathrein-Werke Kg Active antenna roof top system and method

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4780678A (en) * 1984-05-31 1988-10-25 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for microinductive investigation of earth formations
EP0572309A2 (en) * 1992-05-27 1993-12-01 Schlumberger Limited Method and apparatus for electromagnetic logging
WO1995024663A1 (en) * 1994-03-11 1995-09-14 Baker Hughes Incorporated A borehole measurement system employing electromagnetic wave propagation
US5563512A (en) * 1994-06-14 1996-10-08 Halliburton Company Well logging apparatus having a removable sleeve for sealing and protecting multiple antenna arrays
US5530359A (en) * 1995-02-03 1996-06-25 Schlumberger Technology Corporation Borehole logging tools and methods using reflected electromagnetic signals
US6163155A (en) * 1999-01-28 2000-12-19 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations

Also Published As

Publication number Publication date
CA2381114A1 (en) 2002-11-09
EP1256818A2 (en) 2002-11-13
US20020167418A1 (en) 2002-11-14
CN1384272A (zh) 2002-12-11
CA2381114C (en) 2008-06-17
JP2003014867A (ja) 2003-01-15
EP1256818A3 (en) 2004-04-14
EP1256818B1 (en) 2012-12-26
US6822579B2 (en) 2004-11-23
KR20020085795A (ko) 2002-11-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN100445515C (zh) 用于在井眼中采集井下数据的装置和方法以及钻铤
US6691779B1 (en) Wellbore antennae system and method
US8981958B2 (en) Electric field communication for short range data transmission in a borehole
US7154411B2 (en) Reservoir management system and method
US6864801B2 (en) Reservoir monitoring through windowed casing joint
US9442211B2 (en) Look ahead logging system
US7158049B2 (en) Wireless communication circuit
US7602668B2 (en) Downhole sensor networks using wireless communication
US20020195247A1 (en) Well-bore sensor apparatus and method
WO2009029517A2 (en) Look ahead logging system
CN101454537B (zh) 具有测井器件的钻头组件
Alshehri et al. FracBot technology for mapping hydraulic fractures
WO2018132180A1 (en) Modular electrode tool for improved hydraulic fracture diagnostics
AU751676B2 (en) Wellbore antennae system and method
RU2745858C1 (ru) Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления
CA2390706C (en) Reservoir management system and method
Alshehri et al. FracBots: The Next IoT in Oil and Gas Reservoirs
AU4587602A (en) Wellbore antennae system and method
AU2005202703A1 (en) Well-bore sensor apparatus and method

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20081224

Termination date: 20170509