CN114761661A - 钻柱中的电子连接以及相关系统和方法 - Google Patents
钻柱中的电子连接以及相关系统和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114761661A CN114761661A CN202080082893.2A CN202080082893A CN114761661A CN 114761661 A CN114761661 A CN 114761661A CN 202080082893 A CN202080082893 A CN 202080082893A CN 114761661 A CN114761661 A CN 114761661A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- connector
- earth
- boring tool
- drill string
- tool
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 22
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 51
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 51
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 51
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 21
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 3
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 5
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 4
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 4
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 4
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 4
- -1 Polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 2
- 238000005242 forging Methods 0.000 description 2
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 2
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 2
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 2
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 235000019282 butylated hydroxyanisole Nutrition 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000005055 memory storage Effects 0.000 description 1
- 239000002905 metal composite material Substances 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000013024 troubleshooting Methods 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
- E21B47/013—Devices specially adapted for supporting measuring instruments on drill bits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/42—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/028—Electrical or electro-magnetic connections
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/56—Button-type inserts
- E21B10/567—Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
一种钻地工具可包括工具主体和耦接区域，该耦接区域被配置成将钻地工具耦接到钻柱的相邻部分。钻地工具还可包括设置在工具主体上的一个或多个传感器。钻地工具可进一步包括设置在耦接区域中的电连接到一个或多个传感器的连接器。连接器可被配置成使得能够从外部装置到一个或多个传感器进行可移除连接。
Description
优先权声明
本申请要求2019年12月11日提交的“Electronic Connections in a DrillString and Related Systems and Methods”(钻柱中的电子连接以及相关系统和方法)的美国专利申请序列号16/711,020的提交日期的权益。
技术领域
本公开的实施方案总体上涉及钻地操作。具体地，本公开的实施方案涉及钻柱上的电气连接件。
背景技术
各种工具被用于油气勘探和生产，以在钻孔的开挖期间或开挖后不久测量地质构造的性质。工具通常包括各种电子装置，诸如传感器、控制器、通信装置等。许多电子装置位于在钻柱的远端操作的井底组件(BHA)上。BHA通常包括一个或多个钻地工具，诸如钻头、扩孔钻、马达(例如，泥浆马达)和其它部件诸如转向装置。BHA还经常包括随钻测井(MWD)和/或(LWD)模块，其包括电子部件。BHA通常在具有高温、高压和大量振动的恶劣环境中操作。
BHA中的每个钻地工具可包括多个电子装置。每个钻地工具中的电子装置可连接到BHA中的相邻的钻地工具或部件。例如，BHA中的一些钻地工具和/或部件可包括处理器或存储器存储装置，该处理器或存储器存储装置被配置成捕获、处理和/或存储由相邻钻地工具中的传感器和/或电子装置产生的数据。BHA的一些钻地工具和/或部件可使得能够将来自BHA的另一个钻地工具或部件中的传感器的连接穿过该钻地工具或部件到达钻柱中的另一部件。
BHA中的钻地工具或部件之间的连接可使得能够将由井下传感器收集的信息传输到BHA或钻柱中的其它部件，以提供用于调整控制指令、数据记录、轨迹调整、起下钻决策等的信息。数据不正确或缺失可能导致在相关联的钻井操作中时间和费用的重大损失。
发明内容
本公开的一些实施方案包括钻地工具。钻地工具可包括工具主体。钻地工具可进一步包括耦接区域，该耦接区域被配置成将钻地工具耦接到钻柱的相邻部分。钻地工具还可包括设置在工具主体上的一个或多个传感器。钻地工具可进一步包括设置在耦接区域中的电连接到一个或多个传感器的连接器。连接器可被配置成使得能够从外部装置到一个或多个传感器进行可移除连接。
本公开的另一个实施方案可包括钻柱。钻柱可包括钻地工具。钻地工具可包括工具主体。钻地工具可进一步包括耦接区域，该耦接区域被配置成将钻地工具耦接到钻柱的相邻部分。钻地工具还可包括设置在钻柱中的一个或多个传感器。钻地工具可进一步包括设置在钻地工具的耦接区域中的电耦接到一个或多个电子装置的连接器。钻柱还可包括设置在钻柱的相邻部分中的互补连接器。互补连接器可电耦接到数据处理装置。连接器和互补连接器可被配置成将一个或多个电子装置电耦接到数据处理装置。
本公开的另一个实施方案可包括制作钻地工具的方法。该方法可包括选择钻地工具坯件。该方法可进一步包括将一个或多个电气装置固定到钻地工具坯件。该方法还可包括将电气连接件从电气装置穿过钻地工具坯件延伸到钻地工具坯件的中心区域中。该方法可进一步包括将电气连接件半永久地电耦接到连接器。该方法还可包括将连接器设置到钻地工具坯件的耦接区域中。连接器可被配置成使得能够在电气装置与另一个钻地工具部件之间进行可移除连接。
附图说明
虽然说明书最后附有特别指出并清楚地要求保护本公开的实施方案的权利要求书，但是在结合附图阅读时，从本公开的某些实施方案的下列描述中可以容易地确定本公开的实施方案的各种优点，其中：
图1示出了根据本公开的一个实施方案的钻地系统；
图2示出了根据本公开的一个实施方案的钻地工具；
图3示出了根据本公开的一个实施方案的连接器；
图4示出了根据本公开的一个实施方案的连接器；
图5示出了根据本公开的一个实施方案的连接器；
图6示出了根据本公开的一个实施方案的钻地工具的耦接区域；
图7示出了根据本公开的一个实施方案的钻地工具的耦接区域的一部分的剖视图；并且
图8示出了根据本公开的一个实施方案的表示制作钻地工具的方法的流程图。
具体实施方式
本文呈现的图示并不意味着是任何特定钻地工具或其部件的实际视图，而仅是用于描述例示性实施方案的理想化表示。附图不一定按比例绘制。
如本文所用，参考给定参数含义的术语“基本上”意指且包括在本领域技术人员将理解的程度上满足给定的参数、性质或条件，同时偏差程度小，诸如在可接受的制造公差内。例如，基本上满足的参数可以是至少约90％满足，至少约95％满足，至少约99％满足或甚至至少约100％满足。
如本文所用，诸如“第一”、“第二”、“顶部”、“底部”等的关系术语，一般是为了清楚和方便地理解本公开和附图而使用，并且不暗示或依赖于任何特定的偏好、取向或顺序，除非上下文另有明确指示。
如本文所用，术语“和/或”意指且包括一个或多个相关联的列出项目的任何和所有组合。
如本文所用，术语“竖直”和“横向”是指如图所示的定向。
如本文所用，术语“耦接”意味着并且包括任何操作性连接，并且可包括通过中间连接件或元件的连接。如本文所用，术语“直接耦接”意味着并且包括两个元件之间的直接连接，而无需中间连接件或装置。
图1示出了钻地系统100。钻地系统100可包括钻柱102。钻柱102可包括耦接在一起的钻管的多个区段以形成长的钻管柱。钻柱102的前端可包括井底组件104(BHA)。BHA104可包括部件，诸如马达106(例如，泥浆马达)、一个或多个扩孔钻108和/或稳定器110以及钻地工具112诸如钻头。BHA104还可包括电子器件，诸如传感器114、模块116和/或工具控制部件118。钻柱102可插入到钻孔120中。当钻柱102前进通过地层122时，钻孔120可由钻地工具112形成。工具控制部件118可被配置成控制钻地工具112的操作情况。例如，工具控制部件118可包括转向部件，该转向部件被配置成改变钻地工具112相对于钻柱102的角度，从而改变钻柱102的推进方向。工具控制部件118可被配置成从地表处的操作员接收指令并且基于指令执行动作。在一些实施方案中，控制指令可从井下在工具控制部件118内导出，诸如在闭环系统中等。
传感器114可被配置成收集关于井下条件的信息，诸如温度、压力、振动、流体密度、流体粘度、切屑密度、切屑尺寸、切屑浓度等。在一些实施方案中，传感器114可被配置成收集关于地层的信息，诸如地层组合物、地层密度、地层几何形状等。在一些实施方案中，传感器114可被配置成收集关于钻地工具112的信息，诸如工具温度、刀具温度、刀具磨损、钻压(WOB)、钻头扭矩(TOB)、钻柱旋转速度(RPM)、在钻地工具112处的钻井流体压力、在钻地工具112处的流体流动速率等。
由传感器114收集的信息可由模块116处理、存储和/或传输。模块116可在BHA 104内的多个位置中并且沿着钻柱102定位，诸如位于钻地工具112中，位于工具控制部件118中，位于扩孔钻108中，位于稳定器110中等。例如，模块116可从传感器114接收原始数据形式的信息，诸如电压(例如，0-10VDC、0-5VDC等)、电流(例如，0-20mA、4-20mA等)或电阻(例如，电阻温度检测器(RTD)、热敏电阻器等)。模块116可处理原始传感器数据，并且可通过使用通信网络协议传输原始传感器数据来在通信网络上将数据传输到地表。通信网络可包括例如通信线路、泥浆脉冲遥测仪、电磁遥测仪、有线钻杆等。在一些实施方案中，模块116可被配置成用原始传感器数据进行计算，例如，使用诸如温度、压力等传感器测量值计算钻井流体的粘度，或使用诸如切屑浓度、切屑密度、WOB、地层密度等传感器测量值计算钻地工具112的穿透速率。
在一些实施方案中，井下信息可传输到地表处的操作员或传输到地表处的计算装置。例如，井下信息可通过显示器、打印输出等提供给操作员。在一些实施方案中，井下信息可被传输到计算装置，该计算装置可处理信息并且以适用于操作员的不同格式向操作员提供信息。例如，范围之外的测量值可以以警报、警示灯、报警等形式提供，一些信息可以以显示器、电子表格等形式提供，而在直到执行进一步计算才有用的其他信息可被处理，并且计算的结果可以以显示器、打印输出、电子表格等提供。
因为钻柱102包括多个部件，所以每个部件中的电子装置必须耦接到或穿过钻柱中的相邻部件。随着钻柱102中的电子装置的数量增加，钻柱102的每个部件之间的连接数量也增加。由于井下的极端环境，部件之间的连接必须是能够承受井下振动、温度和压力的稳健连接。在不同的操作中，在钻柱102的每个部件中可能需要不同的电子装置。因此，每次连接部件时可能需要独特的连接，这可能导致连接部件或更换磨损部件的过程比较耗时。钻柱102的部件的主体中的通用连接可减少连接、断开和/或更换钻柱102的部件所需的时间。通用连接还可降低更换钻柱102的部件的复杂性，使得可由技术水平较低的技术员来完成该过程。在一些实施方案中，通用连接可进一步增加钻柱102的每个部件中的电子装置之间的连接的可靠性。
图2示出了钻地工具200的一个实施方案。图2的钻地工具200包括固定刀具钻头，然而，钻地工具200可包括其它钻地工具，诸如牙轮钻头、混合钻头、取芯钻头、冲击钻头、双心钻头、扩孔钻(例如，膨胀扩孔钻、固定翼扩孔钻、中柱扩孔钻等)、套管鞋、稳定器等。钻地工具200可包括耦接区域202和工具主体204。
工具主体204可包括围绕工具主体204布置的一个或多个切削元件206。切削元件206可被配置成与地层相互作用。切削元件206可包括例如硬质多晶材料层形式的多晶复合片(在本领域中也称为多晶台)，该多晶复合片被设置在支撑基底上(例如，形成在支撑基底上或随后附接到支撑基底)，两者间具有接合面。在一些实施方案中，切削元件206可包括多晶金刚石复合片(PDC)切削元件，这些切削元件各自包括设置在陶瓷-金属复合材料基底上的一定体积的多晶金刚石材料，如本领域已知的那样。尽管图2所示实施方案中的切削元件206是圆柱形或盘形，但是切削元件206可具有任何期望的形状，诸如圆顶、圆锥、凿子等。在操作中，钻地工具200可围绕中心轴线旋转。当钻地工具200在所施加的WOB下旋转时，切削元件206可接合地下地层，使得切削元件206超过地下地层的抗压强度并且穿透地层以在剪切切削动作中从地层移除地层材料。
工具主体204可具有设置在工具主体204内的一个或多个传感器208。传感器208可被配置成检测井下特性，诸如温度、压力、流体流量、钻井流体特性(例如，组成、粘度、温度、压力等)、地层性质(例如，组成、密度、强度、弹性等)、操作参数(例如，钻压(WOB)、旋转速度、钻头扭矩、方向、取向等)和工具特性(例如，工具磨损、刀具磨损、工具温度、振动等)。在一些实施方案中，传感器208可定位在工具主体204的表面上。在一些实施方案中，传感器208可定位在工具主体204内，诸如在工具主体204中的腔体内。在一些实施方案中，传感器208可部分地设置在工具主体204内，使得传感器208的一部分暴露，并且传感器208的另一部分通过工具主体204与井下环境隔离。在一些实施方案中，工具主体204可包括被配置成处理来自传感器208的原始数据的一个或多个模块。
传感器208可包括有线连接210。在一些实施方案中，有线连接210可被配置成向传感器208提供电力。在一些实施方案中，有线连接210可被配置成将数据诸如传感器读数、指令等发送到传感器208和/或从传感器208发送。例如，一些传感器208可以是无动力传感器(例如，基于电阻的传感器、无源传感器、电容传感器等)，其被配置成基于检测到的特性调整信号和/或生成信号。在一些实施方案中，一些传感器208可能需要激励电压以从传感器208生成信号。在另一示例中，一些传感器208可包括被配置成处理原始数据并且通过有线连接210提供经处理信号的微处理器和/或存储器。
在一些实施方案中，有线连接210可包括保护盖(例如，护套、导线管等)。例如，有线连接210可以是在护套或导线管内部穿过工具主体204的一束单独的线。护套或导线管可为有线连接210提供附加保护，使其免受井下环境因素诸如温度、压力、振动等的影响。
有线连接210可穿过工具主体204中的内部通道212到工具主体204的中心区域。在一些实施方案中，当工具主体204诸如在模制过程、铸造过程、锻造过程等期间被成形时，内部通道212可成形到工具主体204中。在一些实施方案中，内部通道212可在初始成形过程之后成形于工具主体204中。例如，内部通道212可被钻销或加工到工具主体204中。在一些实施方案中，内部通道212可被配置成从多个传感器208接收有线连接210。在一些实施方案中，内部通道212可包括被配置成在有线连接210与内部通道212之间提供密封的插入件214。在一些实施方案中，插入件214可被配置成单独地接收每个传感器208的有线连接210作为夹套的各组线或单独导线管中的各组线。
有线连接210可通过工具主体204的中心区域进入钻地工具200的耦接区域202。钻地工具200的耦接区域202可被配置成将钻地工具200耦接到BHA或钻柱的相邻部件。例如，耦接区域202可包括螺纹部件，诸如美国石油协会(APl)螺纹连接、杆、耦接器、螺纹接头、联管节等。在一些实施方案中，耦接区域202可包括被配置成通过另选的耦接机构诸如压力接头、快速连接接头、法兰接头等将钻地工具200耦接到相邻部件的特征部。
有线连接210可与来自钻地工具200的其它传感器208的其它有线连接210组合成居中定位的工具线路216。工具线路216可直接耦接到耦接区域202中的连接器218。例如，工具线路216中的每根单独的线可耦接到连接器218中的单独的端子连接件220。在一些实施方案中，端子连接件220可以是半永久连接件，诸如焊接连接件、钎焊连接件、冲压连接件、螺纹端子连接件、接线柱连接件、凸耳连接件、加压连接件(例如，加压接头、压接连接器、弹簧夹连接器等)、环氧树脂连接件、磁性连接件等。
连接器218可被配置成设置在钻地工具200的耦接区域202内。在一些实施方案中，连接器218和工具线路216可被配置成使得连接器218能够从钻地工具200的耦接区域202移除足以将工具线路216与连接器218耦接/脱离的距离。例如，在组装期间，工具线路216可耦接到连接器218，其中连接器218从钻地工具200的耦接区域202移除。在一些实施方案中，操作员可类似地从钻地工具200的耦接区域202移除连接器218，以用于对工具主体204中的传感器208进行故障排除和/或更换工具主体204中的一个或多个传感器208。
在一些实施方案中，连接器218可包括集成的电子装置222。例如，连接器218可包括本地传感器，诸如温度传感器、热电偶、振动传感器、磁力计、加速度计、陀螺仪等。在一些实施方案中，连接器218可包括存储装置，诸如数据存储装置(例如，存储器)或电力存储装置(例如，电池、可充电电池组、电容器等)。在一些实施方案中，连接器218可包括无线发射器/接收器或天线。例如，钻地工具200可被配置成通过无线电波等与钻柱的另一部件无线地通信。
连接器218可被配置成使得能够与相邻连接器224进行可移除连接。例如，可移除连接可包括插头插口连接、销轴连接、插头插孔连接、插片插口等。在一些实施方案中，连接器218可以是被配置成接收相邻连接器224的凸形连接件(例如，插头、销轴、插片等)的凹形连接件(例如，插口、端子、插孔等)。在一些实施方案中，连接器218可以是被配置成被接收到相邻连接器224的凹形连接件中的凸形连接件。在一些实施方案中，连接器218和相邻连接器224中的每一者可包括一些凸形连接件和一些凹形连接件。例如，凹形连接件和凸形连接件可被配置成将连接器218与相邻连接器224之间的连接固定，使得连接器218和相邻连接器224仅可在一个取向上连接。在一些实施方案中，连接器218和相邻连接器224可包括其它定位特征部。例如，连接器218和相邻连接器224可包括定位销，该定位销被配置成限制连接器218与相邻连接器224之间的连接，使得连接器218和相邻连接器224仅可在一个取向上连接。在一些实施方案中，连接器218和相邻连接器224可包括外部特征部诸如键槽和互补沟槽，其被配置成限制连接器218与相邻连接器224之间的连接，使得连接器218和相邻连接器224仅可在一个取向上连接。
相邻连接器224可包括连接凸缘230。连接凸缘230可被配置成与连接器218直接接合。例如，连接凸缘230可包括一个或多个连接件，例如插口或销。相邻连接器224还可包括被配置成穿过连接器218的基部232。例如，在一些实施方案中，连接器218可具有环形形状，使得基部232可穿过连接器218的中心区域。
连接器218和相邻连接器224可包括一个或多个密封件226、228，诸如O形环，其被配置成基本上防止流体进入连接器218与相邻连接器224之间的连接。例如，相邻连接器224可包括外密封件226和内密封件228，其被配置成提供相邻连接器224与连接器218之间的液体密封以及相邻连接器224与钻地工具200的耦接区域202之间的密封。在一些实施方案中，密封件226、228中的一者或多者可包括弹性材料，诸如聚四氟乙烯(PTFE)、三元乙丙橡胶(EPDM)、硅橡胶、聚氯丁烯(例如氯丁橡胶或聚碳酸酯橡胶)、丙烯腈丁二烯橡胶(例如NBR、Buna-N或丁腈橡胶)等。
例如，图3示出了连接器300的一个实施方案。连接器300可以是基本上环形的形状，从而形成环。连接器300可包括围绕连接器300的顶表面306布置的一个或多个插口302。插口302可被配置成从互补连接器接收连接销轴。在一些实施方案中，插口302可围绕连接器300的顶表面306布置在单个环形环中。
在一些实施方案中，插口302可围绕连接器300的顶表面306基本上均匀地间隔开。例如，两个相邻插口302之间的位移角308可与两个不同的相邻插口302之间的位移角308基本相同。位移角308可以在约1度与约90度之间，诸如在约1度与约30度之间、在约2度与约20度之间、或在约2度与约10度之间。
连接器300可包括从连接器300的下表面310延伸的一个或多个孔口304(例如，线通道)。孔口304可被配置成从工具线路216(图2)接收一根或多根线。例如，孔口304可被配置成布置一根或多根线，使得一根或多根线在其将与连接器300耦接的附近区域中进入连接器300。在一些实施方案中，孔口304可被配置成提供从钻地工具200的内部通道212(图2)到连接器300的受保护通道。
在一些实施方案中，连接器300可包括多达与相关联的钻地工具中的相关联的电子装置相同数量的孔口304。例如，每个孔口304可与单独的电子装置相关联。在一些实施方案中，每个孔口304可被配置成接收来自多个电子装置的线路。在一些实施方案中，孔口304可与连接器300中的连接点而不是单独的电子装置相关联。
在一些实施方案中，连接器300可被配置成在特定区域中接收特定类型的连接。将连接器300分成特定区域可使连接器能够基本上通用，使得一个连接器300可集成到多个不同的钻地工具中而无需任何主要修改。类似地，通用连接器可使得能够在钻柱或BHA的相邻部件中使用通用互补连接器，使得在更换钻地工具或部件时不需要更换线路。特定区域可包括例如电源总线、参考总线(例如，中性电压、接地电压、参考电压等)、特定类型的信号(诸如直流(DC)电压信号(例如，0-5VDC、0-10VDC等)、电流信号(例如，0-20mA、4-20mA等)、电阻信号(例如，电阻温度检测器(RTD)等)以及通信信号(例如，网络通信)。例如，一个孔口304可被配置成仅接收电力连接，并且另一孔口304可被配置成仅接收特定类型的信号(例如，直流(DC)信号、电流信号、电阻信号等)。
在一些实施方案中，连接器300可包括被配置成固定连接器300的特征部，使得互补连接器可仅以一种独特的方式连接到连接器300。将连接器300固定可使得能够以相同的方式连接两个基本上通用的连接器，而不管钻地工具连接的是什么，使得当连接器300被分成特定区域时，互补连接器可类似地分成特定区域并且总是连接到连接器300中的匹配区域。
在一些实施方案中，连接器300可包括识别特征部。例如，插口302中的一个插口可被配置成向通过互补连接器耦接的处理器提供信号，该互补连接器识别与连接器300相关联的钻地工具200和钻地工具200中的传感器208的配置，使得处理器可正确转换通过连接器300提供的数据。
连接器300可被包封在绝缘材料中和/或由绝缘材料形成。例如，连接器300可由聚合物材料形成，诸如聚乙烯、聚氯乙烯、聚四氟乙烯(PTFE)等。在一些实施方案中，连接器300可由橡胶材料形成，诸如三元乙丙橡胶(EPDM)、硅橡胶、聚氯丁烯(例如氯丁橡胶或聚碳酸酯橡胶)、丙烯腈丁二烯橡胶(例如NBR、Buna-N或丁腈橡胶)等。
图4示出了包括键槽插口402的连接器300的一个实施方案。键槽插口402可定位在连接器300的顶表面306上，使得键槽插口402与相邻插口302之间的距离不同于其它插口302之间的距离。例如，如图4所示，键槽插口402可基本上更靠近相邻插口302，使得互补连接器将类似地需要一个销轴被定位成基本上更靠近相邻销轴以成功地连接到连接器300。在一些实施方案中，不是通过包括键槽插口402，而是可省略插口302中的一个插口，使得两个相邻插口302之间的距离是所有其它相邻插口302之间的距离的两倍。类似地，这可能需要互补连接器移除一个销轴以能够成功地连接到连接器300。
在一些实施方案中，键槽特征部可形成于连接器300的侧表面中，例如连接器300的内表面312或连接器300的外表面314。例如，内表面312或外表面314中的至少一者可包括竖直沟槽。互补连接器可包括互补脊或突起，该互补脊或突起被配置成接收在形成于连接器300中的沟槽中。在一些实施方案中，内表面312和外表面314中的至少一者可包括基本上竖直的脊，并且互补连接器可包括互补沟槽，该互补沟槽被配置成接收形成于连接器300中的脊。
图5示出了连接器300的一个实施方案。连接器300可包括多个插口302，该多个插口围绕连接器300环形地布置在连接器300的顶表面306中。在一些实施方案中，插口302可布置在多个同心环中。例如，插口302可布置在外环502和内环504中。在一些实施方案中，外环502中的插口302可位于与内环504中的插口302基本上相同的径向位置，如图5所示。在一些实施方案中，外环502中的插口302可与内环504中的插口302径向偏移。
在一些实施方案中，插口302的外环502和插口302的内环504中的一者或多者可包括键槽特征部506。如图5所示，当省略外环502或内环504的一个或多个插口302时，可形成键槽特征部506，使得两个相邻插口302之间的距离是其它相邻插口302之间的距离的两倍。如上所述，键槽特征部506可能需要互补连接器在销轴中包括类似的间断部，使得互补连接器可成功地连接到连接器300。
图6示出了钻地工具200的耦接区域202的近距离视图。耦接区域202可包括流体通道602，该流体通道被配置成使得来自钻柱的钻井流体能够穿过钻地工具200。耦接区域202可进一步包括腔体604，该腔体的直径基本上大于流体通道602。腔体604可被配置成接收连接器300。例如，外壁606可限定腔体604的直径，该直径大于连接器300的直径，使得连接器300可设置在耦接区域202的腔体604内。
耦接区域202可包括腔体604内的被配置成接收连接器300的接收器608。接收器608可具有与在腔体604的外壁606与接收器壁610之间限定的连接器300互补的环形形状。例如，接收器壁610可定位成距外壁606的距离与连接器300的径向厚度基本上相同，使得连接器300可被接收在外壁606与接收器608中的接收器壁610之间。接收器壁610可基本上将接收器608和连接器300与流体通道602隔离。接收器壁610可延伸到凹部凸缘612。凹部凸缘612可以径向向内延伸跨越接收器壁610与流体通道602之间的距离。在一些实施方案中，连接器300可被配置成在连接器300与接收器608之间形成密封，使得该密封可基本上防止流体进入内部通道212和/或损坏连接器300中的电子部件和工具主体204中的其它电子装置。
现在参考图2和图6，相邻连接器224可被配置成设置到腔体604中。例如，外密封件226可被配置成邻接外壁606，以在外壁606与相邻连接器224之间形成密封。内密封件228可被配置成邻接接收器壁610，以在接收器壁610与相邻连接器224之间形成密封。基部232可被配置成抵靠凹部凸缘612，并且连接凸缘230可被配置成抵靠连接器300的顶表面306。在一些实施方案中，连接凸缘230可包括一个或多个销轴，该一个或多个销轴被配置成与连接器300的顶表面306中的插口302接合(例如，被接收到其中)。
图7示出了钻地工具200的耦接区域202的一部分的剖视图。耦接区域202可包括限定在耦接区域202内的腔体604。腔体604可由外壁606限定。腔体604可包括凹入部分702。凹入部分702可由接收器壁610和凹部凸缘612限定，使得凹入部分702的直径基本上小于腔体604。
腔体604还可包括被配置成接收连接器300的接收器608(图3至图6)。接收器608可限定在外壁606与接收器壁610之间。例如，可在外壁606与接收器壁610的接收器表面706之间限定接收器608，并且凹入部分702可由接收器壁610的与接收器表面706相对的凹部表面704限定。接收器608可具有与连接器300(图3)互补的形状。例如，外壁606与接收器壁610的接收器表面706之间的距离可与外表面314与连接器300(图3)的内表面312之间的距离基本上相同，使得连接器300可装配在外壁606与接收器壁610之间。
耦接区域202可包括从耦接区域202到钻地工具200的工具主体204(图2)的一个或多个内部通道212。内部通道212可被配置成接收连接器300与工具主体204之间的线路708。在一些实施方案中，内部通道212可被配置成接收直接耦接到连接器300的附加电子装置，例如热电偶、温度传感器、压力传感器、振动传感器、天线等。在一些实施方案中，内部通道212可被配置成接收从连接器300(图3)的下表面310延伸的孔口304。例如，内部通道212的直径可与孔口304的外径基本上相同或略大于孔口304的外径，使得孔口304可至少部分地从接收器608设置到内部通道212中。线路708和/或附加电子装置可通过对应孔口304从连接器300通向内部通道212。
图8示出了制作钻地工具800的方法。同样参考图2至图7。在动作802中，钻地工具可选自工具坯件的集合。工具坯件可包括由颗粒基复合材料或金属材料诸如钢形成的钻地工具主体。工具坯件可通过模制、锻造和/或机加工工艺形成。工具坯件可经历附加的机加工工艺。例如，被配置成容纳不同电气装置诸如传感器、处理器、控制器等的凹坑可在工具坯件中进行机加工。在一些实施方案中，被配置成接收切削元件的凹坑可在工具主体的表面中进行机加工。进一步机加工可包括移除材料以形成穿过工具坯件的一个或多个内部通道212。例如，形成于工具坯件中的内部通道212可被配置成接收来自电子装置的线路。在一些实施方案中，可在工具坯件的耦接区域202中机加工腔体604。腔体可被配置成包括用于接收连接器300的接收器608。
在动作804中，电气装置诸如传感器、处理器、控制器等可固定到工具坯件。在一些实施方案中，电气装置可固定在形成于工具坯件的表面中的凹坑中。在一些实施方案中，电气装置可设置在形成于工具坯件的主体中的一个或多个腔体中。在一些实施方案中，电气装置可设置在其它元件中，该其它元件可单独附接到工具坯件，诸如切削元件、管口等。电气装置可包括从电气装置延伸的电气连接件，诸如线、缆线、光纤等，并且电气连接件被配置成将电气装置连接到另一电子装置，诸如模块、处理器、存储器装置、电源等。
在动作806中，电气连接件可延伸穿过工具坯件。例如，可以在机加工过程期间将电气连接件插入到在工具坯件中形成的内部通道212中。在一些实施方案中，可将电气连接件插入到可设置在工具坯件上或工具坯件中的保护套筒或导线管中。工具坯件中的通道可使得电气连接件能够从电气装置通向工具坯件的中心区域。例如，多个内部通道212可会聚到在工具坯件的轴向方向上延伸的一个或多个主内部通道212中。主内部通道212可被配置成对应于连接器300的一个或多个孔口304。
在动作808中，电气连接件可耦接到连接器300。例如，电气连接件可通过孔口304插入到连接器300中。随后，电气连接件可至少半永久地耦接到连接器300。例如，电气连接件可通过以下各连接耦接到连接器300：焊接连接、钎焊连接、冲压连接、螺纹端子连接、接线柱连接、凸耳连接、加压连接等或多个不同连接的组合。
在动作810中，连接器300可设置到钻地工具200的腔体604中。在一些实施方案中，电气连接件可使得能够将连接器300从钻地工具200的腔体604移除足够的距离，以使操作员能够在钻地工具200的腔体604外对连接器300执行接通连接、移除连接、修复连接和/或对连接进行故障排除。在一些实施方案中，连接器300可被配置成使得操作者能够接通连接、移除连接、修复连接和/或对连接进行故障排除，而无需从钻地工具200的腔体604移除连接器300。如上所述，连接器300可被配置成使得能够与相邻连接器224进行可移除连接。
本公开的实施方案可使现场的操作员能够快速更换钻地工具，而不具有断开和/或连接钻地工具与相邻部件之间的所有线的复杂性。通用连接器可使得操作者能够通过单个连接件将钻地工具连接到相邻部件。单个连接的简单性可减少更换钻地工具所需的时间量。连接的简单性还使得不太熟练的技术人员能够完成原本复杂的作业，从而降低操作成本。
本公开的实施方案还可使得能够在制造过程期间完成和/或测试传感器和/或电子装置的所有复杂线路，使得在现场不需要复杂线路。制造过程中的条件可使得复杂线路能够更高效地完成。
非限制性示例性实施方案可包括以下各项：
实施方案1：一种钻地工具，该钻地工具包括：主体；耦接区域，该耦接区域被配置成将钻地工具耦接到钻柱的相邻部分；流体通道，该流体通道限定在耦接区域内；一个或多个传感器，该一个或多个传感器设置在工具主体上；和连接器，该连接器包括围绕流体通道同心地设置在耦接区域中的环，其中连接器电连接到一个或多个传感器，并且被配置成使得能够从外部装置到一个或多个传感器进行可移除连接。
实施方案2：根据实施方案1所述的钻地工具，其中连接器包括绝缘材料。
实施方案3：根据实施方案1或2中任一项所述的钻地工具，其中连接器包括围绕环而环形设置的一个或多个连接孔口。
实施方案4：根据实施方案1至3中任一项所述的钻地工具，其中连接器包括一个或多个线通道。
实施方案5：根据实施方案4所述的钻地工具，其中一个或多个传感器包括设置在一个或多个线通道中的电线。
实施方案6：根据实施方案1至5中任一项所述的钻地工具，其中连接器包括直接耦接到连接器的电子装置。
实施方案7：根据实施方案6所述的钻地工具，其中电子装置包括存储装置。
实施方案8：根据实施方案6或7中任一项所述的钻地工具，其中电子装置包括本地传感器。
实施方案9：根据实施方案1至8中任一项所述的钻地工具，该钻地工具进一步包括钻地工具的耦接区域中的腔体，其中腔体包括具有比流体通道直径更大的接收器。
实施方案10：根据实施方案9所述的钻地工具，其中接收器被配置成接收连接器，并且接收器通过接收器壁与流体通道基本上隔离。
实施方案11：一种钻柱，该钻柱包括：钻地工具，该钻地工具包括：工具主体；耦接区域，该耦接区域被配置成将钻地工具耦接到钻柱的相邻部分；一个或多个电子装置，该一个或多个电子装置设置在钻柱中；和连接器，该连接器包括设置在钻地工具的耦接区域中的电耦接到一个或多个电子装置的环；和互补连接器，该互补连接器设置在钻柱的相邻部分中，其中互补连接器电耦接到数据处理装置；其中连接器和互补连接器被配置成将一个或多个电子装置电耦接到数据处理装置。
实施方案12：根据实施方案11所述的钻柱；其中连接器和互补连接器中的至少一者包括凸形连接件，并且连接器和互补连接器中的另一者包括凹形连接件。
实施方案13：根据实施方案11或12中任一项所述的钻柱；其中连接器包括键槽特征部。
实施方案14：根据实施方案13所述的钻柱；其中连接器包括以基本上相等间隔定位的多个端子。
实施方案15：根据实施方案14所述的钻柱；其中键槽特征部包括省略的端子。
实施方案16：根据实施方案14或15中任一项所述的钻柱；其中键槽特征部包括一个或多个端子，该一个或多个端子被定位成与相邻端子的距离不同于多个端子之间的基本上相等的间隔。
实施方案17：根据实施方案11至16中任一项所述的钻柱；其中连接器被配置成在连接器与钻地工具的耦接区域之间形成密封。
实施方案18：一种制作钻地工具的方法，该方法包括：选择钻地工具坯件；将一个或多个电气装置固定到钻地工具坯件；将电气连接件从电气装置穿过钻地工具坯件延伸到钻地工具坯件的中心区域中；将电气连接件半永久地电耦接到环形连接器；将环形连接器设置到钻地工具坯件的耦接区域中，其中环形连接器被配置成使得能够在电气装置与另一个钻地工具部件之间进行可移除连接。
实施方案19：根据实施方案18所述的方法，该方法进一步包括机加工穿过钻地工具的一个或多个通道，其中一个或多个通道被配置成使电气连接件能够穿过钻地工具坯件进入钻地工具坯件的中心区域中。
实施方案20：根据实施方案18或19中任一项所述的方法，其中将电气连接件半永久地耦接到环形连接器包括以下中的一者或多者：焊接、钎焊、通过冲压连接附接、通过螺纹端子附接、通过接线柱附接、通过凸耳附接和通过加压连接附接。
上面描述的并在附图中示出的本公开的实施方案并不限制本发明的范围，因为这些实施方案仅仅是本发明的实施方案的示例，本发明的范围由所附权利要求书及其法律等同物限定。任何等效实施方案都旨在落在本公开的范围内。实际上，根据所述描述，本文示出和描述的那些修改之外的本公开的各种修改(诸如所描述的元件的替代有用组合)，对于本领域技术人员来说将变得显而易见。这种修改和实施方案也旨在落入所附权利要求书及其法律等同物的范围内。
Claims (15)
1.一种钻地工具，所述钻地工具包括：
工具主体；
耦接区域，所述耦接区域被配置成将所述钻地工具耦接到钻柱的相邻部分；
流体通道，所述流体通道限定在所述耦接区域内；
一个或多个传感器，所述一个或多个传感器设置在所述工具主体上；和
连接器，所述连接器包括围绕所述流体通道同心地设置在所述耦接区域中的环，其中所述连接器电连接到所述一个或多个传感器，并且被配置成使得能够从外部装置到所述一个或多个传感器进行可移除连接。
2.根据权利要求1所述的钻地工具，其中所述连接器包括绝缘材料。
3.根据权利要求1所述的钻地工具，其中所述连接器包括围绕所述环而环形设置的一个或多个连接孔口。
4.根据权利要求1所述的钻地工具，其中所述连接器包括一个或多个线通道。
5.根据权利要求4所述的钻地工具，其中所述一个或多个传感器包括设置在所述一个或多个线通道中的电线。
6.根据权利要求1所述的钻地工具，其中所述连接器包括直接耦接到所述连接器的电子装置。
7.根据权利要求6所述的钻地工具，其中所述电子装置包括存储装置和本地传感器中的至少一者。
8.根据权利要求1至7中任一项所述的钻地工具，所述钻地工具进一步包括所述钻地工具的所述耦接区域中的腔体，其中所述腔体包括具有比所述流体通道直径更大的接收器。
9.一种钻柱，所述钻柱包括：
钻地工具，所述钻地工具包括：
工具主体；
耦接区域，所述耦接区域被配置成将所述钻地工具耦接到所述钻柱的相邻部分；
一个或多个电子装置，所述一个或多个电子装置设置在所述钻柱中；和
连接器，所述连接器包括设置在所述钻地工具的所述耦接区域中的电耦接到所述一个或多个电子装置的环；和
互补连接器，所述互补连接器设置在所述钻柱的所述相邻部分中，其中所述互补连接器电耦接到数据处理装置；
其中所述连接器和所述互补连接器被配置成将所述一个或多个电子装置电耦接到所述数据处理装置。
10.根据权利要求9所述的钻柱，其中所述连接器和所述互补连接器中的至少一者包括凸形连接件，并且所述连接器和所述互补连接器中的另一者包括凹形连接件。
11.根据权利要求9或10中任一项所述的钻柱，其中所述连接器包括键槽特征部。
12.根据权利要求11所述的钻柱，其中所述连接器包括以基本上相等间隔定位的多个端子。
13.根据权利要求12所述的钻柱，其中所述键槽特征部包括省略的端子。
14.根据权利要求12所述的钻柱，其中所述键槽特征部包括一个或多个端子，所述一个或多个端子被定位成与相邻端子的距离不同于所述多个端子之间的基本上相等的间隔。
15.根据权利要求9所述的钻柱，其中所述连接器被配置成在所述连接器与所述钻地工具的所述耦接区域之间形成密封。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US16/711,020 | 2019-12-11 | ||
| US16/711,020 US11261723B2 (en) | 2019-12-11 | 2019-12-11 | Electronic connections in a drill string and related systems and methods |
| PCT/US2020/063813 WO2021119015A1 (en) | 2019-12-11 | 2020-12-08 | Electronic connections in a drill string and related systems and methods |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114761661A true CN114761661A (zh) | 2022-07-15 |
Family
ID=76316771
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202080082893.2A Pending CN114761661A (zh) | 2019-12-11 | 2020-12-08 | 钻柱中的电子连接以及相关系统和方法 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11261723B2 (zh) |
| CN (1) | CN114761661A (zh) |
| GB (1) | GB2604560B (zh) |
| WO (1) | WO2021119015A1 (zh) |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4884071A (en) | 1987-01-08 | 1989-11-28 | Hughes Tool Company | Wellbore tool with hall effect coupling |
| US6331274B1 (en) * | 1993-11-01 | 2001-12-18 | Nanogen, Inc. | Advanced active circuits and devices for molecular biological analysis and diagnostics |
| US6062905A (en) * | 1997-02-19 | 2000-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Male pin connector |
| US6123561A (en) * | 1998-07-14 | 2000-09-26 | Aps Technology, Inc. | Electrical coupling for a multisection conduit such as a drill pipe |
| US6845822B2 (en) | 1999-05-24 | 2005-01-25 | Merlin Technology, Inc | Auto-extending/retracting electrically isolated conductors in a segmented drill string |
| US7010391B2 (en) * | 2001-03-28 | 2006-03-07 | Handylab, Inc. | Methods and systems for control of microfluidic devices |
| US20150176341A1 (en) * | 2010-01-28 | 2015-06-25 | Sunstone Technologies, Llc | Tapered Spline Connection for Drill Pipe, Casing, and Tubing |
| US8893822B2 (en) * | 2010-08-06 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for real time communication between drill bit and drilling assembly |
| KR101100604B1 (ko) * | 2011-03-31 | 2011-12-29 | (주)코썸사이언스 | 투명 전극 기반의 배양 세포 특성 분석 장치 |
| US9328561B2 (en) * | 2011-07-20 | 2016-05-03 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with sensors for formation evaluation |
| US8967295B2 (en) * | 2011-08-22 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit-mounted data acquisition systems and associated data transfer apparatus and method |
| EP2581742A1 (en) * | 2011-10-14 | 2013-04-17 | Universität Leipzig | Device and method for parallel recording of impedance spectra and field potential |
| US9534455B2 (en) * | 2013-07-23 | 2017-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Shoulder ring for transmission line and transmission devices |
| CN107077264B (zh) * | 2015-06-22 | 2020-06-16 | 西格玛森斯科技有限公司 | 利用同时功能以实现经改进性能的多点触摸传感器及静电笔式数字化系统 |
| US20180038171A1 (en) | 2016-08-03 | 2018-02-08 | Novatek Ip, Llc | Alignable Connector |
| US11111736B2 (en) * | 2019-10-14 | 2021-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Connector ring |
-
2019
- 2019-12-11 US US16/711,020 patent/US11261723B2/en active Active
-
2020
- 2020-12-08 CN CN202080082893.2A patent/CN114761661A/zh active Pending
- 2020-12-08 GB GB2209106.0A patent/GB2604560B/en active Active
- 2020-12-08 WO PCT/US2020/063813 patent/WO2021119015A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2604560B (en) | 2024-02-14 |
| US11261723B2 (en) | 2022-03-01 |
| US20210180412A1 (en) | 2021-06-17 |
| GB2604560A (en) | 2022-09-07 |
| GB202209106D0 (en) | 2022-08-10 |
| WO2021119015A1 (en) | 2021-06-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10100586B2 (en) | Downhole electrical connector | |
| US20040113808A1 (en) | Signal connection for a downhole tool string | |
| EP2191097B1 (en) | Communication connections for wired drill pipe joints | |
| EP2404026B1 (en) | System and method of using a saver sub in a drilling system | |
| US9874083B2 (en) | Downhole probes and systems | |
| NO20111689A1 (no) | Fremgangsmate og anordning for a foreta resistivitetsmalinger i et bronnhull | |
| US20180202238A1 (en) | Transmission line for wired pipe | |
| US9976414B2 (en) | Downhole probe assembly with bluetooth device | |
| US8091627B2 (en) | Stress relief in a pocket of a downhole tool string component | |
| US20080202742A1 (en) | Open Cavity in a Pocket of a Downhole Tool String Component | |
| EP2978923B1 (en) | Transmission line for wired pipe | |
| US20160376849A1 (en) | Electrical connectivity across a tool joint | |
| US11261723B2 (en) | Electronic connections in a drill string and related systems and methods | |
| US9574409B2 (en) | Stabilizer assembly for wired drill pipe coupling | |
| CA2882264C (en) | Multiple channel rotary electrical connector | |
| US11199055B2 (en) | Electrical connector for oil and gas applications |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| CB02 | Change of applicant information |
Address after: Texas, USA Applicant after: Baker Hughes oilfield operations Co.,Ltd. Address before: Texas, USA Applicant before: Baker Hughes oilfield operations Co.,Ltd. |
|
| CB02 | Change of applicant information |