CN1880721B - 用于传输信号的方法和管道 - Google Patents

用于传输信号的方法和管道 Download PDF

Info

Publication number
CN1880721B
CN1880721B CN2006100719829A CN200610071982A CN1880721B CN 1880721 B CN1880721 B CN 1880721B CN 2006100719829 A CN2006100719829 A CN 2006100719829A CN 200610071982 A CN200610071982 A CN 200610071982A CN 1880721 B CN1880721 B CN 1880721B
Authority
CN
China
Prior art keywords
main body
tube
shaped main
liner
pipeline
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.)
Active
Application number
CN2006100719829A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1880721A (zh
Inventor
R·马哈文
B·W·博伊尔
B·克拉克
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 Canada Ltd
Original Assignee
Prad Research and Development Ltd
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 Prad Research and Development Ltd filed Critical Prad Research and Development Ltd
Publication of CN1880721A publication Critical patent/CN1880721A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1880721B publication Critical patent/CN1880721B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/10Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • E21B43/103Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B21MECHANICAL METAL-WORKING WITHOUT ESSENTIALLY REMOVING MATERIAL; PUNCHING METAL
    • B21DWORKING OR PROCESSING OF SHEET METAL OR METAL TUBES, RODS OR PROFILES WITHOUT ESSENTIALLY REMOVING MATERIAL; PUNCHING METAL
    • B21D39/00Application of procedures in order to connect objects or parts, e.g. coating with sheet metal otherwise than by plating; Tube expanders
    • B21D39/04Application of procedures in order to connect objects or parts, e.g. coating with sheet metal otherwise than by plating; Tube expanders of tubes with tubes; of tubes with rods
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/003Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/10Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • E21B43/103Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
    • E21B43/106Couplings or joints therefor
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/10Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • E21B43/103Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
    • E21B43/108Expandable screens or perforated liners
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/028Electrical or electro-magnetic connections
    • E21B17/0283Electrical or electro-magnetic connections characterised by the coupling being contactless, e.g. inductive

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
  • Insulated Conductors (AREA)
  • Extrusion Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
  • Electric Cable Installation (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)
  • Lining Or Joining Of Plastics Or The Like (AREA)

Abstract

一种具有用于衬里井下管形构件的效用的可扩张管形套筒,其包括管形主体,管形主体具有预先安排的在施加内部流体压力下进行初始扩张的部分。主体的预先安排的部分可以是塑性变形的部分,例如通过在主体壁上施加机械力来形成。主体的预先安排的部分可由具有减小壁厚的主体的部分所限定。例如通过增大除预先安排的部分之外所有地方的壁厚,可实现减小的壁厚。主体预先安排的部分可通过改动主体的材料特性来形成,例如通过局部热处理。套筒和相关设备和方法对于固定和保护电缆是有用的,电缆具有一个或多个绝缘的传导线,用于在井下和地面处的位置之间传输信号。

Description

用于传输信号的方法和管道
技术领域
本发明涉及井下遥测系统,尤其涉及例如钻管的有线管道,其适合于在井眼内的一个或多个井下位置和地面之间传送数据和/或动力。
背景技术
随钻测量(MWD)和随钻测井(LWD)系统的很多价值来源于提供关于钻头附近的井下状况的实时信息的能力。石油公司使用这些井下测量在钻井过程中作出决定,例如,为如Schlumberger开发的GeoSteering系统等精密钻井技术提供输入或反馈信息。这种技术严重依赖于对正在钻井的地层的即时了解。因此,工业界继续为MWD/LWD开发新的实时(或接近实时)测量,包括具有高数据容量的成像类型的测量。
这种新的测量和相关控制系统需要遥测系统,其比当前可利用的那些系统具有更高的数据传输率。因此,已经提出或尝试了许多和MWD/LWD系统一起使用的新的和/或改进的遥测技术,具有不同程度的成功。
在井下和地面位置之间数据传输的传统工业标准是泥浆脉冲遥测,其中钻柱用来传送钻井流体中的调制声波。使用泥浆脉冲遥测的数据传输率在1-6比特/秒的范围。这种慢速率不能够传输LWD柱通常所采集的大量数据。因此,在某些情形下(例如当使用泡沫钻井流体时),泥浆脉冲遥测根本不可行。因此,MWD/LWD系统所采集的一些或全部数据存储在井下存储器并在钻头行程的末端进行下载,是很平常的。这种延时大大降低了用于实时或接近实时应用的数据的价值。同时,有极大的数据丢失的风险,例如如果MWD/LWD工具遗失在井眼中。
已经尝试了经由地下土壤通道的电磁(EM)遥测,具有有限的成功。即使在低数据传输率下,电磁遥测的效用也是深度有限的,依赖于土壤的电阻率。
已经广泛研究了通过钻管本身的声学遥测,但至今尚未商用。在理论上,利用通过钢钻柱传送的声波,十几比特/秒的数据传输率应该是可能的,但这尚未被可靠地证明。
在过去25年内,无数次地提出了在互相连接的钻管接头内布线的概念。一些先前的提议披露在:Denison的美国专利No.4,126,848,Barry等人的美国专利No.3,957,118,及Heilhecker等人的美国专利No.3,807,502,以及在出版物中,如W.J.McDonald的“Four DifferentSystems Used for MWD(四种用于MWD的不同系统)”,The Oil and GasJournal,第115至124页,1978年4月3号。
许多更新近的专利和出版物集中于电流耦合的感应耦合器在有线钻管(WDP)内的使用。Meador的美国专利No.4,605,268描述了安装在钻管密封面处的电流耦合的感应耦合器的使用和基本操作。俄联盟出版的Basarygin等人的专利申请No.2140537以及更早的俄联盟出版的Konovalov等人的专利申请No.2040691,都描述了钻管遥测系统,其使用安装于钻管密封面附近的电流耦合的感应耦合器。Jürgens等人的国际出版物No.WO 90/14497 A2描述了安装在钻管接头内径处的感应耦合器,用于数据传输。其他相关专利包括以下美国专利:Hernandez-Marti等人的5,052,941,Veneruso的4,806,928,Veneruso的4,901,069,Veneruso的5,531,592,Rhein-Knudsen等人的5,278,550,Huber等人的5,971,072,及Boyle等人的6,641,434。
以上参考通常集中于穿过互相连接的钻管接头的耦合端部进行数据传输,而不是沿着管接头的轴向长度。许多其他专利参考披露或建议了特殊方案,用于沿着井下管道或管接头的轴向长度进行数据传输,包括美国专利:Polkd的2,000,716,Hawthorn的2,096,359,Denison等人的4,095,865,Weldon的4,72,402,Mohn的4,953,636,Hall等人的6,392,317,及Hall等人的6,799,632。其他相关专利参考包括Williams等人的国际出版物No.WO 2004/033847A1,Hall等人的国际出版物No.WO 0206716A1,及Davies等人的美国出版物No.US 2004/0119607A1。
定义
在本说明书中,有些术语在它们第一次使用时进行定义,而另一些在本说明书中使用的术语定义如下。
“通信的”指能够传导或传送信号。
“通信耦合器”指用来连接两个相邻管形构件的各自端部,如相邻管接头的有螺纹的阴(box)/阳(pin)螺纹端部的装置或结构,信号可以通过其进行传导。
“通信链路”指多个通信连接的管形构件,如用于远距离传导信号的互相连接的WDP接头。
“遥测系统”指至少一个通信链路加上其他部件,例如地面的计算机、MWD/LWD工具、通信异径接头和/或路由器,这些是测量、传输和指示/记录从井眼或通过井眼得到的数据所需要的。
“有线链路”指沿着或穿过WDP接头至少部分有线的通道,用于传导信号。
“有线钻管”或“WDP”指一个或多个管形构件——包括钻管、钻铤、套管、管子和其他管道——其适合用于钻柱,每个管形构件包括有线链路。有线钻管可包括衬套或衬里,并且可以是可扩张的,以及其他变动。
发明内容
本发明涉及数据沿着管道或管接头轴向长度传输,适合用于井下操作,如钻井。因此,一方面,本发明提供了制造沿其长度传输信号的管道的方法。本发明的方法包括如下步骤:在管形主体两个端部的每个端部处或附近,为管形主体装备通信耦合器,并且在管形主体内定位可扩张管形套筒。该套筒具有预先安排的在施加内部流体压力下进行初始扩张的部分。一个或多个传导线在管形主体内壁和管形套筒之间延伸,并且该一个或多个线连接在通信耦合器之间,以便建立有线链路。通过在管形套筒内壁上施加流体压力,管形套筒在管形主体内扩张。以这种方式,传导线固定在管形主体和管形套筒之间。
在本发明方法的特殊实施例中,通过在管形套筒内壁上局部施加机械力;在管形套筒外壁上局部施加机械力;改动管形套筒的部分的材料特性;或这些的组合,来预先形成(即,在将管形套筒定位在管形主体内以前形成)管形套筒的预先安排的部分。管形套筒的预先安排的部分可以以其他方法来限定,例如通过:减小管形套筒的部分的壁厚、增强除其部分之外的管形套筒、或这些的组合。
另一方面,本发明提供了采用衬垫来制造沿其长度传输信号的管道的方法。该方法包括如下步骤:在管形主体两个端部的每个端部处或附近,为管形主体装备通信耦合器,并且在管形主体内壁处或附近定位伸长的衬垫。一个或多个传导线沿着衬垫延伸,使得一个或多个线布置在管形主体内壁和衬垫的至少部分之间,并且该一个或多个线连接在通信耦合器之间,以便建立有线链路。伸长的衬垫固定到管形主体上。以这种方式,传导线固定在管形主体和衬垫之间。
在本发明的采用衬垫的方法的特殊实施例中,固定衬垫的步骤包括:在管形主体内定位可扩张管形套筒,使得衬垫布置在管形主体和可扩张套筒之间,并且将可扩张套筒扩张至与管形主体接合,由此衬垫固定在可扩张套筒和管形主体之间的步骤。当其定位在管形主体内时,可扩张管形套筒可呈现不同形状,比如圆柱形或具有大致为U形的截面。此外,可扩张管形套筒在其中可具有多个轴向定向的狭槽,以便有助于套筒扩张。
扩张套筒的步骤可包括:在管形套筒内壁上施加流体压力,在管形套筒内壁上机械施加力,或这些步骤的组合。此外,扩张套筒的步骤可包括引爆管形套筒内的爆炸物,以便在管形套筒内壁上施加爆炸力。
在本发明的采用衬垫的方法的进一步实施例中,固定衬垫的步骤包括沿其长度切割管形套筒的步骤,该管形套筒在这样的切割前具有直径,该直径防止套筒装配在管形主体内。在被切割的管形套筒上施加压缩力,以便径向皱缩管形套筒,使其装配在管形主体内。当管形套筒维持在皱缩状态时,其定位在管形主体内,使得伸长的衬垫定位在管形主体和管形套筒之间。随后从其皱缩状态释放管形套筒,使得管形套筒径向扩张至与伸长的衬垫和管形主体接合。
在本发明的采用衬垫的方法的特殊实施例中,其中衬垫是金属的,固定衬垫的步骤包括将衬垫在沿着其的一个或多个位置焊接到管形主体内壁上。
在本发明的采用衬垫的方法的进一步实施例中,其中衬垫是玻璃纤维的,固定衬垫的步骤包括将衬垫结合到管形主体内壁上。此外,一个或多个传导线可以结合到管形主体的内壁上。
在本发明的采用衬垫的方法的特殊实施例中,管形主体是具有阴螺纹端部和阳螺纹端部的钻管接头,每个端部配备有通信耦合器。在该实施例中,连接线的步骤可包括在钻管接头的阴阳螺纹端部形成开口的步骤,开口从各自通信耦合器延伸至钻管内壁,并且包括延伸一个或多个传导线穿过开口的步骤。
在本发明的采用衬垫的方法的特殊实施例中,衬垫的形状大致限定圆柱段,其具有补足管形主体内壁的外弓形表面。在衬垫外弓形表面上可以形成伸长的凹槽,以接收一个或多个传导线。
在本发明的采用衬垫的方法的特殊实施例中,衬垫是金属、聚合体、复合物、玻璃纤维、陶瓷或其组合中的一个。
另一方面,本发明提供了采用凹槽来制造沿其长度传输信号的管道的方法。该方法包括如下步骤:在管形主体两个端部的每个端部处或附近,为管形主体装备通信耦合器。在管形主体内壁和外壁的至少一个壁上,形成一个或多个凹槽,其大致在通信耦合器之间延伸。一个或多个传导线穿过一个或多个凹槽延伸。一个或多个线连接在通信耦合器之间,以便建立一个或多个有线链路。一个或多个线固定在一个或多个内凹槽内。
在本发明的采用凹槽的方法的特殊实施例中,一个或多个凹槽形成在管形主体的内壁上。在该实施例中,固定线的步骤可包括:在一个或多个凹槽内结合一个或多个线。固定线的步骤可另外包括覆盖一个或多个凹槽,例如通过围绕管形主体内壁涂上聚合体涂层。覆盖凹槽的步骤可另外包括:将一个或多个板固定到管形主体内壁上,以便独立覆盖一个或多个凹槽中的每一个。固定线的步骤可另外包括:延伸一个或多个线穿过一个或多个第二管道,每个第二管道结合到凹槽中的一个上,每个第二管道这样成形和定向,使其大致在通信耦合器之间延伸。
在本发明的采用凹槽的方法的特殊实施例中,一个或多个凹槽形成在管形主体的外壁上。在该实施例中,固定线的步骤可包括:在一个或多个凹槽内结合一个或多个线。固定线的步骤可另外包括覆盖一个或多个凹槽,例如通过围绕管形主体外壁固定套筒。这种套筒可以是金属、聚合体、复合物、玻璃纤维、陶瓷或其组合中的一个。
另一方面,本发明提供了衬里井下管形构件的可扩张管形套筒,其包括管形主体,管形主体具有预先安排的在施加内部流体压力下进行初始扩张的部分。主体的预先安排的部分可以是塑性变形的部分,例如通过在主体的内壁或外壁上局部施加机械力来形成。主体的预先安排的部分可另外由具有减小壁厚的主体的部分限定。例如通过增大除预先安排的部分之外所有地方的壁厚,可实现减小的壁厚。主体的预先安排的部分可另外通过改动主体的部分的材料特性来形成,例如通过局部热处理。
另一方面,本发明提供了用于在井眼环境中沿其长度传输信号的管道,其包括管形主体,在管形主体两个端部的每个端部处或附近,管形主体装备有通信耦合器。通信耦合器的每个包括具有两个或多个独立线圈绕组的线圈,每个线圈绕组大致位于分立的线圈圆弧内。两个或多个导体沿着或穿过管形主体壁独立延伸,并且连接在各自的线圈绕组之间,以便建立两个或多个独立的有线链路。每个导体包括一个或多个传导线。
在本发明的管道的特殊实施例中,每个通信耦合器的线圈具有两个独立的线圈绕组,每个绕组大致位于线圈分立的180°圆弧内。
另一方面,本发明提供了沿管形主体长度传输信号的方法。在管形主体两个端部的每个端部处或附近,管形主体装备有通信耦合器,通信耦合器的每个包括具有两个或多个独立线圈绕组的线圈。两个或多个导体沿着或穿过管形主体壁独立延伸,并且独立的导体连接在各自独立的线圈绕组之间,以便建立两个或多个独立的有线链路。因此,当有线链路中的一个(或可能为多个)发生故障时,可维持有线通信。
另一方面,本发明提供了采用衬垫的管道,用于在井眼环境中沿其长度传输信号。管道包括管形主体,在管形主体两个端部的每个端部处或附近,管形主体装备有通信耦合器,并且沿管形主体内壁固定有伸长的衬垫。一个或多个传导线沿着衬垫延伸,使得一个或多个线布置在管形主体内壁和衬垫的至少部分之间,并且该一个或多个线连接在通信耦合器之间,以便建立有线链路。伸长的衬垫可以通过在管形主体内扩张的管形套筒来固定。
另一方面,本发明提供了采用凹槽的管道,用于在井眼环境中沿其长度传输信号,管道包括管形主体,在管形主体两个端部的每个端部处或附近,管形主体装备有通信耦合器。在管形主体内壁和外壁的至少一个壁上,管形主体具有一个或多个凹槽,其大致在通信耦合器之间延伸。一个或多个传导线延伸穿过并固定在一个或多个凹槽内。一个或多个线连接在通信耦合器之间,以便建立一个或多个有线链路。
另一方面,本发明提供了互相连接的管道的系统,用于在井眼环境中传输信号。管道的每一个包括管形主体,在管形主体两个端部的每个端部处或附近,管形主体装备有通信耦合器,通信耦合器允许信号在相邻的互相连接的管道之间传输。沿着管形主体内壁定位伸长的衬垫,一个或多个传导线沿着衬垫延伸,使得一个或多个线布置在管形主体内壁和衬垫的至少部分之间。该一个或多个线连接在通信耦合器之间,以便建立有线链路。管形套筒在管形主体内扩张,使得衬垫固定在管形主体和扩张的套筒之间。
附图说明
参考附图中所说明的实施例,可给出以上简述的本发明的更详细描述,以便能够详细了解以上叙述的本发明的特征和优势。然而,应当说明,附图只是说明了本发明的典型实施例,因而不应认为是其范围的限定,因为本发明可允许其他同样有效的实施例。
图1是钻柱组件的正视图说明,可以有利地采用带有该组件的本发明。
图2是有线管道的一个实施例的剖视图说明,可以有利地采用带有该管道的本发明。
图3是根据图2有线管道的面对的通信耦合器对的部分切掉的透视图说明。
图4是图3的面对的通信耦合器对的详细剖视图说明,通信耦合器对锁定在一起,作为操作的管道柱的部分。
图5说明了类似于图2中所示的管道,但采用了可扩张管形套筒,以固定和保护在根据本发明的通信耦合器对之间的一个或多个传导线。
图6A-6D说明了实行图5的可扩张套筒的各种方式,以便预先安排套筒的部分,在施加内部流体压力如液压成形时,进行初始扩张。
图7说明了定位在类似图5的可扩张管形套筒内的爆炸物,用于在爆炸时扩张套筒。
图8A是类似于图5中显示的管道的剖视图说明,但采用了与可扩张管形套筒结合的伸长的衬垫,用于固定和保护一个或多个根据本发明的传导线。
图8B是图8A的管道的透视图说明,在可扩张管形套筒已扩张至与伸长的衬垫和管道内壁接合之后。
图9A是图8A的管道的截面说明,也具有以虚线说明的替代的U形可扩张管形套筒。
图9B是图8B的管道的详细截面说明,其中套筒已扩张至与伸长的衬垫和管道内壁接合。
图10A说明了类似于图5中显示的管道,但采用了焊接的、带凹槽的伸长的衬垫,以固定一个或多个根据本发明的传导线。
图10B是图10A的管道沿图10A的剖面线10B-10B所截取的截面说明。
图11A显示了根据本发明的可扩张管形套筒的一个实施例,其配备有轴向定向的狭槽,以有助于其扩张。
图11B显示了图11A的扩张后的套筒。
图11C显示了用于机械扩张图11A的套筒的心轴。
图12是类似于图9B的详细截面说明,但其中与可扩张管形套筒无关地采用了伸长的衬垫,并且衬垫结合到管道内壁上。
图13A-B是替代的可扩张管形套筒的截面说明,分别处于收缩和扩张的状态,被用来固定根据本发明的伸长的衬垫。
图14A是在其内壁采用凹槽的管道的截面说明,用于固定根据本发明的一个或多个传导线。
图14B说明了配备有覆盖板的图14A的带凹槽管道。
图15是在其外壁采用凹槽及外衬套的管道的截面说明,用于固定根据本发明的一个或多个传导线。
图16A示意性地说明了根据图2-4的管道的有线链路。
图16B示意性地说明了一对根据本发明的管道所采用的独立有线链路。
具体实施方式
图1说明了传统的钻机和钻柱,在其中可以有利地使用本发明。如图1所示,平台和塔架组件10定位在穿入地下地层F的井眼11上方。钻柱12悬挂在井眼11内,并在其下端包括钻头15。钻柱12由钻台16旋转,钻台由图中未示的装置供给电源,其在钻柱上端接合方钻杆17。钻柱12通过方钻杆17和旋转接头19从吊钩18悬挂,吊钩接附于移动块(图中未示)上,旋转接头允许钻柱相对于吊钩旋转。
钻井流体或泥浆26存储在在井场处形成的坑27内。泥浆泵29通过旋转接头19内的端口(未编号)将钻井流体26输送到钻柱12内部,导致钻井流体通过钻柱12向下流动,如方向箭头9所示。随后钻井流体通过钻头15内的端口退出钻柱12,并随后通过钻柱外部和井眼壁之间的称为环面的区域向上循环,如方向箭头32所示。以此方式,钻井流体润滑钻头15,并当钻井流体返回至坑27时,将地层切屑带到地面上,进行筛选和再循环。
钻柱12进一步包括布置于钻头15附近的底部钻具组件(BHA)20。底部钻具组件20可包括测量、处理和存储信息以及与地面(例如与MWD/LWD工具)通信的能力。美国专利No.5,339,037中详细描述了可用于底部钻具组件的通信设备的例子。
可通过换能器31在地面处接收来自底部钻具组件的通信信号,换能器耦合到井上接收子系统90。接收子系统90的输出随后耦合到处理器85和记录器45。地面系统可进一步包括与井下仪器通信的发射系统95。井下仪器和地面系统的通信链路可包括钻柱遥测系统及其他部件,钻柱遥测系统包括多个有线钻管(WDP)接头。
钻柱12可另外采用“顶部驱动”构造(也是公知的),其中动力旋转台旋转钻柱,而不是方钻杆和钻台。本领域中的普通技术人员也将理解:通过使用公知的Moineau类型的泥浆马达,可另外进行“滑动”钻井操作,该马达将来自从泥浆坑27向下通过钻柱12抽出的钻井泥浆26的液压能转化为旋转钻头的转矩。还可以利用在相关技术中已知的所谓的“旋转可操控”系统来进行钻井。本发明的各个方面适合于在这些钻井构造的每一个中采用,并不限于传统的旋转钻井操作。
钻柱12采用有线遥测系统,其中多个WDP接头210在钻柱内互相连接,以形成通信链路(未编号)。如Boyle等人的美国专利No.6,641,434所披露的并且转让给本发明的受让人的一种类型的WDP接头使用通信耦合器——尤其是感应耦合器——来跨越WDP接头传输信号。根据Boyle等人,WDP接头内的感应耦合器包括变换器,其具有由高磁导率、低损耗材料如超透磁合金(其是处理为特别高的起始磁导率的镍铁合金,并适合于低电平信号变换器的应用)制成的环形磁心。包括多匝绝缘线的绕组盘绕在环形磁心上,以形成环形磁心变换器。在一个构造中,环形变换器罐封在橡胶或其他绝缘材料中,组装的变换器凹入到位于钻管连接中的凹槽内。
现在转向图2-4,显示的WDP接头210在其各自的阴螺纹端部222的端部241和阳螺纹端部232的端部234处或附近,具有通信耦合器221、231——尤其是感应耦合器元件。第一电缆214以以下将进一步描述的方式延伸穿过管道213,以连接通信耦合器221、231。
WDP接头210配备有伸长的管形主体211,管形主体具有轴向内腔212、阴螺纹端部222、阳螺纹端部232及从阴螺纹端部222延伸到阳螺纹端部232的第一电缆214。第一电流环路感应耦合器元件221(例如环形变换器)和类似的第二电流环路感应耦合器元件231分别布置于阴螺纹端部222和阳螺纹端部232处。第一电流环路感应耦合器元件221、第二电流环路感应耦合器元件231及第一电缆214共同提供了跨越每个WDP接头长度的通信管道。显示了在两个WDP接头之间的耦合接口处的感应耦合器(或通信连接)220,其由WDP接头210的第一感应耦合器元件221和邻接管形构件的第二电流环路感应耦合器元件231’所构成,该邻接管形构件可以是另一个WDP接头。本领域的普通技术人员将认识到:在本发明的一些实施例中,感应耦合器元件可以由其他起类似通信功能的通信耦合器来替代,例如如Denison的美国专利No.4,126,848中披露的类型的直接电触点连接。
图4更详细地描述了图3的感应耦合器或通信连接220。阴螺纹端部222包括内螺纹223和具有第一狭槽225的环形内接触肩224,第一环形变换器226布置在狭槽内。环形变换器226连接到电缆214上。类似的,邻近有线管形构件(例如另一个WDP接头)的阳螺纹端部232’包括外螺纹233’和具有第二狭槽235’的环形内接触管端234’,第二环形变换器236’布置在第二狭槽内。第二环形变换器236’连接到邻近管形构件9a的第二电缆214’上。狭槽225和235’可以包覆高传导率、低磁导率材料(例如铜),以提高感应耦合的效率。当一个WDP接头的阴螺纹端部222与邻近管形构件(例如另一个WDP接头)的阳螺纹端部232’组装时,形成通信连接。这样图4显示了由此得到的接口的部分的截面,在其中面对的感应耦合器元件对(即环形变换器226、236’)锁定在一起,以在可操作的通信链路内形成通信连接。该截面视图也显示了闭合的环形路径240和240’分别围住了环形变换器226和236’,并且管道213和213’形成了内电缆214和214’的通道,该电缆连接两个布置于每个WDP接头两端的感应耦合器元件。
上述的感应耦合器包括用双环制成的电耦合器。双环耦合器使用阴阳螺纹端部的内肩作为电触点。在构成阴阳螺纹端部时,内肩在极大的压力下实现接合,确保阴阳螺纹端部之间的电连续性。依靠放置于狭槽中的环形变换器,在连接的金属内感应出电流。在给定频率(例如100kHz)下,这些电流由集肤深度效应限制在狭槽表面。阴阳螺纹端部构成各自变换器的次级电路,两个次级电路通过配对的内肩表面背对背连接。
虽然图3-5描述了某些通信耦合器类型,本领域的普通技术人员将理解:可使用多种耦合器,用于跨越互相连接的管形构件的信号通信。例如,这种系统可包括磁耦合器,如Hall等人的国际专利申请No.WO02/06716中描述的那些。其它系统和/或耦合器也可以设想。
本发明涉及通过一个或多个传导线沿着例如WDP的管道或管接头的轴向长度传输数据。图5说明了类似于图2中显示的WDP接头的管道510。因此,管道510由管形主体502所限定,在管形主体各自的阴阳螺纹端部522、532处或附近,管形主体配备有一对通信耦合器521、531。例如合金钢钻管的欲用于井下使用的管道,通常包括直的管子部分(见管形主体502),其具有下部的阳螺纹连接(见阳螺纹端部532)和上部的阴螺纹连接(见阴螺纹端部522)。在标准钻管的情况下,内径(ID)变化,使得最小内径位于端部连接(见ID1)处,而最大内径位于沿着管主体的中间轴向部分(见ID2)。端部连接内径和管主体内径的典型差别为0.5至0.75英寸,但在某些情况下可以更大(例如1.25英寸或更大)。然而应理解:其他井下管道(甚至一些钻管)并不呈现这种逐缩内径,而是采用贯穿端部连接和主体的恒定内径。恒定内径钻管的一个例子是Grant Prideco的HiTorqueTM钻管。本发明适合于具有众多(变化的或恒定的)内径构造的井下管道。
通信耦合器521、531可以是感应耦合器元件,每一个包括环形变换器(图中未示),并且通过一个或多个传导线514(这儿也简称为“电缆”)连接,以在其之间传输信号。通过在加厚(upset)端的每一个内的“深孔钻的”孔或机加工的凹槽,电缆端部通常布线穿过管道的“加厚”端,以便到达例如各自的环形变换器。这样,通信耦合器521、531和电缆514共同提供了沿每个管道510(例如沿每个WDP接头)的通信链路。
本发明的特殊效用包括固定和保护电传导线或传导线对(也称为导体),例如电缆514,其从管道接头的一个端部延伸到另一个端部。如果只使用一个传导线,管道本身可作为第二导体,以完成电路。通常将采用至少两个传导线,例如绞合线对或同轴电缆。导体中至少一个必须与其他导体电绝缘。在某些情形下,出于冗余或其他目的,使用多于两个导体是理想的。以下将参考图16A-B来描述这种冗余线的布线例子。
在一个实施例中,通过可扩张管形套筒550来固定和保护导体,显示的管形套筒布置于(并且扩张于)图5的管形主体502内。设计套筒550,使得在其未扩张状态下,其将装配入管道510的最狭窄直径ID1。这样,例如,可扩张管形套筒550的形状最初可以是圆柱形的,并呈现出比ID1处的管道内径稍窄的外径(OD)。应理解:可扩张管形套筒最初不需要为圆柱形,可以有利地采用各种构造(例如,如以下描述的U形)。
在特殊实施例中,可扩张管形套筒具有预先安排的部分,在施加内部流体压力下,如气压或流体压力,尤其是通过液压成形(下文将进一步描述),该部分进行初始扩张。当如套筒550的套筒布置于管道510内时,电缆514——已经连接在通信耦合器521、531之间以建立有线链路——沿着管道的管形主体502在管形主体内壁和(未扩张的)管形套筒550之间延伸。通过在管形套筒内壁上施加流体压力,管形套筒550随后在管形主体502内扩张,并且扩张起始于预定的位置(例如在主体502的中心处或附近)。这种扩张具有将电缆514可靠固定在管形主体502和管形套筒550之间的效果。
图6A-D说明了各种预先形成(即在将管形套筒定位在管形管道主体内之前形成)类似图5中套筒550的可扩张套筒的方式,以便预先安排套筒的部分,使其在施加内部流体压力下开始扩张。在本发明方法的特殊实施例中,通过在管形套筒内壁上局部施加机械力(见图6A中套筒650的扩张环形部分652)、在管形套筒外壁上局部施加机械力(见图6B中套筒650’的收缩环形部分652’)、减小管形套筒的部分的壁厚(见图6C中套筒650”的变薄环形部分652”)、选择性地增强管形套筒(见图6D中套筒650
Figure 200610071982910000210003_0
的未增强环形部分652)、改动管形套筒的部分的材料特性(例如通过局部热处理——未说明)、或这些方法的组合,预先形成管形套筒的预先安排的部分。
在例如钻管的管道内扩张可扩张管形套筒的特殊方法,以称为液压成形的已知过程来使用高压水,液压成形是可以在环境温度下进行的液压三维扩张过程,以便在管道内固定套筒。管道的管形主体可以保持在闭合模组件内,而布置在管道内的套筒装满高压的(例如5,000-10,000psig)例如水的液压流体。液压成形的装备可包括例如多个密封活塞和液压泵,如本领域中通常已知的。在液压压力施加在套筒内径上时,通过在端部施加压缩推力(正比于液压压力,例如几千psig)来轴向供给套筒是理想的。
液压成形过程导致套筒塑性扩张,直至套筒接合并符合管道的内部轮廓(见例如图5的管形主体502的内径内的套筒550)。使用专用的金属成形润滑油,以使套筒外径和管道内径之间的摩擦减到最小。一旦完成液压扩张,过多的套筒材料将轴向延伸出两个管道端部,并且修整到一定长度。
当去除内部液压压力时,套筒在管道内弹性地稍微收缩,由此在套筒和管道内径之间留下小的环形间隙。使用已知的真空填充过程,该间隙可以充满如环氧树脂的聚合体。其也可以充满如树脂的防腐蚀剂和/或润滑油(例如油或油脂)。填充到材料使腐蚀性流体对环形间隙的侵入减为最少。其也将套筒在管道内的任何相对运动减为最少。
可扩张管形套筒可具有由金属或聚合体制成的薄壁管形主体,并呈现稍小于最小钻管内径的直径,以有助于套筒插入到管道内。电缆在套筒和管道内壁之间延伸。在聚合体套筒的情况下,电缆可以嵌入到套筒壁内。对于金属套筒,保护性的隔离物(例如金属杆或下文将进一步描述的伸长的衬垫)定位在电缆附近或周围,以防止电缆在套筒扩张过程中被压坏。除了保护电缆,可扩张管形套筒也可以保护管道(尤其是钻管)免受腐蚀、侵蚀或其他破坏。在某些情况下,套筒能够去掉对任何钻管内径涂层的需要,因而降低了总成本。
钻管接头的一个例子在端部连接处呈现3.00英寸的内径,在管形套筒主体的中间部分呈现4.276英寸的内径。对于该几何形状,金属管形套筒需要从正好小于3.00英寸的初始外径扩张到4.276英寸的外径,以便符合钻管的内径轮廓。这导致接近43%的扩张,并建议使用可延展的管类材料来液压成形,例如完全退火的304不锈钢管道(3.00”外径x0.065”壁厚)。在液压成形过程中,也可以预期这种套筒经历充分的伸长(例如55-60%)。
液压成形过程的目的是以足够的安全裕度实现应变(在管子的所有点上)在可限定的安全区域的最终状态。适当的实验将指示液压成形过程所能够实现的套筒壁变薄的程度和由此得到的安全裕度。
现在参考图7,另一个扩张引用为750的管形套筒以便在管道710内固定并保护电缆714的方法,采用爆炸药包754。以类似于液压成形的方式,在例如钻管710的管道内放置壁相对薄的套筒750。爆炸药包754在套筒750内引爆,导致套筒迅速扩张并符合钻管内径。可以采用金属隔离物(图中未示)来在爆炸过程中保护电缆714免受损坏。理想地,套筒将通过爆炸力而冶金结合到钻管内径上。然而,为了避免破坏电缆714,使用相对小量的爆炸物来扩张套筒是足够的,使衬套将不结合到钻管内径上,但在尺寸和形状上将几乎符合内径(即留下窄的环形间隙)。如同使用液压成形的套筒,可以在套筒750和钻管712之间放置树脂或其他保护性材料,以填充任何空隙并确保腐蚀防护。
图8A是与图5中显示的管道510类似的管道810的剖视说明,但采用了与可扩张管形套筒850结合的伸长的衬垫856,用于固定一个或多个根据本发明的传导线(也称为电缆)814。图8B是图8A的管道810的透视图说明,在可扩张管形套筒850已扩张至与伸长的衬垫856和管道810内壁接合之后。在管形主体802各自的阴阳螺纹端部822、832处或附近,管道810的管形主体802配备有一对通信耦合器821、831。伸长的衬垫856定位在管形主体802内壁处或附近,以保护和固定电缆814,电缆在通信耦合器821、831之间贴靠着管形主体802的内壁延伸,由此建立可靠的有线链路。伸长的衬垫可为金属构造,允许其弯曲而适合管道810的内径轮廓。在管道的连接端部内径上机加工出来的键槽特征件(图中未示),可用来将衬垫固定在其中。应理解:例如通过应用合适的粘合剂,衬垫可另外固定到管道内壁上。当以此方式固定时,在管形套筒850扩张的过程中,可防止衬垫移动。
图9A是管道810的截面说明,显示的圆柱形可扩张管形套筒850处于未扩张状态,同时也以虚线说明了替代的U形可扩张管形套筒850’。在套筒插入至管道810内时,替代套筒850’最初具有圆形截面,并且其直径接近在管道810内的最终扩张直径。通过部分皱缩套筒,套筒850’预先形成为U形。在任一种情况下,套筒(例如850或850’)将具有稍小于管道810端部连接处的最小内径(称为ID3)的外径。图9B是管道810的部分的详细截面说明,其中套筒850已扩张至与伸长的衬垫856和管道主体802的内壁接合。扩张的套筒与带凹槽的金属衬垫856一起固定电缆814,电缆在管道(例如钻管)810的端部之间沿着其内径延伸。金属衬垫856的凹槽858提供了平滑的电缆槽道,并保护电缆814免受施加在套筒850上的扩张力以及井下环境的影响。
通过在套筒内壁上施加流体压力(如上参考图5-6的液压成形所描述的)、通过在管形套筒内壁上机械施加力(见图11C)、或这些步骤的组合,管形套筒850可以扩张至与衬垫856和管道内壁接合。此外,扩张套筒的步骤可包括引爆管形套筒内的爆炸物,以便施加爆炸力到管形套筒的内壁上,如上参考图7所描述的。
图11A-B说明了可扩张管形套筒1150,其配备有多个在其中轴向定向的狭槽1162,以有助于套筒扩张。这样,在狭槽1162闭合的情况下,管形套筒1150插入至钻管或其他管道内,如图11A所说明的。机械的或液压的心轴M(见图11C)用来扩张套筒1150,这张开狭槽1162,如图11B所示。
再次参考图8-9,伸长的衬垫856的形状大致限定圆柱段,其具有补足管道主体802内壁的外弓形表面(即伸长的衬垫856是月牙形的),以减小套筒850内受到的最大应变。在衬垫856的外弓形表面上形成伸长的凹槽858,以接收一个或多个传导线(即电缆)814。如上所述,在套筒850扩张前,衬垫856固定到管道810的内径上,例如通过将衬垫856胶合到管道内壁上,以确保其在套筒扩张过程中不会移动。然而,在金属衬垫的情况下,可以预先形成衬垫,以符合管道(例如钻管)的内径轮廓,其也趋向于在套筒扩张过程中将衬垫保持在适当位置。在端部连接处或附近,管道810在其内径上可采用狭槽/键槽特征件(图中未示),以布线电缆814从衬垫856的线槽道858至管道端部822、832处的深孔钻的开口或凹槽(图中未示)。
现在参考图10A-B,应理解:如衬垫1056的伸长的衬垫可以大致是金属、聚合体、复合物、玻璃纤维、陶瓷或其组合。在衬垫为金属的特殊实施例中,通过在沿着衬垫1056的一个或多个位置1055(见图10B)上将衬垫焊接其上,衬垫1056可以固定到管道1010的内壁上。在这个焊接的构造中,不需要可扩张套筒来固定/保护管道1010内的衬垫1056。衬垫1056可通过间断焊(例如定位焊)或连续焊来接附于管道内壁上。可以以多种方法来构造衬垫,例如螺旋线、直线或正弦波。可使用机器人焊接固定物来到达例如钻管的三十英尺接头的中部。采用钻管的(或其他管道的)内壁作为线通道的部分,有效地增大了钻管的直径间隙,并可能减少了侵蚀、泥流压力下降和测井工具的堵塞等问题。这样该设计使用了跟随钻管的内径轮廓的带凹槽的金属衬垫或条。安装在该带凹槽的金属条内的线,通过在端部连接内钻的孔布线到各自管道端部的凹槽。
在衬垫是玻璃纤维的进一步的实施例中,如图12中衬垫1256所说明的,通过将衬垫1256用环氧树脂1266结合到管道的管形主体内壁上,如防腐蚀所通常应用的那样,将衬垫固定到管道1210上,此外,组成电缆1214的一个或多个传导线可以例如使用同样的环氧树脂1266结合到管形主体内壁上。通过提供多孔织物使与环氧树脂的接触面积达到最大并确保可靠结合,玻璃纤维衬垫1256帮助电缆1214的附着。玻璃纤维衬垫也保护电缆免受侵蚀、磨损和其他机械破坏,即使环氧树脂涂层削掉。
图13A-B是替代的可扩张管形套筒1350的截面说明,分别处于收缩和扩张状态。采用套筒1350来固定根据本发明的管道1310内的伸长的衬垫1356。管形套筒1350沿其长度切割(例如轴向或成螺旋形),该管形套筒在切割前具有直径,该直径防止套筒装配入表示为ID4的管道1310的最小内径。在切割后的管形套筒1350上施加压缩力,以便径向皱缩管形套筒成螺旋形状,使其装配入管道1310的管形主体的端部连接处的最小间隙ID4。当管形套筒1350维持在皱缩状态时,其定位于管道1310内,如图13A所说明的。因此,伸长的衬垫1356定位于管道1310和管形套筒1350之间。随后从其皱缩状态释放(并且可能迫使其张开)管形套筒1350,使得管形套筒径向扩张至与伸长的衬垫1356和管道1310的管形主体接合,如图13B所说明的。在该位置,套筒1350的至少部分将扩张至管道1310的中间主体部分的表示为ID5的较大内径。可以添加支承环到张开的管形套筒内部,以提供额外的强度,支承环可以定位焊接在适当位置。
图14A是在其内壁采用一个或多个内凹槽1458的管道1410的截面说明,用于保护和固定根据本发明的电缆1414。在管道的管形主体的两个端部的每个端部处或附近,管道1410装备有通信耦合器(图中未示)。通过机加工或优选地在管挤压成形过程中,在管道的管形主体内壁上形成内凹槽1458。凹槽1458大致在管道的通信耦合器之间延伸。具有一个或多个传导线的电缆1414延伸穿过凹槽1458。以类似于以上对其他实施例所描述的方式,电缆1414连接在通信耦合器之间,以便建立一个或多个有线链路。电缆1414通过罐封件1466固定在内凹槽1458内。
凹槽1458可另外包括一个或多个板1448,板结合到管道管形主体的内壁上,如图14B所示,以便独立覆盖一个或多个凹槽中的每一个。使用传统焊接方法或通过爆炸成形技术,覆盖条1448可结合到钻管或其他管道1410上。环氧树脂涂层经常涂到管内径上,以防腐蚀,并且也可以用来保护凹槽内的线。电缆1414可通过延伸电缆穿过一个或多个小的第二管道另外固定,每个第二管道结合到凹槽中的一个上或之内,每个第二管道这样成形和定向,使其大致在通信耦合器(在图14A-B中未示)之间延伸。
图15是管道1510的截面说明,其采用在其外壁内的一个或多个凹槽1558和外衬套/套筒1550,用于保护和固定电缆1514,电缆根据本发明在凹槽1558内具有一个或多个传导线。电缆1514可以罐封在凹槽内,并且可另外例如通过围绕管道1510外壁固定套筒1550来覆盖在凹槽内。这种套筒1550可以是金属、聚合体、复合物、玻璃纤维、陶瓷或其组合中的一个。
本领域的普通技术人员将理解:这儿描述的有线管道非常适合于整合到钻柱内,作为互相连接的WDP的遥测系统,以在井眼环境中传输信号。管道的每个包括管形主体,在管形主体两个端部的每个端部处或附近,管形主体装备有通信耦合器,通信耦合器允许信号在邻近的互相连接的管道之间传输。在该系统的特殊形式中,例如,伸长的衬垫和/或可扩张管形套筒沿着管形管道主体内壁定位,并且一个或多个传导线沿着衬垫/套筒延伸,使得一个或多个线布置在管形主体内壁和衬垫/套筒的至少部分之间。这儿也称为电缆的一个或多个线连接在通信耦合器之间,以便建立有线链路。
当然应进一步理解:本发明提高了一定的制造效率。例如,钻管通常以焊接在一起的三个分立零件来制造。中心零件(管形主体)是简单的钢管,通过锻造操作来加厚任一端部。端部零件(工具接头或端部连接)始于锻钢形状,在它们摩擦焊接到管形主体上之前,在其上机加工出螺纹和其他特征件。
这儿描述的相对于普通管道、尤其是钻管的变动,可以通常在钻管完全制造后实现。然而,如果在制造过程中进行,某些操作会更为容易。例如,从变换器线圈到管形管主体的线通道(例如深钻孔),可以在机加工管接头的螺纹和肩部的同时进行机加工。类似的,当管主体内径更易到达时,可以在将工具接头结合到管形主体上的摩擦焊接操作之前,将凹槽和其他特征件添加到主体上。
前面部分中描述的很多方法可有利地另外合并入制造过程中,并在某些情况下根据不同的时间来实行方法步骤。例如,可以在任何加厚和/或焊接步骤前,将线布线特征件建立在钻管的长中间部分内。在具有均匀内径的钻管内建立线布线特征件,比在端部通常具有较小内径的完成的钻管内进行同样操作要容易得多。一旦中间部分装配有线布线特征件,其随后可经历已知的加厚和焊接操作。以下构造方法提供了内置的线布线特征件,其跨越接近80%的完成的钻管长度(例如30英尺中的25英尺)。
首先,在加厚操作前,金属或聚合体管形套筒可以在主体内液压成形。由于内径更为均匀,扩张量将大为减小,简化了操作并提高了顺应性。将使用分立的布线方法,以从工具接头并通过摩擦焊接来传达线路。
类似的,在摩擦焊接前,金属套筒可以在管道的管形主体内爆炸形成。此外,将套筒冶金结合到管上是可能的,有助于加厚过程。类似的,在摩擦焊接前,金属衬垫可以更容易地焊接在适当位置。
此外,在管形主体加厚和焊接前,可以在管形管形主体内挤压、形成或机加工包含电缆的内/外凹槽。特别的,挤压的或形成的凹槽比机加工的要便宜得多,并且其更坚固,且抵抗疲劳。
其他制造变动涉及本发明的有线管道抵抗线路故障或其他故障的能力。图16A示意性地说明了根据图2-4的管道(例如WDP)的有线链路。这样,一对相对的环形变换器226、236(各自通信耦合器的部件)通过电缆214互相连接,电缆具有一对在管道的管形主体内布线的绝缘传导线。每个环形变换器采用具有高磁导率的磁心材料(例如超透磁合金),并且卷绕N匝绝缘线(N为100到200匝)。绝缘线围绕环形磁心的圆周均匀盘绕,以形成变换器线圈(未分别编号)。使用四个绝缘焊制的、焊接的或压接的连接或连接器215,来连接电缆214的线和变换器226、236各自的线圈。
可靠性对于这种WDP接头是非常重要的。如果这种接头中任何线断了,那么采用发生故障WDP接头的整个WDP系统也发生故障了。有几种可能发生的故障模式。例如,“虚焊”不是不平常的——其中,焊料没有正确地结合到两个线上。这些会间歇性地断开并随后在断开状况发生故障。如果没有牢固固定,长期的振动能导致线疲劳和断开。热膨胀、冲击或碎片可能损坏或切割用来卷绕环形磁心的线。
图16B示意性地说明了一对根据本发明的例如WDP接头的管道所采用的独立有线链路。这样,一对相对的环形变换器1626、1636的每一个包括具有两个独立线圈绕组的线圈系统,每个线圈绕组大致位于线圈系统的180°圆弧内。更具体说,环形变换器1626具有第一线圈绕组1626a和第二线圈绕组1626b,其每一个都独立且均匀地围绕变换器1626的环形磁心的半圆周盘绕。类似的,环形变换器1636具有第一线圈绕组1636a和第二线圈绕组1636b,其每一个都独立且均匀地围绕变换器1636的环形磁心的半圆周盘绕。一对称为电缆1614a的绝缘传导线,通过四个绝缘焊点1615a在线圈绕组1626a、1636a之间延伸并且在其各自端部处连接线圈绕组。类似的,一对称为电缆1614b的绝缘传导线,通过四个绝缘焊点1615b在线圈绕组1626b、1636b之间延伸并且在其各自端部处连接线圈绕组。独立于电缆1614b来布线电缆1614a(指分开的电通道,但未必是WDP内的远距离布线位置),使得电缆和其各自互相连接的线圈绕组建立两个独立的有线链路。
应理解:可以通过使用如图16B所示的双卷绕(或其他多重卷绕)构造,来提高WDP的可靠性。在该设计中,有第二冗余电路。每个环形磁心卷绕有两个独立的线圈绕组(以点线和短划线指示)。在特殊实施例中,每个绕组具有相同数目的匝数(M)。然而,两个卷绕可具有不同数目的匝数,并且仍提供大部分冗余的好处。如果M=N,那么新设计的电磁特性基本与先前设计相同。
因为两个电路是并联的,如果一个电路故障了,另一个电路仍能够传送遥测信号。此外,传输线的特征阻抗不会明显改变,因此这种故障将不会增加衰减。如果一个电路故障了,连接线的串联电阻在钻管的该部分将增加,但不管怎样,连接线的串联电阻并不支配传输损耗。如果一个电路故障了,环形磁心的漏磁通也将稍微增加,但这也将具有较小的影响。因为磁心的磁导率非常大,来自一个绕组的大部分通量仍将保持在该磁心内。
不相关的故障应该大大减少了。例如,以每个焊接操作10-3的发生率,假设虚焊是不相关的。假定660个钻管(20,000英尺)具有单一电路,每个钻管有四个焊点。那么该系统的虚焊数是(10-3)(660)(4),约为3。如果在钻头行程中,这些虚焊中只有一个故障了,WDP系统将故障。现在考虑具有冗余、第二电路的WDP。每个钻管现在具有8个焊点,因此20,000英尺的钻柱将具有(10-3)(660)(8)即约为6个虚焊。然而,如果这些焊点中的一个故障了,那么第二电路继续传送信号。第二电路由于虚焊而故障的可能性现在为约10-3
如果石块或其他小物体接触到线圈绕组并压坏或切割线,可形成另一种类型的故障。如果两个绕组的每一个大致位于环形变换器相对半部的180°圆环内,那么两个绕组都损坏的机会大大减小了。物理上分离两个绕组因此是优选的,但散布两个绕组使每一个占据环形磁心的360°也是可能的。
如果两个电路在位于环形变换器之间的、沿着钻管的两个不同的通道上布线,两个电路同时损坏的机会进一步减小了。例如,如果在沿着钻管载有线的槽道内有任何尖锐边缘,那么冲击和振动可导致线摩擦这种尖锐边缘,并被切割。在制造过程中,机械零件不完善的修边可产生这种尖锐边缘。
应理解:从上述描述中,可以对本发明的优选的和替代的实施例进行各种变动和改变,而不偏离其真正的精神实质。例如,在本发明的独立有线链路方面,在有线钻管中可采用三个或多个电路,以获得更大程度的冗余。在这种情况下,每个绕组将大致位于环形变换器的120°圆弧内。这样,即使一个钻管内的两个电路故障了,第三个电路仍将传送信号。
其他类型的感应耦合也将受益于冗余电路。例如,已知的WDP系统在钻管的每个端部处采用感应耦合器,每个耦合器在磁心内包括一个或多个线环。然而,这种系统中每个钻管只包含一个电路。根据本发明的独立有线链路方面,可以使用两个或多个独立电路,其中每个电路包括每个耦合器的一个线环及两个耦合器之间的连接线。
本领域的普通技术人员应进一步理解:根据其各个方面和实施例,本发明将不限于WDP的应用。这样,例如,本发明的有线链路和相关方面可有利地应用于并不用来钻井的井下管子、套管等。一个这样的应用涉及永久的地下设施,其采用传感器来长期监控各种地层参数。因此,在这种永久监控应用中可采用本发明,来实现地面和永久的地下传感器之间的通信。
本说明书只是出于说明的目的,不应以限制的意义来解释。本发明的范围只应当由下面的权利要求书的语言来确定。权利要求书里的术语“包括”意指“包括至少”,使得权利要求中列举的元件清单是开集或开群。类似的,术语“包含”、“具有”和“包括”都意指元件的开集或开群。除非明确地排除,“A”、“an”和其他单数术语有意包括其复数形式。此外,方法权利要求并不限于该权利要求出现的步骤的次序或顺序。这样,例如,方法权利要求的第一个列举的步骤未必一定要在权利要求的第二个列举的步骤之前执行。

Claims (9)

1.一种制造沿其长度传输信号的管道的方法,其包括如下步骤:
在管形主体两个端部的每个端部处或附近,使管形主体装备通信耦合器;
在管形主体内壁处或附近定位伸长的衬垫;
沿着衬垫延伸一个或多个传导线,使得该一个或多个传导线布置在管形主体内壁和衬垫的至少部分之间;
在通信耦合器之间连接该一个或多个传导线,以便建立有线链路;及
通过在管形主体内定位可扩张管形套筒,使得衬垫布置在管形主体和可扩张套筒之间以及塑性扩张可扩张套筒至与管形主体接合,由此衬垫固定在可扩张套筒和管形主体之间而固定伸长的衬垫到管形主体上。
2.根据权利要求1所述的方法,其中,管形主体是具有阴螺纹端部和阳螺纹端部的钻管接头,每个端部配备有通信耦合器;及
连接步骤包括:
在钻管接头的阴阳螺纹端部内形成开口,该开口从各自的通信耦合器延伸至钻管内壁;及
延伸该一个或多个传导线穿过开口。
3.根据权利要求1所述的方法,其中,扩张步骤包括在管形套筒内壁上施加流体压力。
4.根据权利要求1所述的方法,其中,扩张步骤包括在管形套筒内壁上机械地施加力。
5.根据权利要求1所述的方法,其中,扩张步骤包括引爆管形套筒内的爆炸物,以便在管形套筒内壁上施加爆炸力。
6.一种在井眼环境中沿其长度传输信号的管道,其包括:
管形主体,在其两个端部的每个端部处或附近,管形主体装备有通信耦合器;
沿管形主体内壁固定的伸长的衬垫;及
一个或多个沿着衬垫延伸的传导线,使得该一个或多个传导线布置在管形主体内壁和衬垫的至少部分之间,该一个或多个传导线连接在通信耦合器之间,以便建立有线链路;
其中,伸长的衬垫通过在管形主体内塑性扩张的管形套筒来固定。
7.根据权利要求6所述的管道,其中,管形主体是具有阴螺纹端部和阳螺纹端部的钻管接头,每个端部配备有通信耦合器;及
钻管接头包括在阴阳螺纹端部的每一个内的开口,该开口从各自通信耦合器延伸至钻管内壁,由此传导线延伸穿过开口,以连接通信耦合器。
8.根据权利要求6所述的管道,其中,衬垫是金属、聚合体、复合物、玻璃纤维、陶瓷或其组合中的一个。
9.一种在井眼环境中传输信号的互相连接的管道的系统,管道的每一个包括:
管形主体,在管形主体两个端部的每个端部处或附近,管形主体装备有通信耦合器,通信耦合器允许信号在相邻的互相连接的管道之间传输;
沿着管形主体内壁定位的伸长的衬垫;
沿着衬垫延伸的一个或多个传导线,使得该一个或多个传导线布置在管形主体内壁和衬垫的至少部分之间,该一个或多个线传导连接在通信耦合器之间,以便建立有线链路;及
在管形主体内塑性扩张的管形套筒,使得衬垫固定在管形主体和可扩张套筒之间。
CN2006100719829A 2005-03-31 2006-03-31 用于传输信号的方法和管道 Active CN1880721B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/907419 2005-03-31
US10/907,419 US7413021B2 (en) 2005-03-31 2005-03-31 Method and conduit for transmitting signals

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1880721A CN1880721A (zh) 2006-12-20
CN1880721B true CN1880721B (zh) 2011-12-14

Family

ID=36972794

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2006100719829A Active CN1880721B (zh) 2005-03-31 2006-03-31 用于传输信号的方法和管道

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7413021B2 (zh)
CN (1) CN1880721B (zh)
CA (1) CA2541077C (zh)
DE (1) DE102006015144A1 (zh)
FR (1) FR2883915B1 (zh)
MX (1) MXPA06003400A (zh)
NO (2) NO342373B1 (zh)
RU (1) RU2413071C2 (zh)

Families Citing this family (98)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090101328A1 (en) 2004-09-28 2009-04-23 Advanced Composite Products & Technology, Inc. Composite drill pipe and method of forming same
JP2009503306A (ja) * 2005-08-04 2009-01-29 シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法
US7793718B2 (en) 2006-03-30 2010-09-14 Schlumberger Technology Corporation Communicating electrical energy with an electrical device in a well
US7836959B2 (en) * 2006-03-30 2010-11-23 Schlumberger Technology Corporation Providing a sensor array
US8056619B2 (en) 2006-03-30 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation Aligning inductive couplers in a well
US7712524B2 (en) 2006-03-30 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed
GB0607551D0 (en) * 2006-04-18 2006-05-24 Read Well Services Ltd Apparatus and method
US20090173493A1 (en) * 2006-08-03 2009-07-09 Remi Hutin Interface and method for transmitting information to and from a downhole tool
RU2475623C2 (ru) * 2006-12-27 2013-02-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Низкопроницаемые системы цемента для области применения нагнетания водяного пара
US8082990B2 (en) * 2007-03-19 2011-12-27 Schlumberger Technology Corporation Method and system for placing sensor arrays and control assemblies in a completion
US20090038849A1 (en) 2007-08-07 2009-02-12 Schlumberger Technology Corporation Communication Connections for Wired Drill Pipe Joints
US7762354B2 (en) * 2007-08-09 2010-07-27 Schlumberger Technology Corporation Peizoelectric generator particularly for use with wellbore drilling equipment
NO20074796L (no) * 2007-09-20 2009-03-23 Ziebel As Framgangsmate ved forlating av en petroleumsbronn
US7823639B2 (en) * 2007-09-27 2010-11-02 Intelliserv, Llc Structure for wired drill pipe having improved resistance to failure of communication device slot
DE102007051761B4 (de) * 2007-10-26 2010-09-16 Keiper Gmbh & Co. Kg Verfahren zum Verbinden zweier Teile, insbesondere eines Fahrzeugsitzes, lasergeschweißter Fahrzeugsitz und Vorrichtung zum Laserschweißen eines Fahrzeugsitzes
CA2705295C (en) * 2007-11-20 2016-06-14 Jeffery Ronald Clausen Circulation sub with indexing mechanism
US7857075B2 (en) * 2007-11-29 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation Wellbore drilling system
US20090145603A1 (en) * 2007-12-05 2009-06-11 Baker Hughes Incorporated Remote-controlled gravel pack crossover tool utilizing wired drillpipe communication and telemetry
US7963323B2 (en) * 2007-12-06 2011-06-21 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus to deploy a cement plug in a well
US8172007B2 (en) 2007-12-13 2012-05-08 Intelliserv, LLC. System and method of monitoring flow in a wellbore
US20090151939A1 (en) * 2007-12-13 2009-06-18 Schlumberger Technology Corporation Surface tagging system with wired tubulars
US7913775B2 (en) * 2007-12-27 2011-03-29 Schlumberger Technology Corporation Subsurface formation core acquisition system using high speed data and control telemetry
US7806191B2 (en) 2007-12-27 2010-10-05 Intelliserv, Llc Communication connections for wired drill pipe joints for providing multiple communication paths
US10227862B2 (en) 2008-04-07 2019-03-12 Schlumberger Technology Corporation Method for determining wellbore position using seismic sources and seismic receivers
JP5818355B2 (ja) * 2008-04-07 2015-11-18 シュルンベルジェ ホールディングス リミテッドSchlnmberger Holdings Limited 震源及び震動受信機を用いた坑井位置決定方法
US8307913B2 (en) * 2008-05-01 2012-11-13 Schlumberger Technology Corporation Drilling system with drill string valves
WO2009142957A1 (en) * 2008-05-20 2009-11-26 Schlumberger Canada Limited System to perforate a cemented liner having lines or tools outside the liner
US8810428B2 (en) * 2008-09-02 2014-08-19 Schlumberger Technology Corporation Electrical transmission between rotating and non-rotating members
US7857644B2 (en) 2008-09-25 2010-12-28 Intelliserv, Llc Wired drill pipe having conductive end connections
US9175559B2 (en) 2008-10-03 2015-11-03 Schlumberger Technology Corporation Identification of casing collars while drilling and post drilling using LWD and wireline measurements
FR2940816B1 (fr) 2009-01-06 2011-02-18 Vam Drilling France Composant tubulaire de garniture de forage et garniture de forage correspondante
US8109329B2 (en) * 2009-01-15 2012-02-07 Intelliserv, L.L.C. Split-coil, redundant annular coupler for wired downhole telemetry
US8208777B2 (en) * 2009-02-24 2012-06-26 Intelliserv, Llc Structure for electrical and/or optical cable using impregnated fiber strength layer
US20100224356A1 (en) * 2009-03-06 2010-09-09 Smith International, Inc. Apparatus for electrical power and/or data transfer between rotating components in a drill string
US8640790B2 (en) 2009-03-09 2014-02-04 Schlumberger Technology Corporation Apparatus, system and method for motion compensation using wired drill pipe
US8544534B2 (en) * 2009-03-19 2013-10-01 Schlumberger Technology Corporation Power systems for wireline well service using wired pipe string
FR2943758B1 (fr) * 2009-03-24 2011-03-25 Technip France Manchon de protection pour conduite flexible
EP2236736B8 (en) 2009-03-30 2018-02-14 Vallourec Drilling Products France Wired drill pipe
US8857510B2 (en) * 2009-04-03 2014-10-14 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining movement of a drilling component in a wellbore
US20100264646A1 (en) * 2009-04-16 2010-10-21 Jean-Marc Follini Structures for wire routing in wired drill pipe
US8162067B2 (en) 2009-04-24 2012-04-24 Weatherford/Lamb, Inc. System and method to expand tubulars below restrictions
US7903915B2 (en) * 2009-05-20 2011-03-08 Schlumberger Technology Corporation Cable with intermediate member disconnection sections
US8322433B2 (en) * 2009-06-01 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Wired slip joint
AT508272B1 (de) * 2009-06-08 2011-01-15 Advanced Drilling Solutions Gmbh Vorrichtung zum verbinden von elektrischen leitungen
US8462013B2 (en) 2009-06-30 2013-06-11 Schlumberger Technology Corporation Apparatus, system, and method for communicating while logging with wired drill pipe
EP2456948B1 (en) * 2009-07-23 2017-10-25 Baker Hughes Incorporated Wired conduit segment and method of making same
US9464489B2 (en) 2009-08-19 2016-10-11 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for pipe-conveyed well logging
US8689867B2 (en) * 2009-08-19 2014-04-08 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for pipe-conveyed well logging
US8708041B2 (en) 2009-08-20 2014-04-29 Schlumberger Technology Corporation Method and system for using wireline configurable wellbore instruments with a wired pipe string
US8350716B2 (en) 2009-09-02 2013-01-08 Intelliserv, Llc System and method for communicating data between wellbore instruments and surface devices
US8665109B2 (en) * 2009-09-09 2014-03-04 Intelliserv, Llc Wired drill pipe connection for single shouldered application and BHA elements
US8839850B2 (en) 2009-10-07 2014-09-23 Schlumberger Technology Corporation Active integrated completion installation system and method
US8362915B2 (en) 2009-10-30 2013-01-29 Intelliserv, Llc System and method for determining stretch or compression of a drill string
WO2011123611A2 (en) 2010-03-31 2011-10-06 Smith International, Inc. Downhole tool having a friction stirred surface region
WO2011123628A2 (en) * 2010-03-31 2011-10-06 Smith International, Inc. Article of manufacture having a sub-surface friction stir welded channel
US8419458B2 (en) * 2010-04-06 2013-04-16 Baker Hughes Incorporated Tubular connection system facilitating nonrotating signal conductor connection and method
NO20100691A1 (no) * 2010-05-12 2011-11-14 Roxar Flow Measurement As Overforings-system for kommunikasjon mellom borehullselementer
US8504308B2 (en) 2010-07-13 2013-08-06 Schlumberger Technology Corporation System and method for fatigue analysis of a bottom hole assembly
US8727035B2 (en) 2010-08-05 2014-05-20 Schlumberger Technology Corporation System and method for managing temperature in a wellbore
US8579049B2 (en) * 2010-08-10 2013-11-12 Corpro Technologies Canada Ltd. Drilling system for enhanced coring and method
US8694257B2 (en) 2010-08-30 2014-04-08 Schlumberger Technology Corporation Method for determining uncertainty with projected wellbore position and attitude
US8397815B2 (en) 2010-08-30 2013-03-19 Schlumberger Technology Corporation Method of using wired drillpipe for oilfield fishing operations
FR2967452B1 (fr) 2010-11-16 2012-11-16 Vam Drilling France Dispositif de raccordement electrique entre composants tubulaires de garniture de forage, composant et jonction correspondante
FR2972215B1 (fr) 2011-03-01 2013-03-22 Vam Drilling France Composant de garniture de forage comprenant un coupleur mobile et une chambre a pression
FR2972311B1 (fr) 2011-03-01 2013-11-01 Vam Drilling France Coupleur annulaire pour composant de garniture de forage
BR112013021934A2 (pt) 2011-03-01 2017-03-28 Vam Drilling France componente tubular para ferramenta de perfuração capaz de ser cabeada, e método para montar um cabo em dito componente
EP2495389B1 (de) * 2011-03-04 2014-05-07 BAUER Maschinen GmbH Bohrgestänge
US9024189B2 (en) 2011-06-24 2015-05-05 Schlumberger Technology Corporation Cable construction
CN102953690A (zh) * 2011-08-31 2013-03-06 中国石油化工股份有限公司 有线通信螺杆
US9249559B2 (en) 2011-10-04 2016-02-02 Schlumberger Technology Corporation Providing equipment in lateral branches of a well
US9677337B2 (en) 2011-10-06 2017-06-13 Schlumberger Technology Corporation Testing while fracturing while drilling
FR2981394B1 (fr) 2011-10-14 2013-11-01 Vam Drilling France Composant tubulaire de garniture de forage muni d'une gaine de transmission fixee par filetages et procede de montage d'un tel composant
FR2981393B1 (fr) 2011-10-17 2013-11-01 Vam Drilling France Composant tubulaire de garniture de forage et procede de mise en tension d'un tube de communication monte dans un tel composant
US20130118626A1 (en) * 2011-11-15 2013-05-16 Illinois Tool Works Inc. Method of attaching a stiffening wire inside a flexible hose assembly
US9644476B2 (en) 2012-01-23 2017-05-09 Schlumberger Technology Corporation Structures having cavities containing coupler portions
US9175560B2 (en) 2012-01-26 2015-11-03 Schlumberger Technology Corporation Providing coupler portions along a structure
US9938823B2 (en) 2012-02-15 2018-04-10 Schlumberger Technology Corporation Communicating power and data to a component in a well
US10132123B2 (en) 2012-05-09 2018-11-20 Rei, Inc. Method and system for data-transfer via a drill pipe
US9322223B2 (en) * 2012-05-09 2016-04-26 Rei, Inc. Method and system for data-transfer via a drill pipe
US10036234B2 (en) 2012-06-08 2018-07-31 Schlumberger Technology Corporation Lateral wellbore completion apparatus and method
CN103573257A (zh) 2012-07-20 2014-02-12 中国石油天然气集团公司 随钻测井的信息传输装置
US9068681B1 (en) * 2013-01-02 2015-06-30 Paul S. Lyman Pipe having an embedded detectable element
EP2941524A4 (en) * 2013-01-02 2016-08-24 Schlumberger Holdings ENCAPSULATION OF AN ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP CABLE IN A SPIRAL TUBE
US9512682B2 (en) * 2013-11-22 2016-12-06 Baker Hughes Incorporated Wired pipe and method of manufacturing wired pipe
CN103758507B (zh) * 2014-02-19 2017-02-15 中煤科工集团重庆研究院有限公司 一种钻杆的信号传输结构及方法
US9803429B2 (en) 2014-04-09 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Extendable connection of electronic components
US10883356B2 (en) 2014-04-17 2021-01-05 Schlumberger Technology Corporation Automated sliding drilling
US9466916B2 (en) * 2014-05-21 2016-10-11 Schlumberger Technology Corporation Multi-contact connector assembly
CN104405378B (zh) * 2014-12-12 2017-01-25 中国石油天然气集团公司 一种电磁波电阻率随钻测井仪
US11296419B1 (en) 2016-04-29 2022-04-05 Rei, Inc. Remote recessed reflector antenna and use thereof for sensing wear
CN106374310B (zh) * 2016-09-20 2019-05-31 贝兹维仪器(苏州)有限公司 一种下载手柄
CN106321078B (zh) * 2016-09-20 2023-03-24 贝兹维仪器(苏州)有限公司 一种数据下载装置
US10342958B2 (en) 2017-06-30 2019-07-09 Abbott Cardiovascular Systems Inc. System and method for correcting valve regurgitation
US11692651B2 (en) * 2017-12-13 2023-07-04 Eaton Intelligent Power Limited Coupler with non-metallic conductive gasket
DE102018104332A1 (de) * 2018-02-26 2019-08-29 Liebherr-Werk Nenzing Gmbh Anbaugerät für Bohr- und/oder Gründungsarbeiten
CN110805397A (zh) * 2018-08-02 2020-02-18 中国石油天然气股份有限公司 油管、测试装置以及测试装置安装方法
CN108843872B (zh) * 2018-09-10 2024-04-19 湖南核三力技术工程有限公司 带信号线的管道连接结构
CN113594114B (zh) * 2020-04-30 2023-01-10 深圳第三代半导体研究院 一种半导体绝缘导热器件结构及制备方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US646886A (en) * 1899-11-09 1900-04-03 Benjamin L Stowe Electric signaling device for hydraulic hose.
US3518608A (en) * 1968-10-28 1970-06-30 Shell Oil Co Telemetry drill pipe with thread electrode
US4914433A (en) * 1988-04-19 1990-04-03 Hughes Tool Company Conductor system for well bore data transmission
CN1609410A (zh) * 2003-10-22 2005-04-27 施卢默格海外有限公司 井下遥测系统和方法

Family Cites Families (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US837512A (en) * 1905-11-27 1906-12-04 William G Seeley Electric hose signaling apparatus.
US2000716A (en) * 1934-04-07 1935-05-07 Geophysical Service Inc Insulated electrical connection
US2096359A (en) * 1936-01-14 1937-10-19 Geophysical Res Corp Apparatus for subsurface surveying
US2197392A (en) * 1939-11-13 1940-04-16 Geophysical Res Corp Drill stem section
US2263714A (en) * 1940-04-01 1941-11-25 Bloomfield Samuel Method of making two ply tubing
US2379800A (en) * 1941-09-11 1945-07-03 Texas Co Signal transmission system
US3807502A (en) * 1973-04-12 1974-04-30 Exxon Production Research Co Method for installing an electric conductor in a drill string
US3957118A (en) * 1974-09-18 1976-05-18 Exxon Production Research Company Cable system for use in a pipe string and method for installing and using the same
US4012092A (en) * 1976-03-29 1977-03-15 Godbey Josiah J Electrical two-way transmission system for tubular fluid conductors and method of construction
US4126848A (en) * 1976-12-23 1978-11-21 Shell Oil Company Drill string telemeter system
US4095865A (en) * 1977-05-23 1978-06-20 Shell Oil Company Telemetering drill string with piped electrical conductor
GB1571677A (en) * 1978-04-07 1980-07-16 Shell Int Research Pipe section for use in a borehole
GB2110270A (en) * 1981-11-13 1983-06-15 Arcy George Paul D Drilling equipment and method
US4445734A (en) * 1981-12-04 1984-05-01 Hughes Tool Company Telemetry drill pipe with pressure sensitive contacts
US4605268A (en) * 1982-11-08 1986-08-12 Nl Industries, Inc. Transformer cable connector
US4683944A (en) * 1985-05-06 1987-08-04 Innotech Energy Corporation Drill pipes and casings utilizing multi-conduit tubulars
US4722402A (en) * 1986-01-24 1988-02-02 Weldon James M Electromagnetic drilling apparatus and method
US4845493A (en) * 1987-01-08 1989-07-04 Hughes Tool Company Well bore data transmission system with battery preserving switch
GB8714754D0 (en) * 1987-06-24 1987-07-29 Framo Dev Ltd Electrical conductor arrangements
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
US4901069A (en) * 1987-07-16 1990-02-13 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between a first unit and a second unit and in particular between well bore apparatus and the surface
FR2640415B1 (fr) * 1988-12-13 1994-02-25 Schlumberger Prospection Electr Connecteur a accouplement inductif destine a equiper les installations de surface d'un puits
DE3916704A1 (de) 1989-05-23 1989-12-14 Wellhausen Heinz Signaluebertragung in bohrgestaengen
US5278550A (en) * 1992-01-14 1994-01-11 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for retrieving and/or communicating with downhole equipment
RU2040691C1 (ru) 1992-02-14 1995-07-25 Сергей Феодосьевич Коновалов Система передачи электрической энергии и информации в колонне стыкующихся труб
JPH08184391A (ja) * 1994-12-29 1996-07-16 Usui Internatl Ind Co Ltd 蛇腹管
CA2220192A1 (en) * 1996-11-07 1998-05-07 Masayasu Kojima Lubricant surface-treated steel pipe for hydroforming use
US5971072A (en) * 1997-09-22 1999-10-26 Schlumberger Technology Corporation Inductive coupler activated completion system
RU2140537C1 (ru) 1997-12-18 1999-10-27 Предприятие "Кубаньгазпром" Способ бурения наклонных и горизонтальных скважин
US5962819A (en) * 1998-03-11 1999-10-05 Paulsson Geophysical Services, Inc. Clamped receiver array using coiled tubing conveyed packer elements
DE19852572A1 (de) * 1998-11-13 2000-05-31 Siemens Ag Kabelnetz mit Lichtwellenleiterkabeln für die Installation in Rohrleitungen bestehender Versorgungsleitungssysteme
US6655464B2 (en) * 1999-05-24 2003-12-02 Merlin Technology Inc Auto-extending/retracting electrically isolated conductors in a segmented drill string
CA2416053C (en) * 2000-07-19 2008-11-18 Novatek Engineering Inc. Downhole data transmission system
US6670880B1 (en) * 2000-07-19 2003-12-30 Novatek Engineering, Inc. Downhole data transmission system
US6392317B1 (en) * 2000-08-22 2002-05-21 David R. Hall Annular wire harness for use in drill pipe
US6866306B2 (en) * 2001-03-23 2005-03-15 Schlumberger Technology Corporation Low-loss inductive couplers for use in wired pipe strings
US6641434B2 (en) * 2001-06-14 2003-11-04 Schlumberger Technology Corporation Wired pipe joint with current-loop inductive couplers
US6799632B2 (en) * 2002-08-05 2004-10-05 Intelliserv, Inc. Expandable metal liner for downhole components
WO2004033847A1 (en) 2002-10-10 2004-04-22 Varco I/P, Inc. Apparatus and method for transmitting a signal in a wellbore
US7224288B2 (en) * 2003-07-02 2007-05-29 Intelliserv, Inc. Link module for a downhole drilling network
US7084782B2 (en) * 2002-12-23 2006-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Drill string telemetry system and method
US6821147B1 (en) * 2003-08-14 2004-11-23 Intelliserv, Inc. Internal coaxial cable seal system
US6830467B2 (en) * 2003-01-31 2004-12-14 Intelliserv, Inc. Electrical transmission line diametrical retainer
US6844498B2 (en) * 2003-01-31 2005-01-18 Novatek Engineering Inc. Data transmission system for a downhole component
US7852232B2 (en) * 2003-02-04 2010-12-14 Intelliserv, Inc. Downhole tool adapted for telemetry
US20050001738A1 (en) * 2003-07-02 2005-01-06 Hall David R. Transmission element for downhole drilling components
US8284075B2 (en) * 2003-06-13 2012-10-09 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network
US20050001736A1 (en) * 2003-07-02 2005-01-06 Hall David R. Clamp to retain an electrical transmission line in a passageway
US7019665B2 (en) * 2003-09-02 2006-03-28 Intelliserv, Inc. Polished downhole transducer having improved signal coupling
US7777644B2 (en) * 2005-12-12 2010-08-17 InatelliServ, LLC Method and conduit for transmitting signals

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US646886A (en) * 1899-11-09 1900-04-03 Benjamin L Stowe Electric signaling device for hydraulic hose.
US3518608A (en) * 1968-10-28 1970-06-30 Shell Oil Co Telemetry drill pipe with thread electrode
US4914433A (en) * 1988-04-19 1990-04-03 Hughes Tool Company Conductor system for well bore data transmission
CN1609410A (zh) * 2003-10-22 2005-04-27 施卢默格海外有限公司 井下遥测系统和方法

Also Published As

Publication number Publication date
NO344840B1 (no) 2020-05-25
CN1880721A (zh) 2006-12-20
CA2541077C (en) 2009-03-03
NO20061443L (no) 2006-10-02
US20060225926A1 (en) 2006-10-12
MXPA06003400A (es) 2006-09-29
FR2883915A1 (fr) 2006-10-06
RU2413071C2 (ru) 2011-02-27
DE102006015144A1 (de) 2006-10-26
FR2883915B1 (fr) 2019-06-14
CA2541077A1 (en) 2006-09-30
RU2006110347A (ru) 2007-10-10
NO20180496A1 (no) 2006-10-02
NO342373B1 (no) 2018-05-14
US7413021B2 (en) 2008-08-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1880721B (zh) 用于传输信号的方法和管道
US8344905B2 (en) Method and conduit for transmitting signals
US7683802B2 (en) Method and conduit for transmitting signals
EP2236736B1 (en) Wired drill pipe
EP2593633B1 (en) Electrical wiring for drill pipe, casing, and tubing
US10760349B2 (en) Method of forming a wired pipe transmission line
EP2978923B1 (en) Transmission line for wired pipe
US20240052709A1 (en) Well completion pipe having fluid isolated conductive path

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV

Free format text: FORMER OWNER: SCHLUMBERGER CA LTD.

Effective date: 20110929

C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20110929

Address after: Virgin Islands (British)

Applicant after: SCHLUMBERGER CANADA LTD.

Address before: Holland Kuraso the Netherlands Antilles

Applicant before: PRAD RESEARCH AND DEVELOPMENT Ltd.

C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant