DK170997B1 - Apparat til elektromagnetisk at koble energi- og datasignaler mellem borehulsapparatur og overfladen - Google Patents

Apparat til elektromagnetisk at koble energi- og datasignaler mellem borehulsapparatur og overfladen Download PDF

Info

Publication number
DK170997B1
DK170997B1 DK398788A DK398788A DK170997B1 DK 170997 B1 DK170997 B1 DK 170997B1 DK 398788 A DK398788 A DK 398788A DK 398788 A DK398788 A DK 398788A DK 170997 B1 DK170997 B1 DK 170997B1
Authority
DK
Denmark
Prior art keywords
ferrite
coil assembly
tool
wellbore
cable
Prior art date
Application number
DK398788A
Other languages
English (en)
Other versions
DK398788A (da
DK398788D0 (da
Inventor
Anthony Veneruso
Original Assignee
Schlumberger Technology Corp
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 Technology Corp filed Critical Schlumberger Technology Corp
Publication of DK398788D0 publication Critical patent/DK398788D0/da
Publication of DK398788A publication Critical patent/DK398788A/da
Application granted granted Critical
Publication of DK170997B1 publication Critical patent/DK170997B1/da

Links

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
    • 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
    • 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
    • E21B47/13Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S336/00Inductor devices
    • Y10S336/02Separable

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Cable Accessories (AREA)

Description

DK 170997 B1 i
Opfindelsen angår et apparat af den i krav l's indledning angivne art.
Der er hidtil blevet foreslået forskellige systemer til at sende 5 data- og/eller styresignaler samt elektrisk energi over en eller flere elektriske ledere, som forbinder overfladeudstyr og apparatur under overfladen så som gennemhulningskanoner, forskellige måleapparater nede i hullet eller styringer til undersøiske kilder.
Fagfolk vil imidlertid forstå, at når apparatur under overfladen er 10 anbragt i en rørstreng, er det vanskeligt at tilvejebringe en kontinuerlig, problemfri elektrisk kommunikationsvej mellem apparaturet under overfladen og overfladeudstyret. Den simpleste metode er naturligvis at koble det underjordiske apparatur uafhængigt til et elektrisk kabel og derpå midlertidigt fjerne apparaturet og dets 15 bærekabel fra rørstrengen hver gang, en rørsamling skal fjernes eller tilføjes til rørstrengen. Denne ligefremme metode er særlig nyttig til placering af et måleinstrument i en rørstreng i en færdig boring og til derefter at tilvejebringe målinger efter ønske. Når denne metode anvendes til at foretage forskellige målinger i løbet 20 af en typisk boreoperation, vil der ikke desto mindre være en betydelig forøgelse i mængden af den tid, der kræves til at udføre selv den simpleste måling nede i hullet. Et eksempel på denne tidsrøvende teknik er vist i US-patentskrift nr. 3.789.936.
25 For at minimere antallet af gange, som et måleapparat skal fjernes fra borestrengen under en boreoperation som vist f.eks. i US-patentskrift nr. 3.825.078, har det følgelig været foreslået at understøtte måleinstrumenter af et elektrisk kabel, der har en øverste del med en betydelig overskydende længde, som er anbragt i 30 en eller flere dobbeltløkker i den øverste del af borestrengen. Et lignende arrangement er vist i US-patentskrift nr. 4.416.494, hvor den ekstra del af kablet i stedet er opviklet i en speciel beholder anbragt i borestrengen. Ved at anbringe en elektrisk konnektor på den øverste ende af kablet kan den øverste endedel af kablet i begge 35 tilfælde hurtigt kobles fra overfladeudstyret. På denne måde kan den øverste endedel af kablet let føres gennem en rørsamling, som enten fjernes fra eller føjes til den øverste ende af borestrengen. Kablet bliver derpå igen forbundet med overfladeudstyret, og boreoperationen genoptaget. Yderligere kabel sekti oner bliver periodisk føjet til DK 170997 B1 2 den øverste del af kablet for at forøge den samlede længde af kablet, når boreoperationen fortsætter med at gøre borehullet dybere. Til trods for de tidsbesparende træk, som frembydes af disse komplicerede håndteringsmetoder, er der altid en chance for, at den 5 ekstra kabeldel bliver snoet eller indviklet i borerøret. Da yderligere kabel sektioner kobles til hovedkablet, vil der endvidere være et voksende antal elektriske konnektorer i borestrengen, som er udsat for de skadelige virkninger af boremudderet, som passerer gennem borestrengen.
10
For at undgå håndteringsproblemerne, som et kabel, der er løst anbragt i en rørstreng, frembyder, har det også været foreslået at tilvejebringe en elektrisk leder, som er fastgjort til eller monteret i væggen af hver rørsamling. Eksempelvis som vist i US-15 patentskrift nr. 2.748.358 er et kort stykke elektrisk kabel anbragt i hver rørsamling og understøttet deri ved hjælp af en elektrisk konnektor, der er koaksialt monteret i en opret stilling umiddelbart inden for hundelen eller den såkaldte "box end" (bøsningsende) af rørsamlingen. Den nederste ende af kablet er ikke fastholdt og 20 tillades netop at hænge ned under den såkaldte "pin end" (stiftende) af rørsamlingen, så at de elektriske konnektorer kan sættes sammen og rørstrengen samles eller adskilles uden at forstyrre kabellængderne eller deres sammenhørende konnektorer unødigt. Lignende arrangementer er vist i US-patentskrift nr. 3.184.698 og og US-25 patentskrift nr. 3.253.245. Et andet foreslået arrangement vist i US-patentskrift nr. 4.399.877 anvender en såkaldt "side-entry sub" (sideindføringsdel), som er koblet ind i rørstrengen og har en åbning i den ene sidevæg, gennem hvilken et elektrisk kabel kan føres.
30 I systemerne vist i de forskellige ovennævnte patentskrifter skal deres respektive elektriske konnektorer forbindes manuelt, når rørstrengen føres ned i borehullet. For at undgå spild af tiden, som kræves til manuelt at forbinde et stort antal konnektorer, som er 35 vist i US-patentskrift nr. 4.095.865 og US-patentskrift nr. 4.220.381, er det blevet foreslået også at tilvejebringe sammenhørende kontakter i enderne af hver af rørsamlingerne, som automatisk bliver forbundet, når rørsamlingerne kobles sammen. Med begge disse udførelsesarrangementer vil det naturligvis forstås, at der altid er 3 DK 170997 B1 en betydelig risiko for, at en eller flere af konnektorerne, som kræves for at sammenkoble så mange korte kabler, vil blive skadeligt påvirket af borehulsvæskerne.
5 I betragtning af de mange problemer, som typisk er knyttet til elektriske konnektorer, har det været foreslået i stedet at tilvejebringe induktive koblinger på de modstående ender af rørsamlingerne for at sammenkoble kablerne i hver rørsamling. Eksempelvis US-patentskrift nr. 2.379.800 viser et typisk sæt af induktionsspo-10 ler, der er viklet på respektive ringformede bl ødtjernskerner, som er anbragt i modstående udsparinger på enderne af hver samling og samvirkende anbragt således, at når rørsamlingerne bliver koblet sammen efter hinanden, vil hvert par spoler tilvejebringe en transformatorkobling mellem kablerne i disse rørsamlinger. Eksempelvis 15 US-patentskrift nr. 3.090.031 forsøger at afhjælpe de nødvendigvis høje tab i sædvanlige transformatorkoblinger i typiske oliefeltrørledninger ved tilvejebringelse af en indkapslet transistoriseret forstærker og strømforsyningskilde ved hvert tilknyttet par af induktive viklinger.
20
Fra US patentskrift nr. 3.550.682 kendes et rør, som indeholder en elektromagnetisk kobling. Røret omfatter indre og ydre spoleenheder, der endvidere omfatter indre og ydre kerneorganer.
25 For at undgå de forskellige ovenfor omhandlede problemer har det også været foreslået at montere et eller flere måleapparater i den nederste ende af rørstrengen og induktivt koble disse apparater til et elektrisk kabel, som sænkes ned gennem rørstrengen til måleapparaterne nede i hullet. Som det eksempelvis ses i fig. 2 og 7 i 30 US-patentskrift nr. 2.370.818, er et måleapparat, som er monteret i en borekrave, der er koblet til den nederste ende af borestrengen, forsynet med en udgangsspole, der er koaksialt anbragt i en ringformet udsparing omkring den indvendige væg af borekraven. Udgangssignalerne sendes til overfladen ved hjælp af et elektrisk 35 kabel med en tilsvarende koblingsspole på sin nederste ende, hvilken spole er viklet omkring et centralt ferromagnetisk kerneorgan, der er indrettet til at anbringes komplementært i udgangsspolen på måleapparatet.
4 DK 170997 B1 US-patentskrift nr. 3.209.323 omhandler et lignende målesystem med et måleapparat, som er indrettet til at monteres på den nederste ende af en borestreng og anbringes samvirkende dermed for at sende signaler til og fra overfladen ved hjælp af et sammenhørende par af 5 induktionsspoler, der er anbragt i en opadrettet fiskehals, som er koaksialt anbragt i borekraven oven på måleapparatet, og en komplementært dimensioneret koblingsdel, der er uafhængigt ophængt i et typisk elektrisk kabel. Selv om dette særlige arrangement eliminerer mange af de ovennævnte problemer, vil det ses, at da disse induk-10 tionsspoler er omgivet af tykvæggede borerør, vil en betydelig mængde elektrisk energi, som ellers kunne overføres gennem disse spoler, i stedet blive afsat i det elektrisk ledende rør. Det vil således af fagfolk forstås, at med dette kendte arrangement vil det uundgåelige tab af elektrisk energi være så stort, at systemet 15 simpelthen ikke kan sende signaler til og fra overfladen, med mindre disse spoler er anbragt tæt sammen. Dette behov for en tæt pasning mellem disse induktionsspoler vil derfor gøre det vanskeligt at nedsænke koblingsdelen gennem borestrengen med nogen sikkerhed for, at den kan anbringes pålideligt omkring fiskehalsen. I de situatio-20 ner, hvor brøndboremateriale er blevet akkumuleret omkring den opretstående fiskehals på måleapparatet, før koblingsdelen nedsænkes i borestrengen, kan borematerialerne endvidere gøre det vanskeligt eller umuligt at placere koblingsdelen korrekt på fiskehalsen.
25 De forskellige problemer i tilknytning til de forskellige data transmissionssystemer, som er omhandlet i de ovennævnte patentskrifter, svarer i mange henseender til problemerne i tilknytning til kobling af en overfladestrømforsyningskilde til en typisk oliefeltperforeringsanordning. Som vist i US-patentskrift 4.544.035 30 er en perforeringskanon, der er indrettet til at føres ned i et borehul på den nederste ende af en rørstreng, således forsynet med et induktivt koblingsarrangement, der generelt svarer til koblingsarrangementet vist i det ovennævnte US-patentskrift nr. 3.209.323.
35 Til trods for den hastige forøgelse af patenter, som indebærer forskellige systemer af denne art, vil fagmanden umiddelbart se, at ingen af de ovennævnte systemer til overføring af signaler og/eller energi mellem overfladen og apparater ned i hullet i en rørstreng, har været kommercielt vellykkede. I stedet har det hidtil været 5 DK 170997 B1 nødvendigt enten at anvende et kontinuerligt elektrisk kabel, som er direkte forbundet med udstyret nede i hullet for at sende data og energi eller for at anvende et såkaldt måling-under-boring eller "MWB"-værktøj med en indbygget strømforsyning, der er samvirkende 5 indrettet til at sende data til overfladen ved at udsende akustiske signaler gennem væsken i borestrengen.
Formålet med den foreliggende opfindelse er at tilvejebringe et apparat, der er i stand til mere effektivt og mere stabilt at 10 overføre elektrisk energi og/eller elektriske datasignaler mellem en eller flere overflade- og borehulsanordninger uden unødigt at begrænse passagen for andet brøndboreudstyr eller behandlingsvæsker gennem apparatet nede i hullet.
15 Ifølge opfindelsen opnås dette ved at udforme det indledningsvis nævnte apparat som angivet i krav l's kendetegnende del.
Opfindelsen skal herefter forklares nærmere under henvisning til tegningen, hvor 20 fig. 1 skematisk viser koblingsorganer indrettet i henhold til principperne for den foreliggende opfindelse, og som er afbildet, som de typisk kan finde anvendelse med en indre del af koblingsorganerne uafhængigt koblet til den nederste ende af et typisk op-25 hængningskabel, som er blevet sænket ned i en foret brøndboring for samvirkende placering af den indre del af koblingsorganerne i en ydre del af disse, som er monteret oven på typisk brøndboreappara-tur, der tidligere er blevet anbragt i brøndboringen, 30 fig. 2A-C efter hinanden følgende tværsnitsbilleder af en foretrukken udførelsesform for brøndboreapparatur, der anvender koblingsorganerne ifølge opfindelsen, fig. 3 et skematisk diagram over typisk overflade- og underjordisk 35 udstyr, som kan anvendes i forbindelse med brøndboreapparaturet vist i fig. 2A-C, og fig. 4 en typisk spændingsform, der kan optræde over koblingsorganerne ifølge opfindelsen i løbet af en typisk arbejdsoperation af 6 DK 170997 B1 brøndboreapparaturet vist i fig. 2A-C.
I fig. 1 er skematisk vist en foretrukken udførelsesform for koblingsorganerne 10 ifølge den foreliggende opfindelse, som de typisk 5 kan se ud ved anvendelse til at koble en typisk underjordisk anordning eller et typisk brøndboreværktøj 11 til dets tilhørende overfladeudstyr 12, som er indbyrdes forbundet af et typisk brøndbore-ophængningskabel 13, som er egnet til at overføre energi og/eller elektriske data eller styresignaler mellem apparatur under overfla-10 den og overfladeapparatur. Det vil imidlertid forstås, at koblingsorganerne 10 ifølge den foreliggende opfindelse kan anvendes samvirkende med et hvilket som helst egnet elektrisk kabel til at forbinde forskellige typer af anordninger under overfladen og deres tilhørende overfladeudstyr.
15
For at illustrere en typisk situation, hvor koblingsorganerne 10 kan finde effektiv anvendelse, er apparaturet 11 under overfladen vist at omfatte et typisk rørtransporteret perforerings- og testværktøj som beskrevet f.eks. i US-patentskrift nr. 4.509.604. Som det er 20 sædvanligt ved sådanne rørledningstransporterede værktøjer, er værktøjet 11 tidligere blevet koblet til den nederste ende af en samling af stålrørledning 14, som derpå er sænket ned i en foret brøndboring 15 ved successiv samling af en rørstreng 16 af et tilstrækkeligt antal samlinger for at placere perforerings- og 25 testværktøjet i nærheden af en jordformation 17, som indeholder producerbare fossile fluider. Værktøjet 11 indbefatter som vist en testventilenhed 18 (således som vist i US-reissue patentskrift nr. 29.638), der har et fuldboringsventilelement 19, som selektivt åbnes og lukkes i afhængighed af ændringer i trykket af fluiderne i 30 brøndboringen 15 for at regulere fluidtransport gennem ventilen og rørstrengen 16.
Den nederste ende af testventilen 18 er samvirkende indrettet til at kobles til en fuldboringspakker 20 (tætningsstykke). Fagfolk vil 35 forstå, at ved det foretrukne arrangement af værktøjet 11 er pakkeren 20 en permanent pakker med normalt tilbagetrukne "slips" (tunger) og pakelementer, der er anbragt i den forede brøndboring 15 umiddelbart over formationen 17. Når pakkeren 20 med det viste arrangement er blevet anbragt uafhængigt i brøndboringen 15, bliver 7 DK 170997 B1 perforerings- og testværktøjet 11 nedsænket i brøndboringen. Når værktøjet 11 har nået pakkeren 20, bliver ventilen 18, som er typisk fluidmæssigt koblet dertil ved sådanne midler som en ikke vist forsegl ingsnippel med reduceret diameter, som er uafhængigt koblet 5 til testventilen og indrettet til tætsluttende at anbringes i en opad åben tætningsboring i pakkerdornen.
Perforerings- og testværktøjet 11 indbefatter også som vist et med slidser forsynet enderør 21, der er uafhængigt tilkoblet under 10 tætningsniplen med reduceret diameter og passende indrettet til uafhængig understøtning af en perforeringskanon 22, som bærer en eller flere typiske perforeringsanordninger så som formede ladninger (ikke vist), der, når de detonerer, vil frembringe et tilsvarende antal perforeringer så som ved 23 for at sætte jordformationen 17 i 15 forbindelse med det adskilte mellemrum i brøndboringen 15 under pakkeren 20. Det vil naturligvis forstås, at når perforeringskanonen 22 er blevet aktiveret, bliver testventilen 18 selektivt betjent for at regulere fluidforbindelsen mellem det separate mellemrum i brøndboringen 15 og rørstrengen 16.
20
For at illustrere en typisk situation, hvor koblingsorganerne 10 kan anvendes effektivt, er perforerings- og testværktøjet 11 vist at indbefatte måleorganer som angivet generelt ved 24, og som fortrinsvis er anbragt i et eller flere tykvæggede, rørformede legemer 25 25 og 26, der er koblet efter hinanden mellem den nederste rørsam ling 14 og testventilen 18. De forskellige komponenter i måleorganerne 24 er, som det er typisk, på samvirkende måde anbragt på væggene i de rørformede legemer 25 og 26 for derved at tilvejebringe en uhindret eller såkaldt "fuldborings"-gennemstrømningspassage 27 30 gennem hele længden af værktøjet 11.
Det vil forstås, at da koblingsorganerne 10 ifølge den foreliggende opfindelse ikke er begrænset alene til visse typer af målinger, kan måleorganerne 24 indbefatte en eller flere typiske måleanordninger 35 og tilhørende elektroniske kredsløb så som ved 28, der er indrettet til at måle sådanne fluidegenskaber eller brøndboringskarakteristikker som trykkene og/eller temperaturerne af fluider over og under pakkeren 20 samt konduktiviteten, strømningshastigheden og densiteten af disse fluider. Måleorganerne 24 kan indbefatte 8 DK 170997 B1 batterier 29 til at strømforsyne måleanordningerne og deres kredsløb 28 samt et eller flere indbyggede registreringsapparater 30 til optegning af udgangsdataene fra disse anordninger over lange tidsrum.
5
Som beskrevet mere detaljeret nedenfor under henvisning til fig. 2A-2C indbefatter den foretrukne udførelsesform for koblingsorganerne 10 ifølge den foreliggende opfindelse en særlig ydre spoleenhed 31, der er samvirkende anbragt i den øverste del af perforering-10 og testværktøjet 11. Selv om spoleenheden 31 kunne monteres på passende måde i den øverste ende af det tykvæggede, rørformede legeme 25, foretrækkes det i stedet at anbringe den ydre spoleenhed i et rørformet organ 32 med reduceret diameter, som har en langsgående boring, der danner en forlængelse af den aksiale passage 27 15 gennem legemerne 25 og 26. Organet 32 er monteret koaksialt i et ydre rørformet legeme 33 med en udvidet boring, som er passende dimensioneret til samvirkende placering af den ydre spoleenhed 31 omkring den aksiale passage 27 samt til at tilvejebringe en fluid-bypass-passage 34 omkring koblingsorganet 10. En eller flere elek-20 triske ledere (ikke vist i fig. 1) er anbragt i en eller flere ikke viste forbindelsespassager i legemerne 25, 26 og 32 og samvirkende indrettet til at forbinde den ydre spoleenhed 31 i et øverste legeme med komponenterne af måleorganerne 24 i de nederste legemer.
25 Koblingsorganerne 10 indbefatter også en særlig indre spoleenhed 35, der er koaksialt monteret på et tovunderstøttet værktøj eller såkaldt "løbende værktøj" 36, som er dimensioneret til at passere frit gennem rørstrengen 16 og de respektive dele af den aksiale passage 27 gennem de rørformede legemer 25, 26 og 32. Det løbende 30 værktøj 36 er indrettet til ved hjælp af et typisk kabelhoved 37 at kobles hængende på den nederste ende af ophængningskablet 13, som er oprullet på et i fig. 1 ikke vist spil, der er anbragt på overfladen og indrettet til at bevæge løbeværktøjet gennem rørstrengen 16 mellem overfladen og den afbildede driftsposition i det indre legeme 35 32, hvor den indre spoleenhed 35 er anbragt i effektiv elektromag netisk induktiv nærhed af den ydre spoleenhed 31. En eller flere i fig. 1 ikke viste ledere er anbragt i løbeværktøjet 36 for samvirkende at forbinde den indre spoleenhed 35 med lederne i ophængningskablet 13 for elektrisk at forbinde løbeværktøjet og 9 DK 170997 B1 overfladeudstyret 12.
I fig. 2A-2C er vist efter hinanden følgende langsgående tværsnitsbilleder af en foretrukken udførelsesform for koblingsorganerne 10 5 ifølge opfindelsen. Som vist generelt ved 38 indbefatter løbeværk-tøjet 36 et langstrakt legeme, som strækker sig over hele længden af værktøjet. Det vil naturligvis af fagfolk forstås, at for at forenkle fremstillingen og samlingen og vedligeholdelsen af løbeværk-tøjet 36 består legemet 38 nødvendigvis af flere individuelle 10 komponenter eller indbyrdes forbundne enheder.
Det vil naturligvis forstås, at når der er en betydelig opadrettet strømning af fluider gennem rørstrengen 16, så som når fossile fluider produceres fra jordformationen 17 (fig. 1), skal det tovun-15 derstøttede værktøj 36 være udløseligt fastgjort i sin fastlagte driftsposition i det rørformede legeme 32 for at være sikker på, at spoleenhederne 31 og 35 er pålideligt opretholdt i effektiv, elektromagnetisk, induktiv nærhed af hinanden. I den foretrukne udførelsesform for koblingsorganerne 10 ifølge opfindelsen vist i fig.
20 2A-2C er der som vist generelt ved 39 dannet en indadvendende udsparing omkring indervæggen af det rørformede legeme 32 og udformet på passende måde for at danne en eller flere i afstand liggende, modstående skuldre 40, 41, der er anbragt i en forud bestemt afstand over den ydre spoleenhed 31.
25
Det tovunderstøttede værktøj 36 er endvidere forsynet med selektivt betjenelige forankringsorganer 42, der er samvirkende anbragt og indrettet til udløseligt at fastgøre værktøjet 36 i det indre rørformede legeme 32. I den foretrukne udførelsesform for løbeværk-30 tøjet 36 vist i fig. 2A-2C, indbefatter forankringsorganerne 42 en langstrakt muffe 43, der er forskydeligt anbragt omkring en del 44 med reduceret diameter af værktøjslegemet 38 og fastgjort mod rotation i forhold dertil på en typisk måde ved hjælp af en eller flere kiler eller noter og tilsvarende langsgående riller (ikke vist 35 på tegningen) på det indre og ydre organ. Den nederste ende af den langstrakte muffe 43 er samvirkende indrettet til understøtning af to eller flere nedadrettede, bøjelige spændepatronfingre 45, der er anbragt med indbyrdes afstand omkring værktøjslegemet 38. Selv om separate fingre kan være anbragt på muffen 43, er 10 DK 170997 B1 spændepatronfingrene 45 fortrinsvis anbragt som nedadrettede, integrerende forlængelser af muffen, som er dannet ved bortskæring af tilstrækkeligt metal fra den nederste del af den indre muffe til at muliggøre, at fingrene bøjes indad. Ansatser eller flade kiler 46 5 er fastgjort i opretstående stillinger på de frie ender af fingrene 45, idet de ydre kanter af disse kiler er passende udformet til at passe komplementært i den indadvendende udsparing 39, når det tovunderstøttede koblingsværktøj 36 er placeret i det rørformede legeme 32. For at kilerne 46 snoes eller vippes i forhold til deres 10 respektive spændepatronfingre 42 er en beskyttende ydre muffe 47 med tilsvarende antal langsgående slidser 48 anbragt koaksialt omkring den indre muffe 45, og kilerne er anbragt i disse slidser for at bevæges sideværts mellem deres viste normale eller "udstrakte" stillinger, hvor de formede ydre kanter af kilerne rager uden for 15 den udvendige overflade af den ydre muffe, og en "tilbagetrukket" stilling, hvor de ydre kanter ligger helt inden for den ydre muffe.
Som vist i fig. 2A indbefatter forankringsorganerne 42 endvidere forspændingsorganer så som en langstrakt skruefjeder 49, der er 20 anbragt mellem den indre muffe og en skulder 50 på den øverste ende af legemet 38 for at presse mufferne 43 og 47 nedad i forhold til legemet fra en hævet "indførings"-stilling mod den nederste "lå-se"-stilling vist på tegningen, når mufferne frit kan bevæge sig i forhold til værktøjslegemet. Den del af værktøjslegemet 38, som skal 25 placeres umiddelbart bag kilerne 46, når mufferne 43 og 47 er i hævet indføringsstilling, reduceres eller udspares ved tilvejebringelse af et tilsvarende antal udad åbne, langsgående riller 51, som er tilpasset til at modtage de bagudvendende dele af kilerne og de bøjelige spændepatronfingre 45, når de tvinges indad fra deres 30 udstrakte stillinger til deres respektive tilbagetrukne stillinger i rillerne. Det vil på den anden side også fremgå af fig. 2B, at når forspændingsvirkningen af fjederen 50 har forskudt mufferne 43 og 47 yderligere nedad langs værktøjslegemet 38, vil de bagudvendende kanter af kilerne 46 derpå være beliggende direkte over en udvidet 35 del 52 af værktøjslegemet, som er dimensioneret til at forhindre kilerne i at bevæge sig indad mod værktøjslegemet. Når mufferne 43, 47 er i deres hævede stilling, kan spændepatronfingrene 45 følgelig afbøjes indad for at trække kilerne 46 tilbage fra udsparingen 39 i det rørformede legeme 32, men når mufferne er i deres nederste 11 DK 170997 B1 "låse"-stilling, er kilerne forhindret i at bevæge sig ud af udsparingen.
Forankringsorganerne 42 indbefatter endvidere organer således som 5 vist generelt ved 53, der er selektivt betjenelige fra overfladen for at styre bevægelsen af den indre muffe 43 i forhold til værktøjslegemet 38. I den foretrukne udførelsesform for det tovophængte værktøj 36 er en indadvendende ringformet udsparing 54 følgelig anbragt i den indre muffe 43 for drejelig understøtning af en 10 kortmuffe 55, der bærer en indadrettet J-stift 56, der er bevægeligt anbragt i et typisk kontinuerligt J-slidssystem 57, der er anbragt på den hosliggende overflade af værktøjslegemet 38. Fagfolk vil naturligvis forstå, at når kilerne 46 er beliggende i udsparingen 39 i det rørformede legeme 32, er mufferne 43 og 47 sikret imod at 15 bevæge sig på langs i forhold til værktøjslegemet 38, og vægten af værktøjslegemet vil blive fuldstændigt understøttet af fjederen 49, når spænding fjernes fra kablet 13. Ved betjening af spillet (ikke vist på tegningen) på overfladen for at slække ophængningskablet 13, når værktøjslegemet 38 bevæges nedad, bliver en første skråtstillet 20 del 58 af det kontinuerlige J-slidssystem 57 således forskudt langs J-stiften 56 og drejer derved muffen 55 i forhold til værktøjslegemet 38 fra dens viste vinkel still ing til en anden vinkelstilling, hvor J-stiften er beliggende over den øverste ende af en langstrakt, langsgående del 59 af J-slidssystemet. Ved denne vinkel stilling af 25 muffen 55 vil forspændingsvirkningen af fjederen 49, når spænding udøves på kablet 13, derpå forskyde de ydre muffer 43 og 47 og spændepatronfingrene 45 nedad, når spændingen på kablet samtidigt bevæger værktøjslegemet 38 opad i forhold til J-stiften 56. Når dette finder sted, vil værktøjet 36 blive låst i sin stilling i det 30 rørformede legeme 32, så længe spænding opretholdes på ophængningskablet 13.
Det vil imidlertid forstås, at værktøjet 36 kan frigives ved blot at slække ophængningskablet 13, så at vægten af løbeværktøjet igen 35 bliver understøttet på fjederen 49. Når dette finder sted, er vægten af værktøjet 36 tilstrækkelig til at bevæge værktøjslegemet 38 nedad i forhold til mufferne 43 og 47, som igen vil indstille den udvidede legemsdel 52 under slidserne 48, så at de bagudvendende kanter af spændepatronfingrene 45 og kilerne 46 igen frit kan trækkes tilbage 12 DK 170997 B1 ind i udsparingerne 51. Når værktøjsiegernet 38 bevæges nedad, bevirker en anden skrå del 60 af J-slidssystemet 57 drejning af muffen 55 til en tredje vinkelstillling, hvor J-stiften 56 er beliggende i den øverste ende af den anden skrå del. Når J-stiften 5 56 er i denne stilling 60 af J-slidssystemet 57, vil gentilførsel af spænding til kablet 13 igen dreje muffen 55 til dens begyndelsesstilling og derved føre J-stiften 56 tilbage til den første del 58 af J-slidssystemet 57. Når muffen 55 er i sin begynde!sesvi nkel-stilling, er spændepatronfingrene 45 og kilerne 46 i stand til at 10 blive trukket tilbage. Når spænding føres til ophængningskablet 13, vil de øverste skrå skuldre 61 på kilerne 46 således indgribe med de modstående overflader 40 i legemet 32 og presse kilerne indad, når løbeværktøjet 36 til at begynde med bevæges opad i rørstrengen 16 for at føre værktøjet tilbage til overfladen.
15 I fig. 2C viser den nederste del af apparatet 11 under overfladen et foretrukket arrangement af den ydre og indre spoleenhed 31 og 35 i koblingsorganerne 10 ifølge den foreliggende opfindelse. Som tidligere nævnt er den ydre spoleenhed 31 monteret i et rørformet 20 legeme 32, der er indkoblet i rørstrengen 16, idet spoleenheden er koaksialt anbragt omkring den aksiale passage 27 i legemet. I den foretrukne udførelsesform for den ydre spoleenhed 31 er en flervindingsvikling 62 af en isoleret leder eller tråd anbragt i et eller flere lag med ensartede diametre inde i en særlig rørformet 25 kerne 63 med øverste og nederste endestykker 64 og 65 med større diametre. Kernen 63 og dens endestykker 64 og 65 er anbragt i en komplementær indad åben udsparing i den indvendige væg af det rørformede legeme 32 og fastgjort sikkert deri. Selv om elektrisk isolation ikke er påkrævet, foretrækkes det at fastgøre kernestyk- 30 kerne 63-65 i legemet 32, så som ved hjælp af en ikke ledende indstøbningssammensætning.
Som vist i fig. 2B og 2C består den nederste del af værktøjslegemet 38 af et rørformet hus 66, der er indrettet til tætsluttende at 35 omslutte det elektroniske kredsløb i værktøjet 36 samt til at understøtte en stang eller et aksialt organ 67 med reduceret diameter, på hvilket den indre spoleenhed 35 er monteret. Det skal bemærkes, at p.g.a. de særlige elektromagnetiske egenskaber ved koblingsorganerne 10 kan understøtningsorganet 67 være dannet af 13 DK 170997 B1 stål eller et hvilket som helst materiale, der anses for at have til strækkel ig styrke til at tåle store slagkrafter, når løbeværk-tøjet 36 nedsænkes i en brøndboring så som den forede brøndboring 15. Et egnet næsestykke 68 er anbragt på den nederste ende af 5 understøtningsstangen 67 for at tjene som et styr for værktøjet 36.
I den foretrukne udførelsesform for den indre spoleenhed 35 er en fjervindingsvikling 69 af en egnet leder eller isoleret tråd viklet i et eller flere lag med ensartet diameter omkring den midterste del 10 af et langstrakt, tykvægget, rørformet kerneorgan 70, der er koaksialt anbragt omkring understøtningsorganet 67 med reduceret diameter og fastgjort derpå mellem øverste og nederste endestykker 71 og 72. En rørformet skærm 73 af et umagnetisk materiale så som et elektrisk, ikke ledende, armerende plastmateriale er koaksialt 15 anbragt omkring den indre spoleenhed 35 og passende indrettet til fysisk at beskytte spolen. Selv om denne skærm 73 skal være dannet af et umagnetisk materiale, kan den også være fremstillet af et elektrisk ledende metal så som aluminium, rustfrit stål eller messing, der fortrinsvist er anbragt på en sådan måde, at den ikke 20 kortslutter den induktive kobling mellem spoleenhederne 31 og 35.
Fagfolk vil også forstå, at hvis skærmen 73 er fremstillet af metal, skal flere langs omkredsen fordelte, langsgående slidser være anbragt omkring skærmen for i det mindste at reducere og eventuelt forhindre effekttab fra uønskede hvirvelstrømme.
25
Det er af særlig betydning at bemærke, at med koblingsorganerne 10 ifølge den foreliggende opfindelse er det ikke absolut nødvendigt at indstille den indre spoleenhed 35 i tæt radial nærhed af den ydre spoleenhed 31, hvilket ellers ville være tilfældet med en kendt 30 induktiv koblingsanordning så som en hvilken som helst af de ovenfor omhandlede anordninger. I stedet for vil fagmanden ud fra fig. 2C erkende, at det ringformede billedrum mellem de to spoleenheder 31 og 35 er betydeligt større, end hvad der ville blive anset for muligt for effektivt at overføre elektrisk energi mellem kendte 35 spoleenheder ved anvendelse af sædvanlige kernematerialer. For at opnå effektiv energioverførsel med betydelige spillerum mellem to spoleenheder som ved 31 og 35 har det vist sig, at en betydelig forøgelse af den elektromagnetiske, induktive kobling mellem spoleenhederne opnås ved at danne indre og ydre kerne således som vist 14 DK 170997 B1 ved 63 og 70 af typiske ferritmaterialer med et curie-temperatur-punkt, som er i det mindste lig med eller fortrinsvis noget større end den forventede maksimale underjordiske eller brøndboringstemperatur, ved hvilken koblingsorganerne 10 forventes at skulle 5 fungere.
I tydelig modsætning til de kernematerialer, der typisk anvendes hertil ved kendte induktive koblinger således som beskrevet i US-patentskrift nr. 3.209.323, har ferritkernematerialerne, som 10 anvendes ved udøvelse af opfindelsen, en høj jævnstrømsvolumen-resistivitet, en meget lav magnetisk remanens og en moderat, magnetisk permeabilitet. Det vil naturligvis af fagmanden forstås, at ferriter er keramiske, magnetiske materialer, som er dannet af ionkrystaller med den generelle kemiske sammensætning (Me)Fe203, 15 hvor (Me) repræsenterer en hvilken som helst af et antal metalioner udvalgt blandt gruppen bestående af mangan, nikkel, zink, magnesium, cadmium kobolt og kobber. Eksempler på typiske ferriter, der anses for egenede til koblingsorganerne 10 for effektiv anvendelse i kommerciel borehulsdrift, er dem, der dannes af en eller flere af de 20 første tre af disse ioner, og som har en volumenresistivitet, der er større end 10.000 ohm-meter.
Et ferritmateriale, som er blevet anvendt til at fremstille en foretrukken udførelsesform for den ydre og indre spoleenhed 31 og 35 25 ifølge den foreliggende opfindelse, består af 18% zinkoxid, 32% nikkeloxid og 50% jernoxid, som blev fremstillet og omdannet i overenstemmelse med velkendte processer til den særlige ferrit ved kontrollerede høje temperaturer for at danne en polykrystallinsk struktur, der ligner spinel, og hvor overgangsmetalionerne er 30 adskilt af oxygenioner. Den magnetiske permeabilitet af dette ferritmateriale er tilnærmelsesvis 100-200 gange større end permeabil i teten af det frie rum, og dets jævnstrøms volumenresistivitet er større end 1 million ohm-meter. Dette foretrukne materialer har også en særlig lav magnetisk remanens. Da 35 denne særlige ferrit har en curie-temperatur over 250*C (d.v.s. 480* Fahrenheit), vil det forstås, at disse respektive funktionsegenskaber vil udvises ved en hvilken som helst brøndboringstemperatur op til denne temperatur. Det har med denne og andre lignende ferriter vist sig, at koblingsorganerne 10 ifølge opfindelsen vil fungere 15 DK 170997 B1 effektivt og stabilt over et bredt frekvensbånd, der strækker sig fra kun nogle få hertz til adskillige mega-hertz.
Det skal bemærkes, at når ferriter så som den ovenfor beskrevne 5 endvidere indeholder op til ca. 10% zirconiumdioxid i en krystal linsk eller ikke-krystallinsk form, vil sejheden, den mekaniske styrke og korrosionsmodstand af materialet blive stærkt forbedret uden at påvirke de elektriske eller magnetiske egenskaber ved ferritmaterialet. Når der er en mulighed for, at koblingsorganerne 10 10 ifølge opfindelsen kan blive udsat for betydelige vibrations- eller slagkræfter, skal ferriter indeholdende zirkoniumoxid således tages i betragtning i det mindste til den ydre spoleenhed så som ved 31. En typisk situation, hvor sådanne ferriter kan komme i betragtning, er eksempelvis når koblingsorganerne 10 skal anvendes til at 15 overføre elektrisk energi og/eller data mellem overfladeudstyr og en eller flere sensorer, registrerings- eller måleanordninger nede i borehullet i en borestreng, og som midlertidigt standses fra tid til anden for at muliggøre, at en kabel ophængt anordning så som løbe-værktøjet 36 bevæges gennem borestrengen til anordningen nede i 20 hullet.
I fig. 3 er vist et skematisk diagram over et typisk elektronisk kredsløb, som kan anvendes i forbindelse med koblingsorganerne 10 ifølge opfindelsen til at forbinde værktøjet 11 nede i hullet med 25 overfladeudstyret 12. Som vist indbefatter overfladeudstyret 12 en typisk datamat 74, der er koblet til overfladeenhederne af ledere 75 og 76 i ophængningskablet 13 ved hjælp af en typisk veksel strøms/-jævnstrømsseparator og kombinator 77. En signaldriver 78 er, som det er typisk, indkoblet mellem datamaten 74 og kombinatoren 77 og er 30 indrettet til selektivt at sende signaler fra overfladeudstyret 12 til værktøjet 11 nede i hullet. På lignende måde er en signaldetektor 79 anbragt mellem datamaten 74 og kombinatoren 77 for at modtage signaler fra det underjordiske udstyr 11 og omsætte disse signaler til passende indgangssignaler for datamaten. Overfladeudstyret 12 35 kan også indbefatte en strømforsyning 80, der f.eks. vil være i stand til at levere energi til det underjordiske udstyr for at affyre perforeringskanonen 22 samt til at drive en hvilken som helst anden anordning i udstyret 11.
16 DK 170997 B1
Som tidligere beskrevet under henvisning til fig. 2C er løbeværk-tøjet 36 nede i hullet ophængt i kablet 13, og den indre spoleenhed 35 i værktøjet er samvirkende forbundet med lederne 75 og 76 i ophængningskablet. I den foretrukne udførelsesform for løbeværktøjet 5 36 er kabellederne 75 og 76 forbundet med spoleenheden 35 ved hjælp af en trådledningsmodtager/driver og en jævnstrøms/jævnstrøms-omsætter i en lukket patron 90, der er indrettet til at tilvejebringe en egnet grænseflade mellem ophængningskablet 13 og spoleviklingen 69. I den viste udførelsesform for det underjordiske 10 udstyr 11 er den ydre spoleenhed 31 samvirkende koblet til måleorganerne 24 nede i hullet ved hjælp af en typisk frekvens omtastningsdemodulator 81 og en synkron impulsdriver 82, der igen er koblet til en typisk mikroprocessor eller datamat 83 ved hjælp af en universal asynkron modtager-sender 84. For at levere energi fra 15 overfladeudstyret 12 til en eller flere anordninger i det underjordiske udstyr 11, er en ensretter 85 forbundet over viklingen 62 i den ydre spoleenhed 31 og virksomt indrettet til at drives, når man ønsker at levere energi til disse anordninger. Som tidligere nævnt kan det indbyggede batteri 29 også være indrettet til at levere 20 energi til en eller flere af komponenterne i udstyret 11 nede i hullet. Da det også kan være ønskeligt at genoplade batteriet 29, medens det stadig er nede i hullet, er ensretteren 85 også fortrinsvis indrettet til at anvendes til genopladning af batteriet.
25 Fagfolk vil naturligvis forstå, at den rørledningstransporterede perforationskanon 22 kan aktiveres på forskellige måder. Eksempelvis som beskrevet mere detaljeret i det ovennævnte US-patentskrift nr. 4.509.604 kan perforationskanonen 22 tændes selektivt ved at variere trykket af fluiderne i den øverste del af den forede brøndboring 15 30 over pakkeren 20. Der er også andre antændingssystemer, som anvender en såkaldt "faldstang", der indføres i overfladeenden af den understøttende rørstreng, idet forventningen er, at den faldende stang vil ramme en slagfølsom detonator med tilstrækkelig kraft til at aktivere en perforeringskanon så som kanonen 22. Andre systemer, der 35 er blevet foreslået, indebærer en induktiv kobling, der som fuldstændigt beskrevet i US-patentskrift nr. 4.544.035 er anbragt på den nederste ende af et brøndboringskabel for at koble en strømforsyningskilde ved overfladen til perforeringskanonen. Der har også været forslag om at kombinere to eller flere affyringssystemer for 17 DK 170997 B1 således at få et alternativt affyringssystem, når det er muligt.
Det vil følgeligt forstås, at koblingsorganerne 10 ifølge den foreliggende opfindelse er særskilt indrettet til at tilvejebringe 5 et alternativt affyringssystem, hvis kanonen 22 ikke skulle affyres i afhængighed af en ændring af trykket i den forede brøndboring 15 som beskrevet i US-patentskrift nr. 4.509.604. Som vist i fig. 3 kan en typisk driver 86 kobles til datamaten 83 nede i hullet og være indrettet til selektivt at styre et typisk relæ 87, som kobler en 10 elektrisk reagerende detonator 88 til viklingen 62 i den ydre spoleenhed 31. Når datamaten 74 ved overfladen betjenes for at sende et korrekt kommandosignal ned til datamaten 83 i borehullet, vil relæet 87 således blive sluttet for at koble detonatoren 88 til strømforsyningen 80 ved overfladen. Strømforsyningen 80 ved over-15 fladen bliver naturligvis betjent efter behov for at affyre kanonen 22.
For at vise virkemåden af kredsløbet i fig. 3 viser fig. 4 en repræsentativ, pulserende jævnspændingsbølgeform, som almindeligvis 20 vil optræde over viklingen 62 i den ydre spoleenhed 31 under normal funktion af koblingsorganerne 10 ifølge den foreliggende opfindelse.
I overensstemmelse med den tidligere beskrivelse af kredsløbet nede i borehullet vist i fig. 3 sendes jævnstrømsenergi fra strømforsyningen 80 ved hjælp af kablet 13 til den elektroniske patron 90, 25 hvor typisk strømforsyningsskiftekredsløb bevirker, at jævnstrømsenergien omsættes til en pulserende jævnspænding, der leveres til det elektroniske kredsløb i det underjordiske udstyr 11 ved hjælp af den induktive kobling mellem spoleenhederne 31 og 35 i koblingsorganerne 10. Ensretteren 85 bevirker naturligvis, at den pulserende 30 jævnspænding, som overføres over spoleenhederne 31 og 35, omsættes til den spænding, der kræves af udstyret 11.
Det vil naturligvis af fagfolk forstås, at datakommunikation mellem det underjordiske udstyr 11 og overfladeudstyret 12 kan udføres på 35 en hvilken som helst af forskellige måder. Med den foretrukne udførelsesform for det elektroniske kredsløb vist i fig. 3 anvender kommunikation mellem det underjordiske udstyr 11 og overfladeudstyret 12 ikke desto mindre et typisk system med bipolær modulation, som er halv duplex i sin art. Som vist skematisk i fig. 4 er 18 DK 170997 B1 trådledningsmodtager/driveren og jævnstrøms/jævnstrømsomsætteren i den indbyggede patron 90 indrettet til normalt at frembringe en typisk firkantudgangsbølgeform over viklingen 62. Datakommunikation mellem kredsløbet i patronen 90 og kredsløbet i det underjordiske 5 udstyr 11 udføres ved hjælp af typisk frekvensomtastningsteknik eller såkaldt "FSK"-modulation af jævnstrømsbølgeformen. Datakommunikation i modsat retning mellem det elektroniske kredsløb i det underjordiske udstyr 11 og patronen 90 udføres fortrinsvis ved anvendelse af typisk synkron impedansmodulation af jævnspændings-10 bølgeformen. Med denne metode bliver driveren 82 selektivt betjent for at tilføre betydelige impedansændringer over viklingen 62 i den ydre spoleenhed 31. Som f.eks. vist i fig. 4 bliver driveren 82 for at signalere en binær bit betjent for at skabe en momentan kortslutning over viklingen 62 under en i positiv retning gående halv-15 periode 91 af bølgeformen. Denne momentane kortslutning vil natur ligvis midlertidigt reducere eller afskære spændingen over viklingen 62 i et forud bestemt tidsrum som vist ved spændingsudsvingene vist ved 92 og 93. På lignende måde bliver den modsatte binære bit repræsenteret ved at betjene driveren 82 til momentant at reducere 20 spændingen over viklingen 62 under en i negativ retning gående halvperiode af jævnspændingsbølgeformen i et forud bestemt tidsrum som vist ved spændingsudsvingene ved 95 og 96. Driftfrekvensen for det viste kredsløb ligger mellem 20 og 100 kHz. En typisk periode for drift af driveren 82 til at frembringe de afbildede spændings-25 udsving som f.eks. mellem udsvingene 92 og 93 er cirka 20-30% af tiden for en halvperiode.
Det vil naturligvis forstås, at strømforsyningen 80 i overfladeudstyret 12 også kan være indrettet til at tilvejebringe en kilde for 30 vekselspænding. Koblingsorganerne 10 kan følgelig også være indret tet til effektivt at overføre energi mellem overfladeudstyret 12 og perforeringskanonen 22. For at udføre dette er strømforsyningen 80 indrettet til at arbejde i et frekvensområde mellem 100 og 1000 kHz og tilvejebringe en udgangsspænding på op til 800 volt effektiv med 35 en udgangsstrøm på mindst 1 ampere. Ved at vælge en udgangsfrekvens, som er optimeret i forhold til det pågældende ophængningskabel så som ved 13, som anvendes til en perforeringsoperation, vil der således være en effektiv overførsel af elektrisk energi mellem strømforsyningen 80 og detonatoren 88. Denne optimale frekvens er 19 DK 170997 B1 således, at den effektive indgangsimpedans af spolen 69 vil være tilnærmelsesvis lig med den matematiske komplekse konjugerede af den karakteriske impedans af ophængningskablet så som ved 13. Det vil imidlertid forstås, at da koblingsorganerne 10 udviser lave tab og 5 stabile karakteriske egenskaber over et bredt frekvensområde, kan optimeringen af frekvensen anvendes til at optimere overførslen af elektrisk energi over koblingsorganerne 10 for en stor mangfoldighed af brøndboringskabler så som typiske armerede enkeltlederkabler eller såkaldte "monokabler" eller typiske flerlederkabler. Det vil 10 derfor forstås, at denne optimerede overførsel af elektrisk energi også kan opnås fuldstændig udafhængigt af det elektriske kredsløb vist i fig. 3, hvor der ikke er noget behov for at overføre data mellem overfladen og udstyret nede i hullet. Hvis udstyret nede i hullet således kun består af en perforeringskanon, kan detonatoren 15 (så som ved 88) forbindes direkte over viklingen 62 i den ydre spoleenhed 31, uden at der kræves nogen andre elektriske eller elektroniske komponenter nede i borehullet.
Det vil også af fagfolk forstås, at koblingsorganerne 10 ikke 20 spærrer den aksi ale strømningspassage 27 gennem hele længden af værktøjet 11 nede i borehullet. Når perforatoren 22 aktiveres for at etablere fluid forbindelse gennem jordformationen 17 og den forede brøndboring 15 under pakkeren 20, kan fossile fluider let strømme ind i den afsondrede del af brøndboringen og passere direkte gennem 25 strømningspassagen 27 til rørstrengen 16. Når løbeværktøjet 36 sænkes ned gennem rørstrengen 16 og bevæges ind i det rørformede legeme 32, vil spændepatronfingrene 45 og ansatserne 46 fungere som tidligere beskrevet og træde ind i udsparingen 39. Når spænding udøves på ophængningskablet 13, vil legemet 38 derpå trænges opad i 30 forhold til mufferne 43 og 47 for at tillade kropsdelen 52 med udvidet diameter at bevæge sig bag spændepatronfingrene 45. Som tidligere beskrevet vil dette låse løbeværktøjet 36 i det rørformede organ 32. Det vil forstås, at når værktøjet 36 er låst i sin stilling, vil fluidstrøm afledes omkring værktøjet gennem en eller flere 35 omledeåbninger 89 i den nederste ende af det rørformede organ 32, som derved står i forbindelse med den aksiale boring 27 i legemet 25 med den ringformede omledningspassage 34 afgrænset omkring det rørformede organ 32.
DK 170997 B1 20
Det vil forstås, at løbeværktøjet 36 kan anvendes på forskellige måder. Eksempelvis kan løbeværktøjet 36 placeres i det rørformede organ 32, og overfladedatamaten 74 betjenes efter behov for at forbinde en eller flere af sensorne 28 med overfladedatamaten for at 5 få en række samtidsmålinger af udgangssignalerne, som tilvejebringes af disse sensorer. Kommunikation mellem udstyret 11 nede i hullet og overfladeudstyret 12 vil naturligvis blive udført i overensstemmelse med de foregående beskrivelser af fig. 3 og 4. På lignende måde kan det trådledningsunderstøttede løbeværktøj 36 placeres fra tid til 10 anden i det rørformede organ 32, og overfladedatamaten 74 betjenes for at koble optegningsapparatet 30 ned i hullet sammen med overfladedatamaten. Derefter kan overfladedatamaten 74 betjenes efter behov for at forespørge optegningsapparatet 30 nede i borehullet og anvende de ovenfor beskrevne kommunikationsmetoder til overføring af 15 data, som tidligere er blevet lagret på optegningsapparatet nede i hullet til lageret i overfladedatamaten, medens løbeværktøjet 36 ikke var placeret i udstyret 11 ned i hullet. Det skal ligeledes erindres, at værktøjet 36 kan anvendes efter behov til genopladning af batteriet 29 samt til at drive perforeringskanonen 22. Det vil 20 følgelig forstås, at den foreliggende opfindelse tilvejebringer et apparatur til at udføre forskellige test- og færdiggørelsesoperationer indbefattende særlige koblingsorganer, der er indrettet til at kobles til den nederste ende af et typisk brøndboringsophængningskabel til overføring af elektriske data og/eller energi mellem 25 overfladeapparatur og apparatur nede i en brøndboring.
30 35

Claims (9)

21 DK 170997 B1
1. Apparat (10) til elektromagnetisk kobling af elektriske ledere i et brøndboringsophængningskabel (13) til brøndboringsapparatur 5 (11) med mindst én elektrisk anordning (24), hvilket apparat omfat ter: indre og ydre spoleenheder (31,35) anbragt samvirkende, således at den indre spoleenhed kan anbringes teleskopisk inden i den ydre spoleenhed, idet de indre og ydre spoleenheder (31,35) indbefatter 10 indre og ydre spoler (62,69), der er indrettet til at sammenkobles induktivt, når den indre spoleenhed (35) er anbragt inden i den ydre spoleenhed (31), hvor en af spolerne er forbundet med ledere i ophængningskablet (13), og den anden af spolerne er forbundet med den elektriske anordning (24), idet den indre spoleenhed (35) 15 indbefatter et indre kerneorgan (70) med forstørrede endestykker (71,72), som afgrænser en udadåbnende fordybning mellem sig, og hvor den indre spole (69) er viklet i fordybningen, kendetegnet ved, at den ydre spoleenhed (31) endvidere omfatter et ydre kerneorgan (63) med forstørrede endestykker (64,65), som afgrænser en 20 indadåbnende fordybning mellem sig, at den ydre spole (62) er viklet i denne fordybning, og at det ydre kerneorgans endestykker (64,65) vender mod det indre kerneorgans endestykker (71,72), når den indre spoleenhed (35) er anbragt inden i den ydre spoleenhed (31), og at det indre og ydre kerneorgan (63,70) er dannet i hovedsagen af 25 ferritmaterialer med en jævnstrømsvolumenresistivitet, der er større end 10.000 ohm-meter.
2. Apparat ifølge krav 1, kendetegnet ved, at kerne organerne (63,70) er dannet af ferritter udvalgt blandt gruppen af 30 metalioner bestående af mangan, nikkel, zink, magnesium, cadmium, kobolt og kobber.
3. Apparat ifølge krav 2, kendetegnet ved, at ferriterne yderligere indbefatter et additiv af op til ca. 10% efter 35 vægt af zirkoniumoxid
4. Apparat ifølge krav 1, kendetegnet ved, at kerneorganerne (63,70) er dannet af ferritter udvalgt blandt gruppen af metalioner bestående af mangan, nikkel, zink, magnesium, cadmium, DK 170997 B1 22 kobolt og kobber med et curie-temperaturpunkt, som er i det mindste lig med de maksimale forventede brøndboringstemperaturer, som spoleenhederne (31,35) vil blive udsat for.
5. Apparatur ifølge krav 4, kendetegnet ved, at ferriterne yderligere indbefatter et additiv til ferritmaterialet på ikke mere end ca. 10% efter vægt af zirkoniumoxid i en krystallinsk eller ikke-krystallinsk form.
6. Apparat ifølge krav 1, kendetegnet ved, at kerne organerne (63,70) er dannet af ferriter udvalgt blandt gruppen bestående af nikkel-zinkferrit, jernoxidmagnetit, nikkelferrit og magnesiumferrit og har et curie-temperaturpunkt, der i det mindste er lig med de maksimale forventede brøndboringstemperaturer, som 15 spoleenhederne (31,35) vil blive udsat for.
7. Apparat ifølge krav 6, kendetegnet ved, at ferritterne yderligere indbefatter et additiv til ferritmaterialet på ikke mere end ca. 10% efter vægt af zirkoniumoxid i en krystal -20 linsk eller ikke-krystal linsk form.
8· Apparat ifølge krav 6, kendetegnet ved, at det indre og ydre kerneorgan (63,70) er dannet af det samme ferritmateriale.
9. Apparat ifølge krav 1, kendetegnet ved, at i det mindste et af kerneorganerne (63,70) er dannet af en ferrit sammensat af cirka 18% zinkoxid, 32% nikkeloxid og 50% jernoxid. 30 35
DK398788A 1987-07-16 1988-07-15 Apparat til elektromagnetisk at koble energi- og datasignaler mellem borehulsapparatur og overfladen DK170997B1 (da)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/074,445 US4806928A (en) 1987-07-16 1987-07-16 Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface
US7444587 1987-07-16

Publications (3)

Publication Number Publication Date
DK398788D0 DK398788D0 (da) 1988-07-15
DK398788A DK398788A (da) 1989-01-17
DK170997B1 true DK170997B1 (da) 1996-04-15

Family

ID=22119593

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DK398788A DK170997B1 (da) 1987-07-16 1988-07-15 Apparat til elektromagnetisk at koble energi- og datasignaler mellem borehulsapparatur og overfladen

Country Status (10)

Country Link
US (1) US4806928A (da)
EP (1) EP0299863B1 (da)
BR (1) BR8803481A (da)
CA (1) CA1293296C (da)
DE (1) DE3856133D1 (da)
DK (1) DK170997B1 (da)
DZ (1) DZ1233A1 (da)
MX (1) MX170456B (da)
NO (1) NO174562C (da)
OA (1) OA08891A (da)

Families Citing this family (224)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US4790380A (en) * 1987-09-17 1988-12-13 Baker Hughes Incorporated Wireline well test apparatus and method
FR2627649B1 (fr) * 1988-02-22 1990-10-26 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif de transmission de l'information par cable et par ondes de boue
US4928088A (en) * 1989-03-10 1990-05-22 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for extracting recorded information from a logging tool
US5025861A (en) * 1989-12-15 1991-06-25 Schlumberger Technology Corporation Tubing and wireline conveyed perforating method and apparatus
US5050682A (en) * 1989-12-15 1991-09-24 Schlumberger Technology Corporation Coupling apparatus for a tubing and wireline conveyed method and apparatus
US4971160A (en) * 1989-12-20 1990-11-20 Schlumberger Technology Corporation Perforating and testing apparatus including a microprocessor implemented control system responsive to an output from an inductive coupler or other input stimulus
US5050675A (en) * 1989-12-20 1991-09-24 Schlumberger Technology Corporation Perforating and testing apparatus including a microprocessor implemented control system responsive to an output from an inductive coupler or other input stimulus
US5008664A (en) * 1990-01-23 1991-04-16 Quantum Solutions, Inc. Apparatus for inductively coupling signals between a downhole sensor and the surface
US5191936A (en) * 1991-04-10 1993-03-09 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for controlling a well tool suspended by a cable in a wellbore by selective axial movements of the cable
US5160925C1 (en) * 1991-04-17 2001-03-06 Halliburton Co Short hop communication link for downhole mwd system
DE4129709C1 (da) * 1991-09-06 1992-12-03 Bergwerksverband Gmbh
US5236048A (en) * 1991-12-10 1993-08-17 Halliburton Company Apparatus and method for communicating electrical signals in a well, including electrical coupling for electric circuits therein
US5278550A (en) * 1992-01-14 1994-01-11 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for retrieving and/or communicating with downhole equipment
FR2708310B1 (fr) * 1993-07-27 1995-10-20 Schlumberger Services Petrol Procédé et dispositif pour transmettre des informations relatives au fonctionnement d'un appareil électrique au fond d'un puits.
US5457988A (en) * 1993-10-28 1995-10-17 Panex Corporation Side pocket mandrel pressure measuring system
MY114154A (en) * 1994-02-18 2002-08-30 Shell Int Research Wellbore system with retreivable valve body
US5455573A (en) * 1994-04-22 1995-10-03 Panex Corporation Inductive coupler for well tools
GB9413141D0 (en) * 1994-06-30 1994-08-24 Exploration And Production Nor Downhole data transmission
US7040420B2 (en) * 1994-10-14 2006-05-09 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7013997B2 (en) * 1994-10-14 2006-03-21 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7108084B2 (en) * 1994-10-14 2006-09-19 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7100710B2 (en) * 1994-10-14 2006-09-05 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US6868906B1 (en) * 1994-10-14 2005-03-22 Weatherford/Lamb, Inc. Closed-loop conveyance systems for well servicing
US7147068B2 (en) * 1994-10-14 2006-12-12 Weatherford / Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US5732776A (en) * 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
US5960883A (en) * 1995-02-09 1999-10-05 Baker Hughes Incorporated Power management system for downhole control system in a well and method of using same
US6012015A (en) * 1995-02-09 2000-01-04 Baker Hughes Incorporated Control model for production wells
US5706896A (en) * 1995-02-09 1998-01-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells
US5579842A (en) * 1995-03-17 1996-12-03 Baker Hughes Integ. Bottomhole data acquisition system for fracture/packing mechanisms
DE19719730C1 (de) * 1997-05-09 1998-10-22 Bartec Mestechnik Und Sensorik Steckverbindung
US7140445B2 (en) * 1997-09-02 2006-11-28 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for drilling with casing
US6742596B2 (en) * 2001-05-17 2004-06-01 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for tubular makeup interlock
US6536520B1 (en) * 2000-04-17 2003-03-25 Weatherford/Lamb, Inc. Top drive casing system
US5971072A (en) * 1997-09-22 1999-10-26 Schlumberger Technology Corporation Inductive coupler activated completion system
US6041864A (en) * 1997-12-12 2000-03-28 Schlumberger Technology Corporation Well isolation system
US6470803B1 (en) 1997-12-17 2002-10-29 Prime Perforating Systems Limited Blasting machine and detonator apparatus
US6170573B1 (en) * 1998-07-15 2001-01-09 Charles G. Brunet Freely moving oil field assembly for data gathering and or producing an oil well
GB9815809D0 (en) * 1998-07-22 1998-09-16 Appleton Robert P Casing running tool
GB2340857A (en) * 1998-08-24 2000-03-01 Weatherford Lamb An apparatus for facilitating the connection of tubulars and alignment with a top drive
US6684952B2 (en) 1998-11-19 2004-02-03 Schlumberger Technology Corp. Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment
AU772327B2 (en) * 1998-12-22 2004-04-22 Weatherford Technology Holdings, Llc Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes
US7188687B2 (en) * 1998-12-22 2007-03-13 Weatherford/Lamb, Inc. Downhole filter
GB2345074A (en) * 1998-12-24 2000-06-28 Weatherford Lamb Floating joint to facilitate the connection of tubulars using a top drive
GB2347441B (en) * 1998-12-24 2003-03-05 Weatherford Lamb Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive
US20030147360A1 (en) 2002-02-06 2003-08-07 Michael Nero Automated wellbore apparatus
US7407006B2 (en) * 1999-01-04 2008-08-05 Weatherford/Lamb, Inc. System for logging formations surrounding a wellbore
US7513305B2 (en) * 1999-01-04 2009-04-07 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for operating a tool in a wellbore
US6896075B2 (en) * 2002-10-11 2005-05-24 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for drilling with casing
US7311148B2 (en) * 1999-02-25 2007-12-25 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
AU776634B2 (en) * 1999-12-22 2004-09-16 Weatherford Technology Holdings, Llc Drilling bit for drilling while running casing
US20060124306A1 (en) * 2000-01-19 2006-06-15 Vail William B Iii Installation of one-way valve after removal of retrievable drill bit to complete oil and gas wells
US7334650B2 (en) * 2000-04-13 2008-02-26 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing
US7325610B2 (en) * 2000-04-17 2008-02-05 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for handling and drilling with tubulars or casing
GB0010378D0 (en) * 2000-04-28 2000-06-14 Bbl Downhole Tools Ltd Expandable apparatus for drift and reaming a borehole
US6995684B2 (en) 2000-05-22 2006-02-07 Schlumberger Technology Corporation Retrievable subsurface nuclear logging system
US6577244B1 (en) * 2000-05-22 2003-06-10 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular
US6360820B1 (en) 2000-06-16 2002-03-26 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore
US6439325B1 (en) 2000-07-19 2002-08-27 Baker Hughes Incorporated Drilling apparatus with motor-driven pump steering control
US6992554B2 (en) * 2000-07-19 2006-01-31 Intelliserv, Inc. Data transmission element for downhole drilling components
US7098767B2 (en) * 2000-07-19 2006-08-29 Intelliserv, Inc. Element for use in an inductive coupler for downhole drilling components
EP1305547B1 (en) * 2000-07-19 2009-04-01 Novatek Engineering Inc. Data transmission system for a string of downhole components
US7253745B2 (en) * 2000-07-19 2007-08-07 Intelliserv, Inc. Corrosion-resistant downhole transmission system
US6670880B1 (en) 2000-07-19 2003-12-30 Novatek Engineering, Inc. Downhole data transmission system
US7040003B2 (en) * 2000-07-19 2006-05-09 Intelliserv, Inc. Inductive coupler for downhole components and method for making same
US6888473B1 (en) 2000-07-20 2005-05-03 Intelliserv, Inc. Repeatable reference for positioning sensors and transducers in drill pipe
GB2365463B (en) * 2000-08-01 2005-02-16 Renovus Ltd Drilling method
US6481495B1 (en) * 2000-09-25 2002-11-19 Robert W. Evans Downhole tool with electrical conductor
US6847300B2 (en) * 2001-02-02 2005-01-25 Motorola, Inc. Electric power meter including a temperature sensor and controller
US6768700B2 (en) 2001-02-22 2004-07-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for communications in a wellbore
US6866306B2 (en) 2001-03-23 2005-03-15 Schlumberger Technology Corporation Low-loss inductive couplers for use in wired pipe strings
US6822579B2 (en) 2001-05-09 2004-11-23 Schlumberger Technology Corporation Steerable transceiver unit for downhole data acquistion in a formation
US6641434B2 (en) 2001-06-14 2003-11-04 Schlumberger Technology Corporation Wired pipe joint with current-loop inductive couplers
US7301474B2 (en) * 2001-11-28 2007-11-27 Schlumberger Technology Corporation Wireless communication system and method
US6856255B2 (en) * 2002-01-18 2005-02-15 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems
GB0206227D0 (en) * 2002-03-16 2002-05-01 Weatherford Lamb Bore-lining and drilling
US7230542B2 (en) * 2002-05-23 2007-06-12 Schlumberger Technology Corporation Streamlining data transfer to/from logging while drilling tools
US7105098B1 (en) 2002-06-06 2006-09-12 Sandia Corporation Method to control artifacts of microstructural fabrication
US6994176B2 (en) * 2002-07-29 2006-02-07 Weatherford/Lamb, Inc. Adjustable rotating guides for spider or elevator
US7243717B2 (en) * 2002-08-05 2007-07-17 Intelliserv, Inc. Apparatus in a drill string
US6799632B2 (en) * 2002-08-05 2004-10-05 Intelliserv, Inc. Expandable metal liner for downhole components
US7730965B2 (en) 2002-12-13 2010-06-08 Weatherford/Lamb, Inc. Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore
US6899186B2 (en) * 2002-12-13 2005-05-31 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method of drilling with casing
US6727707B2 (en) * 2002-09-25 2004-04-27 Cbg Corporation Method and apparatus for a downhole antenna
WO2004033847A1 (en) * 2002-10-10 2004-04-22 Varco I/P, Inc. Apparatus and method for transmitting a signal in a wellbore
US20040206511A1 (en) * 2003-04-21 2004-10-21 Tilton Frederick T. Wired casing
US7303022B2 (en) * 2002-10-11 2007-12-04 Weatherford/Lamb, Inc. Wired casing
US7163065B2 (en) * 2002-12-06 2007-01-16 Shell Oil Company Combined telemetry system and method
US6982384B2 (en) * 2003-09-25 2006-01-03 Intelliserv, Inc. Load-resistant coaxial transmission line
US7224288B2 (en) * 2003-07-02 2007-05-29 Intelliserv, Inc. Link module for a downhole drilling network
US7098802B2 (en) * 2002-12-10 2006-08-29 Intelliserv, Inc. Signal connection for a downhole tool string
US7128154B2 (en) * 2003-01-30 2006-10-31 Weatherford/Lamb, Inc. Single-direction cementing plug
US6844498B2 (en) * 2003-01-31 2005-01-18 Novatek Engineering Inc. Data transmission system for a downhole component
US6830467B2 (en) * 2003-01-31 2004-12-14 Intelliserv, Inc. Electrical transmission line diametrical retainer
US7852232B2 (en) * 2003-02-04 2010-12-14 Intelliserv, Inc. Downhole tool adapted for telemetry
USRE42877E1 (en) 2003-02-07 2011-11-01 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
US7096982B2 (en) * 2003-02-27 2006-08-29 Weatherford/Lamb, Inc. Drill shoe
CA2517895C (en) * 2003-03-05 2009-12-01 Weatherford/Lamb, Inc. Casing running and drilling system
WO2004079150A2 (en) * 2003-03-05 2004-09-16 Weatherford/Lamb, Inc. Full bore lined wellbores
CA2517978C (en) * 2003-03-05 2009-07-14 Weatherford/Lamb, Inc. Drilling with casing latch
US7503397B2 (en) * 2004-07-30 2009-03-17 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods of setting and retrieving casing with drilling latch and bottom hole assembly
WO2004090279A1 (en) * 2003-04-04 2004-10-21 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for handling wellbore tubulars
US7096961B2 (en) * 2003-04-29 2006-08-29 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for performing diagnostics in a wellbore operation
US20050001738A1 (en) * 2003-07-02 2005-01-06 Hall David R. Transmission element for downhole drilling components
US7053788B2 (en) * 2003-06-03 2006-05-30 Intelliserv, Inc. Transducer for downhole drilling components
US6913093B2 (en) * 2003-05-06 2005-07-05 Intelliserv, Inc. Loaded transducer for downhole drilling components
US6929493B2 (en) * 2003-05-06 2005-08-16 Intelliserv, Inc. Electrical contact for downhole drilling networks
US6981546B2 (en) * 2003-06-09 2006-01-03 Intelliserv, Inc. Electrical transmission line diametrical retention mechanism
US20050001736A1 (en) * 2003-07-02 2005-01-06 Hall David R. Clamp to retain an electrical transmission line in a passageway
US7105954B2 (en) * 2003-07-08 2006-09-12 Hyde Park Electronics Llc Sensor interface cable
US7650944B1 (en) 2003-07-11 2010-01-26 Weatherford/Lamb, Inc. Vessel for well intervention
US6950034B2 (en) * 2003-08-29 2005-09-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for performing diagnostics on a downhole communication system
US7019665B2 (en) * 2003-09-02 2006-03-28 Intelliserv, Inc. Polished downhole transducer having improved signal coupling
US6991035B2 (en) * 2003-09-02 2006-01-31 Intelliserv, Inc. Drilling jar for use in a downhole network
US20050074998A1 (en) * 2003-10-02 2005-04-07 Hall David R. Tool Joints Adapted for Electrical Transmission
US7264067B2 (en) * 2003-10-03 2007-09-04 Weatherford/Lamb, Inc. Method of drilling and completing multiple wellbores inside a single caisson
US7040415B2 (en) * 2003-10-22 2006-05-09 Schlumberger Technology Corporation Downhole telemetry system and method
US7017667B2 (en) * 2003-10-31 2006-03-28 Intelliserv, Inc. Drill string transmission line
US20050093296A1 (en) * 2003-10-31 2005-05-05 Hall David R. An Upset Downhole Component
US6968611B2 (en) * 2003-11-05 2005-11-29 Intelliserv, Inc. Internal coaxial cable electrical connector for use in downhole tools
US6945802B2 (en) * 2003-11-28 2005-09-20 Intelliserv, Inc. Seal for coaxial cable in downhole tools
US20050115717A1 (en) * 2003-11-29 2005-06-02 Hall David R. Improved Downhole Tool Liner
US7291303B2 (en) * 2003-12-31 2007-11-06 Intelliserv, Inc. Method for bonding a transmission line to a downhole tool
US7069999B2 (en) * 2004-02-10 2006-07-04 Intelliserv, Inc. Apparatus and method for routing a transmission line through a downhole tool
US20050212530A1 (en) * 2004-03-24 2005-09-29 Hall David R Method and Apparatus for Testing Electromagnetic Connectivity in a Drill String
US7063134B2 (en) * 2004-06-24 2006-06-20 Tenneco Automotive Operating Company Inc. Combined muffler/heat exchanger
US7168510B2 (en) * 2004-10-27 2007-01-30 Schlumberger Technology Corporation Electrical transmission apparatus through rotating tubular members
US8033328B2 (en) * 2004-11-05 2011-10-11 Schlumberger Technology Corporation Downhole electric power generator
GB2424432B (en) * 2005-02-28 2010-03-17 Weatherford Lamb Deep water drilling with casing
US7413021B2 (en) * 2005-03-31 2008-08-19 Schlumberger Technology Corporation Method and conduit for transmitting signals
US20070168132A1 (en) * 2005-05-06 2007-07-19 Schlumberger Technology Corporation Wellbore communication system and method
US7535377B2 (en) * 2005-05-21 2009-05-19 Hall David R Wired tool string component
US7382273B2 (en) * 2005-05-21 2008-06-03 Hall David R Wired tool string component
US8264369B2 (en) * 2005-05-21 2012-09-11 Schlumberger Technology Corporation Intelligent electrical power distribution system
US7504963B2 (en) * 2005-05-21 2009-03-17 Hall David R System and method for providing electrical power downhole
US20080012569A1 (en) * 2005-05-21 2008-01-17 Hall David R Downhole Coils
US7411517B2 (en) * 2005-06-23 2008-08-12 Ultima Labs, Inc. Apparatus and method for providing communication between a probe and a sensor
US20070030167A1 (en) * 2005-08-04 2007-02-08 Qiming Li Surface communication apparatus and method for use with drill string telemetry
US7913773B2 (en) * 2005-08-04 2011-03-29 Schlumberger Technology Corporation Bidirectional drill string telemetry for measuring and drilling control
US7836973B2 (en) 2005-10-20 2010-11-23 Weatherford/Lamb, Inc. Annulus pressure control drilling systems and methods
US7571780B2 (en) * 2006-03-24 2009-08-11 Hall David R Jack element for a drill bit
US8522897B2 (en) 2005-11-21 2013-09-03 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US8297375B2 (en) 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole turbine
US8267196B2 (en) * 2005-11-21 2012-09-18 Schlumberger Technology Corporation Flow guide actuation
US8360174B2 (en) * 2006-03-23 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US7777644B2 (en) * 2005-12-12 2010-08-17 InatelliServ, LLC Method and conduit for transmitting signals
KR100731494B1 (ko) * 2006-01-11 2007-06-21 엘에스전선 주식회사 맨홀 내부 감시 장치
US7712524B2 (en) * 2006-03-30 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed
US8056619B2 (en) 2006-03-30 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation Aligning inductive couplers in a well
US7793718B2 (en) * 2006-03-30 2010-09-14 Schlumberger Technology Corporation Communicating electrical energy with an electrical device in a well
US7735555B2 (en) * 2006-03-30 2010-06-15 Schlumberger Technology Corporation Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly
US7336199B2 (en) * 2006-04-28 2008-02-26 Halliburton Energy Services, Inc Inductive coupling system
US7857052B2 (en) * 2006-05-12 2010-12-28 Weatherford/Lamb, Inc. Stage cementing methods used in casing while drilling
US8276689B2 (en) * 2006-05-22 2012-10-02 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for drilling with casing
US7572134B2 (en) * 2006-07-03 2009-08-11 Hall David R Centering assembly for an electric downhole connection
US7488194B2 (en) * 2006-07-03 2009-02-10 Hall David R Downhole data and/or power transmission system
US7649475B2 (en) * 2007-01-09 2010-01-19 Hall David R Tool string direct electrical connection
US7404725B2 (en) 2006-07-03 2008-07-29 Hall David R Wiper for tool string direct electrical connection
US7656309B2 (en) * 2006-07-06 2010-02-02 Hall David R System and method for sharing information between downhole drill strings
US7527105B2 (en) * 2006-11-14 2009-05-05 Hall David R Power and/or data connection in a downhole component
WO2008077501A1 (en) * 2006-12-27 2008-07-03 Services Petroliers Schlumberger Low permeability cement systems for steam injection application
US8120508B2 (en) * 2006-12-29 2012-02-21 Intelliserv, Llc Cable link for a wellbore telemetry system
US7617877B2 (en) * 2007-02-27 2009-11-17 Hall David R Method of manufacturing downhole tool string components
GB0718956D0 (en) * 2007-09-28 2007-11-07 Qinetiq Ltd Wireless communication system
US20090090879A1 (en) * 2007-10-09 2009-04-09 Mark David Hartwell Valve apparatus
US7537051B1 (en) 2008-01-29 2009-05-26 Hall David R Downhole power generation assembly
US8237584B2 (en) * 2008-04-24 2012-08-07 Schlumberger Technology Corporation Changing communication priorities for downhole LWD/MWD applications
US8061443B2 (en) 2008-04-24 2011-11-22 Schlumberger Technology Corporation Downhole sample rate system
US8810428B2 (en) * 2008-09-02 2014-08-19 Schlumberger Technology Corporation Electrical transmission between rotating and non-rotating members
US7980331B2 (en) 2009-01-23 2011-07-19 Schlumberger Technology Corporation Accessible downhole power assembly
US8544534B2 (en) 2009-03-19 2013-10-01 Schlumberger Technology Corporation Power systems for wireline well service using wired pipe string
US20100243242A1 (en) * 2009-03-27 2010-09-30 Boney Curtis L Method for completing tight oil and gas reservoirs
US8857510B2 (en) * 2009-04-03 2014-10-14 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining movement of a drilling component in a wellbore
US9063250B2 (en) 2009-08-18 2015-06-23 Schlumberger Technology Corporation Interference testing while drilling
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
US8839850B2 (en) * 2009-10-07 2014-09-23 Schlumberger Technology Corporation Active integrated completion installation system and method
US10553927B2 (en) 2009-10-09 2020-02-04 Halliburton Energy Services, Inc Inductive downhole tool having multilayer transmitter and receiver and related methods
US8851175B2 (en) 2009-10-20 2014-10-07 Schlumberger Technology Corporation Instrumented disconnecting tubular joint
US8192213B2 (en) 2009-10-23 2012-06-05 Intelliserv, Llc Electrical conduction across interconnected tubulars
US8362915B2 (en) 2009-10-30 2013-01-29 Intelliserv, Llc System and method for determining stretch or compression of a drill string
RU2473160C2 (ru) * 2009-12-04 2013-01-20 Российская академия сельскохозяйственных наук Государственное научное учреждение Всероссийский научно-исследовательский институт электрификации сельского хозяйства Российской академии сельскохозяйственных наук (ГНУ ВИЭСХ Россельхозакадемии) Способ и устройство для передачи электрической энергии
US8905159B2 (en) * 2009-12-15 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Eccentric steering device and methods of directional drilling
US20110192596A1 (en) * 2010-02-07 2011-08-11 Schlumberger Technology Corporation Through tubing intelligent completion system and method with connection
US8727035B2 (en) 2010-08-05 2014-05-20 Schlumberger Technology Corporation System and method for managing temperature in a wellbore
US8978750B2 (en) 2010-09-20 2015-03-17 Weatherford Technology Holdings, Llc Signal operated isolation valve
DE202010008711U1 (de) * 2010-10-04 2012-01-13 Dr. Hahn Gmbh & Co. Kg Vorrichtung zur Übertragung von elektrischer Leistung von einer Wand zu einem scharniergelenkig an dieser Wand befestigten Flügel
US9260960B2 (en) 2010-11-11 2016-02-16 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for subsea wireless communication
NO332520B1 (no) * 2010-12-28 2012-10-08 Techni As Anordning for overforing av elektriske signaler og/eller elektrisk energi
US9464520B2 (en) 2011-05-31 2016-10-11 Weatherford Technology Holdings, Llc Method of incorporating remote communication with oilfield tubular handling apparatus
US8789606B1 (en) * 2011-09-09 2014-07-29 Trendsetter Engineering, Inc. System for controlling functions of a subsea structure, such as a blowout preventer
US9249559B2 (en) 2011-10-04 2016-02-02 Schlumberger Technology Corporation Providing equipment in lateral branches of a well
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
US10036234B2 (en) 2012-06-08 2018-07-31 Schlumberger Technology Corporation Lateral wellbore completion apparatus and method
US9024778B2 (en) * 2012-09-07 2015-05-05 Hugh Winkler Systems and methods for processing drilling data
MX359317B (es) 2012-09-26 2018-09-25 Halliburton Energy Services Inc Metodo de colocacion de manometros distribuidos a traves de filtros.
SG11201501839VA (en) 2012-09-26 2015-04-29 Halliburton Energy Services Inc In-line sand screen gauge carrier
US9598952B2 (en) 2012-09-26 2017-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens
EP3726004B1 (en) 2012-09-26 2021-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip multi-zone completion systems and methods
US8857518B1 (en) 2012-09-26 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip multi-zone completion systems and methods
US8893783B2 (en) 2012-09-26 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion
BR112015006496B1 (pt) 2012-09-26 2020-06-30 Halliburton Energy Services, Inc Barreira de resíuos para a utilização em um furo de poço
US9163488B2 (en) 2012-09-26 2015-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple zone integrated intelligent well completion
MX355150B (es) 2012-09-26 2018-04-06 Halliburton Energy Services Inc Sistemas y métodos de completación multi-zonal de una sola maniobra.
US20140183963A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Kenneth B. Wilson Power Transmission in Drilling and related Operations using structural members as the Transmission Line
US9434875B1 (en) 2014-12-16 2016-09-06 Carbo Ceramics Inc. Electrically-conductive proppant and methods for making and using same
EP2941532A4 (en) 2013-01-04 2017-04-19 Carbo Ceramics Inc. Electrically conductive proppant and methods for detecting, locating and characterizing the electrically conductive proppant
US11008505B2 (en) 2013-01-04 2021-05-18 Carbo Ceramics Inc. Electrically conductive proppant
CA2988227C (en) * 2013-02-28 2021-07-20 Weatherford Technology Holdings, Llc System and method for use in downhole communication
AU2015207914B2 (en) * 2013-02-28 2017-02-02 Weatherford Technology Holdings, Llc Downhole detection
RU2015140969A (ru) 2013-02-28 2017-04-03 Петровелл Лимитед Скважинная связь
GB201303614D0 (en) 2013-02-28 2013-04-17 Petrowell Ltd Downhole detection
MX367790B (es) 2013-07-09 2019-09-06 Halliburton Energy Services Inc Conector electrico de fondo de pozo.
WO2015088355A1 (en) 2013-12-12 2015-06-18 Sensor Developments As Wellbore e-field wireless communication system
US9714567B2 (en) 2013-12-12 2017-07-25 Sensor Development As Wellbore E-field wireless communication system
US20160024868A1 (en) * 2014-07-24 2016-01-28 Conocophillips Company Completion with subsea feedthrough
US20160024869A1 (en) * 2014-07-24 2016-01-28 Conocophillips Company Completion with subsea feedthrough
US9551210B2 (en) 2014-08-15 2017-01-24 Carbo Ceramics Inc. Systems and methods for removal of electromagnetic dispersion and attenuation for imaging of proppant in an induced fracture
GB2559817B (en) 2017-02-15 2019-12-18 Enteq Upstream Usa Inc Subassembly for a wellbore with communications link
US11091969B2 (en) * 2017-05-24 2021-08-17 Baker Hughes Holdings Llc Apparatus and method for exchanging signals / power between an inner and an outer tubular
GB2580258B (en) 2017-12-19 2022-06-01 Halliburton Energy Services Inc Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
GB2593458B (en) * 2017-12-19 2022-04-27 Halliburton Energy Services Inc Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
CA3079817C (en) * 2017-12-26 2022-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Alternating polarity of casing-side antennas in a wellbore

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2370818A (en) * 1942-07-30 1945-03-06 Stanolind Oil & Gas Co Well measurement
US3209323A (en) * 1962-10-02 1965-09-28 Texaco Inc Information retrieval system for logging while drilling
US3550682A (en) * 1968-10-18 1970-12-29 Exxon Production Research Co Method and apparatus for making equipment connections at remote underwater locations and for producing fluids from underwater wells
US3949032A (en) * 1973-07-20 1976-04-06 General Motors Corporation Temperature stable ferrite FM tuning core
US3967201A (en) * 1974-01-25 1976-06-29 Develco, Inc. Wireless subterranean signaling method
US4126848A (en) * 1976-12-23 1978-11-21 Shell Oil Company Drill string telemeter system
US4161782A (en) * 1977-12-23 1979-07-17 Otis Engineering Corporation Microprocessor computerized pressure/temperature/time down-hole recorder
GB2058474B (en) * 1979-08-31 1983-11-09 Westinghouse Electric Corp Inductive coupler
US4630243A (en) * 1983-03-21 1986-12-16 Macleod Laboratories, Inc. Apparatus and method for logging wells while drilling
US4648471A (en) * 1983-11-02 1987-03-10 Schlumberger Technology Corporation Control system for borehole tools
US4541481A (en) * 1983-11-04 1985-09-17 Schlumberger Technology Corporation Annular electrical contact apparatus for use in drill stem testing
US4544035A (en) * 1984-02-14 1985-10-01 Voss Charles V Apparatus and method for use in detonating a pipe-conveyed perforating gun

Also Published As

Publication number Publication date
EP0299863B1 (en) 1998-02-11
NO174562C (no) 1994-05-25
DZ1233A1 (fr) 2004-09-13
BR8803481A (pt) 1989-01-31
OA08891A (en) 1989-10-31
EP0299863A3 (en) 1989-11-15
CA1293296C (en) 1991-12-17
MX170456B (es) 1993-08-24
US4806928A (en) 1989-02-21
EP0299863A2 (en) 1989-01-18
DE3856133D1 (de) 1998-03-19
NO882945D0 (no) 1988-07-01
DK398788A (da) 1989-01-17
DK398788D0 (da) 1988-07-15
NO882945L (no) 1989-01-17
NO174562B (no) 1994-02-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DK170997B1 (da) Apparat til elektromagnetisk at koble energi- og datasignaler mellem borehulsapparatur og overfladen
US4901069A (en) 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
US5535828A (en) Wellbore system with retrievable valve body
CA2398289C (en) Choke inductor for wireless communication and control in a well
US20040144530A1 (en) Toroidal choke inductor for wireless communication and control
US6662875B2 (en) Induction choke for power distribution in piping structure
AU2016434207B2 (en) Downhole energy harvesting
EP3563032B1 (en) Downhole energy harvesting
AU2016434681B2 (en) Downhole communication
AU2016434682B2 (en) Downhole energy harvesting
US9297253B2 (en) Inductive connection
EP4086428B1 (en) Downhole energy harvesting
NO325360B1 (no) Bronnanordning for generering av elektrisk kraft i en bronn
CN217028887U (zh) 一种井下通信装置
CA2183458C (en) Gas lift system with retrievable gas lift valve
BR112019019894B1 (pt) Instalação de poço, método para fornecer energia para uma ferramenta fundo de poço e aparelho de fornecimento de energia de fundo de poço
EP3584402A1 (en) Downhole transfer system
BR112019019894A2 (pt) fornecimento de energia de fundo de poço
EA043424B1 (ru) Внутрискважинный сбор энергии
OA19348A (en) Downhole Energy Harvesting

Legal Events

Date Code Title Description
B1 Patent granted (law 1993)
PUP Patent expired