FR2636671A1 - Procede et appareil pour introduire des signaux a distance dans un circuit de mesure, pendant le forage - Google Patents
Procede et appareil pour introduire des signaux a distance dans un circuit de mesure, pendant le forage Download PDFInfo
- Publication number
- FR2636671A1 FR2636671A1 FR8906046A FR8906046A FR2636671A1 FR 2636671 A1 FR2636671 A1 FR 2636671A1 FR 8906046 A FR8906046 A FR 8906046A FR 8906046 A FR8906046 A FR 8906046A FR 2636671 A1 FR2636671 A1 FR 2636671A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- mwd
- computer
- magnetometer
- signal
- magnetic field
- 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.)
- Withdrawn
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 43
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 12
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 claims description 8
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 4
- 230000005669 field effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 17
- 230000008878 coupling Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000792 Monel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means 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
- E21B47/14—Means 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 using acoustic waves
- E21B47/18—Means 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 using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means 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
- E21B47/13—Means 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means 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
- E21B47/14—Means 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 using acoustic waves
- E21B47/18—Means 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 using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
- E21B47/24—Means 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 using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by positive mud pulses using a flow restricting valve within the drill pipe
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
On propose un procédé et un appareil pour introduire à distance des signaux de commande ou d'informations provenant d'un opérateur d'appareil dans le système MWD. Conformément à une importante caractéristique de la présente invention, le magnétomètre 44, 74' qui existe normalement dans les systèmes MWD du commerce est utilisé comme canal de communications pour la transmission à distance (par exemple sans fil) de données et/ou d'ordres de commande vers l'outil MWD. La présente invention fonctionne en remplaçant le couplage électrique direct RS232 par une liaison magnétique sans fil. L'invention utilise la sortie RS232 de l'ordinateur d'opérateur 70' pour actionner son amplificateur de puissance, qui commande à son tour les bobines de champ d'un émetteur. L'axe des bobines de champ doit être aligné avec l'un des axes de détection de magnétomètre 44, 74' qui, comme déjà mentionné, constitue un élément préexistant du système de mesures directionnel de l'appareil MWD. Par conséquent, la présente invention élimine la nécessité, propre à la technique antérieure, de réaliser une liaison directe RS232 entre l'ordinateur de surface et l'ordinateur dans l'outil MWD.
Description
PROCEDE ET APPAREIL POUR INTRODUIRE -DES SIGNAUX
A DISTANCE DANS UN CIRCUIT DE MESURE, PENDANT LE FORAGE
1 La présente invention concerne le domaine des mesures en cours de forage (MWD) et la télémétrie au fond du trou de forage. Plus particulièrement, cette invention concerne un procédé et un appareil pour transmettre sans fil ou à distance des informations de données ou de commande provenant de l'opérateur
de l'appareil vers le système MWD.
On a reconnu depuis longtemps déjà dans le domaine du forage et, en particulier, des forages de puits de pétrole et de gaz, l'utilité des systèmes capables de détecter des paramètres a la base de la colonne de forage et de transmettre ces données à la surface au cours du forage. On connaît déjà et on utilise couramment des systèmes de télémétrie à impulsions dans la boue pour faire les mesures en cours de forage. Ces systèmes ont été décrits, par exemple, dans les brevets US n 3,982,431; 4,013,945 et 4,021,774 qui sont tous attribués au demandeur du
présent brevet.
Un système MWD est constitué de différents capteurs au fond du trou, combinés avec un système d'acquisition de données commandé par ordinateur et avec un système de télémétrie par impulsions dans la boue. En service, un système MWD est exposé à des sollicitations mécaniques extrêmes par suite des chocs, 1 des vibrations, de la pression hydrostatique de la boue et de la température. Ces conditions extrêmes impliquent que les dispositifs électroniques soient contenus dans une enveloppe de haute résistance. D'autre part, cette enveloppe doit être placée dans un collet
de forage, ce qui rend son accès difficile.
Les modifications des conditions de forage rendent fréquemment souhaitable de pouvoir effectuer des modifications aux paramètres fonctionnels du système MWD à l'emplacement du derrick. On connaît déjà une méthode consistant à interconnecter deux ordinateurs à la surface, en utilisant une interface telle que décrite dans le EIA Standard RS232, de façon à établir
une communication permanente câblée. Une fois celle-
ci établie, les données, les commandes ou les programmes
peuvent être échangés entre les ordinateurs.
Malheureusement, l'utilisation d'une liaison de communications RS232 donne lieu à certaines difficultés. Par exemple, il faut prévoir des
connecteurs électriques pour réaliser la liaison RS232.
Dans l'outil MWD, ce connecteur est combiné à un orifice à travers le collet de forage. On comprendra que la nécessité d'ajouter les éléments nécessaires (tels que l'orifice à travers le collet de forage) pour réaliser la connexion électrique directe avec l'outil MWD peut augmenter considérablement le coût du système MWD tout en aggravant le risque de pannes du système
utilisé au fond du trou.
La présente invention a pour objet de surmonter ou de diminuer les difficultés et insuffisances mentionnées ci-dessus, et d'autres encore, qui sont propres à la technique antérieure. Conformément à la présente invention, on prévoit un procédé pour introduire à distance des signaux provenant d'un premier ordinateur dans un système de mesure en cours de forage 1 (MWD), le système MWD comprenant un magnétomètre et un second ordinateur dans un ensemble électronique, l'ensemble électronique étant supporté à l'intérieur d'un collet de forage, ce procédé comprenant les étapes de: créer un premier signal provenant du premier ordinateur; transformer ledit premier signal en un champ magnétique; appliquer ledit champ magnétique à l'ensemble électronique du système MWD; détecter ledit champ magnétique dans l'ensemble électronique; transformer à nouveau ledit champ magnétique détecté pour obtenir le premier signal; et introduire ledit premier signal dans le second ordinateur. On prévoit également un appareil pour introduire à distance le signal provenant du premier ordinateur dans un système de mesure en cours de forage (MWD), le système MWD comprenant un magnétomètre et un second ordinateur dans un ensemble électronique, cet ensemble électronique étant supporté dans un collet de forage, ledit appareil comprenant les éléments suivants: un moyen pour créer un premier signal provenant du premier ordinateur; un premier moyen de transformation pour transformer ledit premier signal en un champ magnétique; un moyen d'introduction pour introduire ledit champ magnétique dans l'ensemble électronique du système MWD; un moyen de détection pour détecter ledit champ magnétique dans l'ensemble électronique; un second moyen de transformation pour transformer à nouveau ledit champ magnétique détecté pour obtenir ledit premier signal; et un moyen d'introduction pour introduire ledit
premier signal dans le second ordinateur.
Conformément à une caractéristique importante de la présente invention le magnétomètre, qui est normalement présent dans les systèmes MWD classiques, est utilisé comme canal de communication pour le transfert à distance (par exemple, sans fil) des données et/ou des ordres de commande vers l'outil MWD. La présente invention fonctionne en remplaçant le couplage électrique direct RS232 par une liaison magnétique sans fil. L'invention utilise la sortie RS232 de l'ordinateur de l'opérateur pour actionner son amplificateur de puissance, qui excite à son tour des bobines de champ d'un émetteur. L'axe des bobines de champ doit être aligné avec l'un des axes de détection du magnétomètre qui, comme déjà indiqué, est un élément préexistant du système de mesure directionnelle'de
l'appareil MWD.
Par conséquent, la présente invention évite la nécessité, propre à la technique antérieure,d'établir une liaison directe RS232 entre l'ordinateur de surface
et l'ordinateur sur l'outil MWD.
Les caractéristiques et avantages discutés ci-dessus et propres à la présente invention seront mieux appréciés et compris par les spécialistes de
cette technique à l'examen de la description détaillée
ci-après et des figures.
Celles-ci, o les éléments semblables sont numérotés de la même façon dans toutes les figures, représentent respectivement: La figure 1, une vue schématique générale d'un trou de forage et d'un derrick de forage montrant le cadre de fonctionnement de la présente invention; La figure 2, une vue frontale en élévation, partiellement en coupe transversale, d'un système de mesures au fond du trou en cours de forage (MWD); La figure 3, un diagramme de bloc d'une liaison de communications de la surface avec un outil MWD propre à la technique antérieure; La figure 4, un diagramme de bloc d'une liaison de communications sans fil de la surface avec un outil MWD conforme à la présente invention; La figure 5, un schéma électrique d'un émetteur utilisé dans le système de la figure 4; et La figure 6, un diagramme de bloc du récepteur
utilisé dans le système de la figure 4.
Si l'on examine tout d'abord les figures 1 et 2, on voit le cadre général dans lequel la présente invention trouve ses applications. Il est toutefois bien entendu que cette vue d'ensemble a uniquement pour but de représenter des conditions typiques dans lesquelles la présente invention peut être utilisée, mais sans vouloir limiter le domaine d'application de cette invention à la disposition particulière
représentée par les figures 1 et 2.
L'appareil de forage représenté à la figure 1 comporte un derrick 10 qui supporte une colonne de forage ou tige de forage 12, qui se termine par un outil de forage 14. Comme on le sait déjà, l'ensemble de la colonne de forage peut tourner ou bien cette colonne de forage peut être maintenue fixe tandis que seul l'outil de forage esten rotation. La colonne de forage 12 est constituée d'une série de segments interconnectés, de nouveaux segments étant ajoutés au fur et à mesure de l'augmentation de la profondeur du puits. Dans les systèmes o l'outil de forage est entrainé par turbine, il est souvent souhaitable de faire tourner lentement la colonne de forage. Ce 1 résultat peut être obtenu grâce au couple de réaction provenant du forage, ou bien en faisant réellement tourner la colonne de forage depuis la surface. A cet effet, la colonne de forage est suspendue à un bloc mobile 16 d'un treuil 18 et l'ensemble de la colonne de forage peut être mis en rotation par une barre carrée qui coulisse à travers la table rotative 22 en étant mise en rotation par celle-ci au pied du derrick. Un assemblage de moteur 24 est connecté pour entraPner
le treuil 18 et mettre la table rotative 22 en rotation.
La partie inférieure de la colonne de forage peut contenir un ou plusieurs segments 26 (de plus grand diamètre que les autres segments de la colonne de forage) appelés collets de forage. Comme on le sait déjà dans cette technique, ces collets de forage peuvent contenir des détecteurs et des circuits électroniques pour détecteurs et des sources de puissance, telles que turbines entraînées par la boue, qui entraînent des outils de forage et/ou des générateurs et pour fournir de l'énergie électrique aux éléments de détection. Les débris de forage résultant du fonctionnement de l'outil de forage 14 sont évacués par un grand courant de boue qui monte par l'espace annulaire libre 28 entre la colonne de forage et la paroi du trou 30. Cette boue est amenée par un tuyau 32 à un système de filtrage et de décantation représenté schématiquement par le réservoir 34. La boue filtrée est ensuite aspirée par une pompe 36 équipée d'un absorbeur de pulsations 38 et est amenée sous pression par la conduite 40 à une tête d'injection tournante 42, puis à l'intérieur de la colonne de forage 12, pour être envoyée à l'outil de forage 14 et à la turbine à boue, si une turbine à boue est comprise dans le
système.
1 La colonne de boue de la colonne de forage 12 sert également de support de transmission pour transporter des signaux indiquant les paramètres au fond du trou vers la surface. Cette transmission des signaux est réalisée par la technique bien connue de création d'impulsions dans la boue, o des impulsions de pression sont créées dans la colonne de boue de la colonne de forage 12, pour représenter les paramètres détectés au fond du puits. Les paramètres de forage sont détectés par une unité de détection 44 (voir figure 2) dans un collet de forage 26 à proximité ou aux environs du collet de forage. Des impulsions de pression sont créées dans le courant de boue dans la colonne de forage 12 et ces impulsions de pression sont reçues par un transducteur de pression 46, puis transmises à une unité de réception de signaux 48 qui peut enregistrer, afficher et/ou effectuer des calculs sur les signaux, afin de fournir des informations relatives
aux différentes conditions au fond du trou.
Si l'on examine brièvement la figure 2, on y voit schématiquement un système avec un segment de colonne de forage 26, dans lequel sont créées des impulsions dans la boue. La boue passe à travers un orifice à débit variable 50 et entra!ne une première turbine 52. La première turbine actionne un générateur 54 qui fournit de l'énergie électrique au détecteur de l'unité de détection 44 (par les conducteurs électriques 55). La sortie de l'unité de détection 44, qui peut se présenter sous forme de signaux électriques, hydrauliques ou analogues, actionne un piston 56 qui modifie la dimension de l'orifice variable , le piston 56 ayant un actionneur de vanne 57 qui
peut être commandé électriquement ou hydrauliquement.
Les modifications de la dimension de l'orifice 50 créent des impulsions de pression dans le courant de boue, 1 qui sont transmises et détectées à la surface afin de fournir des indications relatives aux différentes conditions détectées par l'unité de détection 44. Le
passage de la boue est représenté par des flèches.
Comme les détecteurs de l'unité de détection 44 présentent une sensibilité magnétique, le segment de colonne de forage particulier 26 qui contient les éléments de détection doit être une section non magnétique de la colonne de forage, réalisée de préférence en Monel ou en acier inoxydable. L'unité de détection 44 est en outre enveloppée par un récipient à pression non magnétique 60, afin de protéger l'unité de détection et de l'isoler de la pression existant
dans le puits.
Comme l'unité de détection 44 peut contenir d'autres détecteurs pour les mesures directionnelles ou autres, il contiendra un magnétomètre triaxial à trois enroulements, ces enroulements étant représentés séparément, uniquement à titre d'illustration et de
description et étant désignés comme étant les
enroulements 56A, 56B et 56C, qui sont respectivement les enroulements de magnétomètre dans les directions
"x", "y" et "z".
Une turbine de forage 61 est disposée en dessous de l'assemblage de détection 44. Fréquemment, un autre segment 27 du collet de forage non magnétique est situé entre l'assemblage de détection 44 et la
turbine 61.
L'arbre de la turbine de forage 61 présente une section inférieure dirigée vers le bas 62, qui est connectée et qui entraîne l'outil de forage 14
ainsi qu'une section 64 dirigée vers le haut.
Il est souvent nécessaire d'effectuer des modifications des paramètres de fonctionnement du système MWD à l'emplacement du derrick. Ces 1 modifications sont classiquement réalisées en ramenant l'outil MWD à la surface, A l'emplacement du derrick, et en réalisant une communication permanente directe par fil entre le système d'ordinateur du MWD et l'ordinateur de l'opérateur qui est situé sur le derrick de forage luimême (voir l'élément 48 de la figure 1). Une liaison de communications classique de ce genre est représentée à la figure 3, qui montre une liaison RS232 entre l'ordinateur de l'opérateur 70 et le système d'ordinateur de l'outil MWD 72. Comme le montre également la figure 3, l'ordinateur du système MWD 72 est en communication électronique avec le magnétomètre 74 (qui correspond aux éléments 56A, 56B, 56C de la figure 2) , avec l'accéléromètre 76 et avec d'autres
détecteurs connus 78.
La liaison de communications classique propre à latechnique antérieure, telle que représentée à la figure 3, présente certaines insuffisances. Par exemple, il est nécessaire de prévoir les éléments requis pour réaliser une connexion électrique directe vers l'outil MWD, ce qui peut augmenter considérablement le co t du système MWD tout en aggravant le risque de panne du système utilisé au fond du trou. Ceci est particulièrement ennuyeux quand un orifice doit être prévu à travers le collet de forage de l'outil MWD, afin de réaliser une connexion directe permanente RS232
avec fil.
Si l'on examine maintenant les figures 4-6 conformes à la présente invention, on y voit un procédé et un appareil pour introduire à distance des signaux de commande ou d'information provenant d'un opérateur de l'appareil dans le système MWD à la surface du derrick de forage. Comme le montre la figure 4, la présente invention utilise un émetteur 80 qui assure une communication à distance sans fil, avec un récepteur 74' dans l'outil MWD. Comme on le décrira plus en détail ci-après, une caractéristique importante de la présente invention consiste en ce que le récepteur sans fil 74' est réellement un magnétomètre, désigné par 44 à la figure 2; celui-ci est un élément déjà existant des systèmes MWD classiques. Par conséquent, la présente invention utilise le magnétomètre 74',qui existe déjà dans les systèmes MWD du commerce, comme canal de communication pour transmettre à distance des données et/ou des ordres de commande vers l'outil MWD. Cette liaison de communications sans fil remplace donc le couplage électrique direct RS232 par une liaison
magnétique sans fil.
Si l'on examine maintenant simultanément les figures 4 - 6, on voit que l'ordinateur de l'opérateur 70' possède une entrée RS232 vers l'émetteur 80. Dans l'émetteur 80, le signal RS232 provenant de l'ordinateur d'opérateur 70' est transformé en cinq signaux logiques de tension par le récepteur 81 de la ligne RS232. La sortie du récepteur de ligne 81 est utilisée pour actionner la commande 82 du transistor à effet de champ (FET) qui commande le FET 83. Le FET ainsi commandé fonctionne alors comme un commutateur, pour permettre ou empêcher le passage du courant par les enroulements de champ 84 et 85. Comme les bobines 84 et 85 sont mises alternativement sous tension, en fonction de la sortie de la ligne RS232, il apparait un champ magnétique à polarité alternée. Les bobines 84 et 85 de la figure 5 sont représentées de façon schématique à la figure 2, o une bobine horlogique est désignée par 84 et o une bobine anti-horlogique est désignée par 85. Les bobines 84 et 85 peuvent être alignées avec l'un quelconque des enroulements "x", e"y" ou "z" du magnétomètre 44. Dans le mode de réalisation particulier représenté à la figure 2, les 1 enroulements 84 et 85 ont été alignés avec l'enroulement "x" 56B du magnétomètre. On comprendra que les différents composants électroniques désignés schématiquement à la figure 5 sont tous disponibles dans le commerce et bien connus de tout spécialiste de cette technique. Les bobines 84 et 85 peuvent être constituées de bobines de 12" de diamètre, ayant 150
spires de fil de cuivre n 20 AWG.
Si l'on examine maintenant les figures 4 t 6, on comprendra que, conformément à une très importante caractéristique de la présente invention, le magnétomètre 74' (ou élément 44 de la figure 2) du détecteur directionnel est utilisé comme transducteur pour transformer à nouveau le champ magnétique créé par l'émetteur en un signal électrique. Ceci est réalisé en utilisant un comparateur 86 pour détecter les transitions entre l'état zéro et l'état avec champ magnétique. La sortie du comparateur actionne une commande 88 de la ligne RS232 qui envoie des informations à l'ordinateur 72' du système MWD. Pendant le fonctionnement, la sortie de la commande de ligne 88 transmet la même quantité d'informations que l'entrée
RS232 représentée à la figure 5.
Une caractéristique essentielle de la présente invention consiste en ce que tout logiciel de système informatique rédigé pour l'ordinateur de l'opérateur et l'ordinateur de système MWD peut être utilisé afin de réaliser une communication entre les deux ordinateurs, sans tenir compte du fait qu'il existe ou non une connexion électrique directe. Par conséquent, des données des commandes ou d'autres programmes peuvent facilement être transmis depuis l'ordinateur de l'opérateur et vers l'ordinateur au fond du trou de forage sur l'outil MWD. Cette liaison de communications est réalisée par connexion à distance, sans nécessiter
1 une interconnexion électrique directe.
Une autre importante caractéristique de la présente invention consiste en ce que le récepteur utilisé au fond du trou dans l'outil MWD peut être simplement constitué d'un magnétomètre, qui est un détecteur existant qui se trouve dans tous les systèmes MWD du commerce. L'utilisation d'un détecteur existant comme récepteur élimine donc la nécessité de prévoir une unité de réception séparée, ce qui facilite l'utilisation et diminue le prix de fabrication de la liaison de communications propre à la présente invention. La liaison de communications sans fil de la présente invention permet des débits de données pouvant atteindre 50 bits/seconde, ce qui est particulièrement utile au niveau du derrick de forage,
o le temps est un élément essentiel.
Claims (10)
1. Procédé pour introduire à distance des signaux provenant d'un premier ordinateur dans un système de mesures en cours de forage MWD, le système MWD comprenant un magnétomètre et un second ordinateur dans un ensemble électronique, l'ensemble électronique étant supporté dans un collet de forage, ce procédé comportant les étapes de: créer un premier signal provenant du premier ordinateur; transformer ledit premier signal en un champ magnétique; amener ledit champ magnétique à l'ensemble électronique dans le système MWD; détecter ledit champ magnétique dans l'ensemble électronique; transformer à nouveau ledit champ magnétique détecté pour obtenir ledit premier signal; et amener ledit premier signal au second ordinateur.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ladite étape de détection est réalisée par ledit
magnétomètre dans ledit système MWD.
3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ledit magnétomètre comprend des enroulements x, y et z et dans lequel le champ magnétique est fourni par une paire de bobines et qui comprend l'étape de: aligner ladite paire de bobines avec l'un
des enroulements x, y ou z du magnétomètre.
4. Appareil pour introduire à distance des signaux provenant d'un premier ordinateur dans un système de mesures en cours de forage (MWD), le système MWD comprenant un magnétomètre et un second ordinateur dans un ensemble électronique, l'ensemble électronique 1 étant supporté dans un collet de forage, cet appareil comprenant: un moyen pour créer un premier signal provenant du premier ordinateur; un premier moyen de transformation pour transformer ledit premier signal en un champ magnétique un moyen pour amener ledit champ magnétique à l'ensemble électronique dans le système MWD; un moyen pour détecter ledit champ magnétique dans l'ensemble électronique; un second moyen de transformation pour transformer à nouveau ledit champ magnétique détecté pour obtenir ledit premier signal; et un moyen pour amener ledit premier signal
au second ordinateur.
5. Appareil selon la revendication 4, dans lequel ledit moyen de détection est constitué du
magnétomètre (44), (74') dans ledit système MWD.
6. Appareil selon la revendication 5, dans lequel ledit magnétomètre (44), (74') comprend des enroulements x, y et z et dans lequel ledit moyen de transmission est constitué d'une paire de bobines comprenant une bobine horlogique (84) et une bobine
anti-horlogique (85).
7. Appareil selon la revendication 6, dans lequel ladite paire de bobines (84), (85) est alignée avec les enroulements x, y ou z dudit magnétomètre
(44), (74').
8. Appareil selon la revendication 1, dans lequel ledit moyen pour créer un signal est constitué
d'une entrée de signaux RS232.
9. Appareil selon la revendication 1, dans lequel ledit premier moyen de transformation est
constitué d'un transistor à effet de champ (82), (83).
10. Appareil selon la revendication 1, dans lequel ledit second moyen de transformation est constitué d'un comparateur (86), la sortie provenant du comparateur (86) commandant un actionneur (88) de
ligne RS232 pour créer une sortie RS232.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/247,033 US4992787A (en) | 1988-09-20 | 1988-09-20 | Method and apparatus for remote signal entry into measurement while drilling system |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2636671A1 true FR2636671A1 (fr) | 1990-03-23 |
Family
ID=22933266
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR8906046A Withdrawn FR2636671A1 (fr) | 1988-09-20 | 1989-05-09 | Procede et appareil pour introduire des signaux a distance dans un circuit de mesure, pendant le forage |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4992787A (fr) |
| CA (1) | CA1295678C (fr) |
| FR (1) | FR2636671A1 (fr) |
| GB (1) | GB2222844B (fr) |
| NL (1) | NL8901461A (fr) |
| NO (1) | NO891797L (fr) |
Families Citing this family (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5034929A (en) * | 1989-08-02 | 1991-07-23 | Teleco Oilfield Services Inc. | Means for varying MWD tool operating modes from the surface |
| US5285204A (en) * | 1992-07-23 | 1994-02-08 | Conoco Inc. | Coil tubing string and downhole generator |
| GB9417719D0 (en) * | 1994-09-03 | 1994-10-19 | Integrated Drilling Serv Ltd | A well data telemetry system |
| FR2733004B1 (fr) * | 1995-04-12 | 1997-06-20 | Schlumberger Services Petrol | Procede et installation de detection en surface de signaux eletromagnetiques emis au fond d'un puits |
| US8678042B2 (en) | 1995-09-28 | 2014-03-25 | Fiberspar Corporation | Composite spoolable tube |
| US5921285A (en) * | 1995-09-28 | 1999-07-13 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube |
| US7498509B2 (en) * | 1995-09-28 | 2009-03-03 | Fiberspar Corporation | Composite coiled tubing end connector |
| US6628705B1 (en) * | 1997-10-09 | 2003-09-30 | Mci Communications Corporation | Cellular based communications systems and method of using same |
| US6004639A (en) | 1997-10-10 | 1999-12-21 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube with sensor |
| US6938689B2 (en) * | 1998-10-27 | 2005-09-06 | Schumberger Technology Corp. | Communicating with a tool |
| US7383882B2 (en) | 1998-10-27 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Interactive and/or secure activation of a tool |
| US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
| US6989764B2 (en) * | 2000-03-28 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
| US6626253B2 (en) * | 2001-02-27 | 2003-09-30 | Baker Hughes Incorporated | Oscillating shear valve for mud pulse telemetry |
| GB2391600B (en) * | 2001-04-27 | 2005-09-21 | Fiberspar Corp | Buoyancy control systems for tubes |
| GB2397891B (en) * | 2001-08-06 | 2005-07-06 | Halliburton Energy Serv Inc | Filters for cancelling multiple noise sources in borehole electromagnetic telemetry system |
| US6657597B2 (en) * | 2001-08-06 | 2003-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional signal and noise sensors for borehole electromagnetic telemetry system |
| US20030087052A1 (en) * | 2001-11-05 | 2003-05-08 | Wideman Thomas W. | Spoolable composite tubing with a catalytically cured matrix |
| WO2003083338A1 (fr) | 2002-03-29 | 2003-10-09 | Fiberspar Corporation | Systemes et procedes de rehabilitation de canalisation |
| US6915848B2 (en) | 2002-07-30 | 2005-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Universal downhole tool control apparatus and methods |
| US6776240B2 (en) | 2002-07-30 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole valve |
| US8228759B2 (en) | 2003-11-21 | 2012-07-24 | Fairfield Industries Incorporated | System for transmission of seismic data |
| US7124028B2 (en) | 2003-11-21 | 2006-10-17 | Fairfield Industries, Inc. | Method and system for transmission of seismic data |
| CA2490176C (fr) | 2004-02-27 | 2013-02-05 | Fiberspar Corporation | Tuyau renforce de fibres transferable sur touret |
| US8187687B2 (en) * | 2006-03-21 | 2012-05-29 | Fiberspar Corporation | Reinforcing matrix for spoolable pipe |
| US8839822B2 (en) * | 2006-03-22 | 2014-09-23 | National Oilwell Varco, L.P. | Dual containment systems, methods and kits |
| US8671992B2 (en) * | 2007-02-02 | 2014-03-18 | Fiberspar Corporation | Multi-cell spoolable composite pipe |
| US8746289B2 (en) | 2007-02-15 | 2014-06-10 | Fiberspar Corporation | Weighted spoolable pipe |
| CA2641492C (fr) * | 2007-10-23 | 2016-07-05 | Fiberspar Corporation | Conduite chauffee et methodes de transport de fluide visqueux |
| CN101525998B (zh) * | 2008-03-06 | 2012-09-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种电磁随钻测量系统的地面信号接收装置及其接收方法 |
| US8657035B2 (en) * | 2008-06-06 | 2014-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for providing wireless power transmissions and tuning a transmission frequency |
| US8658968B2 (en) * | 2008-10-21 | 2014-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nuclear logging tool calibration system and method |
| CA2717079C (fr) * | 2008-12-15 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Procede et systeme de determination d'une valeur indiquant la saturation en gaz d'une formation |
| CA2690926C (fr) * | 2009-01-23 | 2018-03-06 | Fiberspar Corporation | Separation des fluides de fond |
| US8955599B2 (en) | 2009-12-15 | 2015-02-17 | Fiberspar Corporation | System and methods for removing fluids from a subterranean well |
| AU2010331950B2 (en) | 2009-12-15 | 2015-11-05 | Fiberspar Corporation | System and methods for removing fluids from a subterranean well |
| US20110210542A1 (en) * | 2010-02-23 | 2011-09-01 | Makselon Christopher E | Connector for Spoolable Pipe |
| WO2012011898A1 (fr) | 2010-07-21 | 2012-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Procédé et système permettant de déterminer un paramètre associé à une formation, corrigé selon les neutrons produits |
| MX2013002124A (es) | 2010-08-24 | 2013-06-28 | Halliburton Energy Serv Inc | Metodo y sistema de determinacion del contenido elemental de una formacion de tierra. |
| MX358020B (es) | 2012-08-10 | 2018-08-02 | Nat Oilwell Varco Lp | Conectores de tuberia continua compuesta. |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2379800A (en) * | 1941-09-11 | 1945-07-03 | Texas Co | Signal transmission system |
| US2992325A (en) * | 1959-06-01 | 1961-07-11 | Space Electronics Corp | Earth signal transmission system |
| US3993127A (en) * | 1974-08-08 | 1976-11-23 | Viktor Gavrilovich Chepelev | Apparatus for positioning a working implement in a borehole |
| US4057781A (en) * | 1976-03-19 | 1977-11-08 | Scherbatskoy Serge Alexander | Well bore communication method |
| US4725837A (en) * | 1981-01-30 | 1988-02-16 | Tele-Drill, Inc. | Toroidal coupled telemetry apparatus |
| US4739325A (en) * | 1982-09-30 | 1988-04-19 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for down-hole EM telemetry while drilling |
| US4646277A (en) * | 1985-04-12 | 1987-02-24 | Gas Research Institute | Control for guiding a boring tool |
| CA1242244A (fr) * | 1985-09-09 | 1988-09-20 | Francis L. Davison | Methode et dispositif de communication avec un appareil capteur de donnees metrologiques a fond de forage, ledit appareil se trouvant en surface et le forage etant en cours |
| US4736204A (en) * | 1985-09-09 | 1988-04-05 | Nl Industries, Inc. | Method and apparatus for communicating with downhole measurement-while-drilling equipment when said equipment is on the surface |
| JPS63160430A (ja) * | 1986-12-24 | 1988-07-04 | Reideitsuku:Kk | 電磁誘導信号伝送方式 |
-
1988
- 1988-09-20 US US07/247,033 patent/US4992787A/en not_active Expired - Fee Related
-
1989
- 1989-04-04 CA CA000595642A patent/CA1295678C/fr not_active Expired - Fee Related
- 1989-04-28 NO NO89891797A patent/NO891797L/no unknown
- 1989-05-09 FR FR8906046A patent/FR2636671A1/fr not_active Withdrawn
- 1989-05-12 GB GB8910938A patent/GB2222844B/en not_active Expired - Fee Related
- 1989-06-08 NL NL8901461A patent/NL8901461A/nl not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA1295678C (fr) | 1992-02-11 |
| US4992787A (en) | 1991-02-12 |
| GB2222844A (en) | 1990-03-21 |
| GB8910938D0 (en) | 1989-06-28 |
| NO891797D0 (no) | 1989-04-28 |
| NO891797L (no) | 1990-03-21 |
| NL8901461A (nl) | 1990-04-17 |
| GB2222844B (en) | 1992-08-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FR2636671A1 (fr) | Procede et appareil pour introduire des signaux a distance dans un circuit de mesure, pendant le forage | |
| EP0330558B1 (fr) | Méthode et dispositif de transmission de l'information par câble et par ondes de boue | |
| FR2910925A1 (fr) | Systeme et procede de telemetrie dans les puits de forage | |
| CA2801347C (fr) | Systeme et procede pour la telesurveillance d'un puits | |
| AU2009356274B2 (en) | System and method for remote well monitoring | |
| EP0558379B1 (fr) | Système et méthode d'acquisition de données physiques liées à un forage en cours | |
| CA2193250C (fr) | Methode et dispositif pour l'acquisition de signaux en cours de forage | |
| FR2785330A1 (fr) | Appareil et procede d'orientation dynamique pour le forage d'un puits devie | |
| FR2866922A1 (fr) | Systeme et procede de forage de puits a partir d'un centre de controle eloigne | |
| FR2566458A1 (fr) | Emetteur de signaux, place au fond d'un trou de forage pour un systeme de telemetrie par impulsion de boue | |
| FR2858065A1 (fr) | Systeme et procede de mesure de parametres de fond pendant le forage | |
| FR2905725A1 (fr) | Procede et systeme pour determiner le point libre dans un tube de forage | |
| CN101424170A (zh) | 取心工具、岩心搬运组件和搬运岩心的方法 | |
| GB2344123A (en) | Well logging method and apparatus | |
| FR2892448A1 (fr) | Systeme et methode de telemetrie dans les puits de forage hystorique de l'invention. | |
| FR2582049A1 (fr) | Procede et dispositif pour actionner une soupape et transmettre des signaux par impulsions de pression | |
| NO322513B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for deteksjon av elektromagnetiske signaler overfort gjennom undergrunnen | |
| WO2021252342A1 (fr) | Diagraphie d'un puits | |
| CN101338670A (zh) | 用于石油勘探井下多级微测井的方法及电动耦合器 | |
| EP0296207A1 (fr) | Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits soumis a compression hydraulique. | |
| FR2557630A1 (fr) | Appareils, situes dans un trou de mine, pour transmettre des signaux par modulation de la pression de boue | |
| FR2666113A1 (fr) | Procede et appareil de forage de trous de sondage et ensemble de trepan pour la mise en óoeuvre de ce procede. | |
| US11112777B2 (en) | Independent high-speed sampling for an oil drilling system | |
| US11966005B2 (en) | System and method for arrayed telemetry using single-photon detectors | |
| FR2817588A1 (fr) | Procede de transmission d'informations le long d'un train de tiges de forage |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |