NO20023000L

NO20023000L - Borehole telemetry system and method

Info

Publication number: NO20023000L
Application number: NO20023000A
Authority: NO
Inventors: Richard John Meehan; Charles Roderick Jenkins; Benjamin Peter Jeffreyes; John Mervyn Cook
Original assignee: Schlumberger Holdings
Priority date: 1999-12-22
Filing date: 2002-06-21
Publication date: 2002-08-21
Also published as: US20040035608A1; DE10085315T1; GB9930343D0; GB2357527B; AU2195301A; CA2395082A1; WO2001046555A1; NO20023000D0; GB2357527A

Description

TEKNISK OMRÅDE FOR OPPFINNELSENTECHNICAL FIELD OF THE INVENTION

Foreliggende oppfinnelse vedrører området telemetri i hydrokarbonbrønner. Spesielt angår oppfinnelsen et system og en fremgangsmåte for å skape torsjons-telemetrisignaler i en borestreng under utviklingen av en hydrokarbonbrønn. The present invention relates to the area of telemetry in hydrocarbon wells. In particular, the invention relates to a system and a method for creating torsional telemetry signals in a drill string during the development of a hydrocarbon well.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSENBACKGROUND OF THE INVENTION

Kommunikasjon mellom nedhullssensorer og overflaten har lenge vært ønskelig. Denne kommunikasjonen er f.eks. en integrert del av de fremgangsmåter som er kjent som måling-under-boring (MWD) og logging-under-boring (LWD). Forskjellige fremgangsmåter som har vært forsøkt for denne kommunikasjonen, innbefatter elektromagnetisk stråling gjennom grunnformasjonen, elektrisk over-føring gjennom en isolert leder, trykkpulsforplantning gjennom boreslammet og akustisk bølgeforplantning gjennom den metalliske borestrengen. Hver av disse metodene har ulemper i forbindelse med signaldempning, omgivelsesstøy, høye temperaturer og kompatibilitet med vanlige boreprosedyrer. Communication between downhole sensors and the surface has long been desirable. This communication is e.g. an integral part of the procedures known as measurement-while-drilling (MWD) and logging-while-drilling (LWD). Various methods that have been attempted for this communication include electromagnetic radiation through the underlying formation, electrical transmission through an insulated conductor, pressure pulse propagation through the drilling mud, and acoustic wave propagation through the metallic drill string. Each of these methods has disadvantages related to signal attenuation, ambient noise, high temperatures, and compatibility with common drilling procedures.

Den mest kommersielt vellykkede av disse metodene har vært overføringen av informasjon ved hjelp av trykkpulser i boreslammet. Dempningsmekanismen i slammet begrenser imidlertid den effektive overføringshastighet til mindre enn 10 biter pr. sekund, selv om høyere hastigheter er blitt oppnådd i laboratoriefor-søk. I tillegg svikter konvensjonell slampulstelemetri under boring med meget kompressible fluider slik som gassholdige slam og skum. Disse fluidene finner et stadig økende marked ved ubalansert boring. Det å opprettholde underbalanse på pålitelig måte krever overvåkning i sanntid av ringromstrykket nede i borehullet. Ved underbalansert boring er det derfor viktig med telemetri ved høy hastighet. The most commercially successful of these methods has been the transmission of information using pressure pulses in the drilling mud. However, the damping mechanism in the sludge limits the effective transfer rate to less than 10 bits per second. second, although higher speeds have been achieved in laboratory tests. In addition, conventional mud pulse telemetry fails when drilling with highly compressible fluids such as gaseous muds and foams. These fluids find an ever-increasing market in unbalanced drilling. Reliably maintaining underbalance requires real-time monitoring of downhole annulus pressure. In the case of underbalanced drilling, telemetry at high speed is therefore important.

Et alternativ er å bruke aksiale eller torsjonale mekaniske spenningsbølger i borestrengen. Idéen med å bruke torsjonale akustiske bølger i en borestreng som et telemetrisignal, er ikke ny. Det har vært flere US-patenter meddelt på innretninger som kan eksitere torsjonale vibrasjoner. An alternative is to use axial or torsional mechanical stress waves in the drill string. The idea of using torsional acoustic waves in a drill string as a telemetry signal is not new. There have been several US patents granted for devices that can excite torsional vibrations.

US-patent 4,001,773 beskriver en fremgangsmåte hvor et "telemetrisignal" blir generert av borestøyen eller støy forårsaket av andre riggoperasjoner. Dette signalet forplanter seg langs borestrengen og blir detektert på overflaten. Signalet blir m.odulert ved hjelp av en treghetsmasse i bunnhullsanordningen ("BHA"). Denne massen er koplet til borestrengen ved hjelp av en elektromagnetisk kop- ling. Innkopling eller fråkopling av koplingen endrer overføringskaraktéristikkene til borestrengen for derved å modulere signalet. Ulempen ved denne type arrangement innbefatter en mangel på styring over signalkilden, som er avhengig av den spesielle boreoperasjon, og dens mekaniske kompleksitet uttrykt ved hovedsakelig bevegelige deler. US patent 4,001,773 describes a method where a "telemetry signal" is generated by the drilling noise or noise caused by other rig operations. This signal propagates along the drill string and is detected on the surface. The signal is modulated using an inertial mass in the bottom hole assembly ("BHA"). This mass is connected to the drill string by means of an electromagnetic coupling. Connecting or disconnecting the coupling changes the transmission characteristics of the drill string to thereby modulate the signal. The disadvantage of this type of arrangement includes a lack of control over the signal source, which is dependent on the particular drilling operation, and its mechanical complexity expressed by mainly moving parts.

US-patent 5,159,226 og US-patent 5,166,908 beskriver et system hvor en piezo-elektrisk innretning er montert på en flensakse som passer inn i borestrengen. Én ende av akselen er forsynt med en gjenget forbindelse og kan festes til borestrengen. Når piezo-krystallene blir energisert, gjør de at flensakselen vris, og den torsjon som genereres, blir overført til borestrengen. En reaksjonsmasse kan være forbundet med den frie ende av flensakselen for å øke amplituden til signalet, selv om dette vil minske båndbredden til signalet. Andre ulemper ved dette arrangementet innbefatter den mekaniske kompleksitet og den relative skjørheten til det piezo-elektriske krystall materialet. US Patent 5,159,226 and US Patent 5,166,908 describe a system where a piezoelectric device is mounted on a flange axis that fits into the drill string. One end of the shaft is provided with a threaded connection and can be attached to the drill string. When the piezo crystals are energized, they cause the flange shaft to twist, and the torque generated is transmitted to the drill string. A reaction mass can be connected to the free end of the flange shaft to increase the amplitude of the signal, although this will reduce the bandwidth of the signal. Other disadvantages of this arrangement include the mechanical complexity and the relative fragility of the piezoelectric crystal material.

US-patent 4,462,469 beskriver et system som benytter en hydraulisk ned-hullsmotor, som utleder energi fra slammet, men uten å tillate slammet å komme i kontakt med de bevegelige deler av motoren. Det virker ved å bruke fleksible bel-ger eller bevegelige vegger til å trykksette motorfluidet. Endring av innstillingene til strupeventiler i motoren ved hjelp av styremagnetventiler gjør at torsjonsmessige impulser blir tilført borestrengen. Ulemper ved denne type arrangement innbefatter det store antall bevegelige deler, den mekaniske og hydrauliske kompleksitet og den forholdsvis lave frekvensrespons som skyldes hydrauliske begrensninger. US Patent 4,462,469 describes a system using a hydraulic downhole motor, which extracts energy from the mud, but without allowing the mud to come into contact with the moving parts of the motor. It works by using flexible bellows or movable walls to pressurize the engine fluid. Changing the settings of throttle valves in the engine using control solenoid valves means that torsional impulses are supplied to the drill string. Disadvantages of this type of arrangement include the large number of moving parts, the mechanical and hydraulic complexity and the relatively low frequency response due to hydraulic limitations.

US-patent 4,992,997 beskriver en torsjonsbølgegenerator som omfatter to eller flere eksentriske rotorer drevet av elektriske motorer. Ved å regulere rota-sjonshastighetene og den relative fasen til motorene, kan torsjonsvibrasjoner set-tes opp i borestrengen. Ulemper ved et slikt arrangement innbefatter det høye antall bevegelige deler og den relative mekaniske kompleksitet. US Patent 4,992,997 describes a torsion wave generator comprising two or more eccentric rotors driven by electric motors. By regulating the rotation speeds and the relative phase of the motors, torsional vibrations can be set up in the drill string. Disadvantages of such an arrangement include the high number of moving parts and the relative mechanical complexity.

US-patent 4,283,779 beskriver en innretning som benytter en treghetsmasse i BHA. En torsjonskraft blir frembrakt mellom denne massen og borestrengen ved å dirigere slam fra borestrengen inn i kammeret inne i treghetsmassen. Dette forårsaker relativ rotasjon mellom borestrengen og treghetsmassen, og den resulterende torsjonsimpuls forplanter seg opp langs borestrengen. Ulemper ved et arrangement av denne typen innbefatter de betydelige bevegelige deler, samt behovet for høytrykks magnetventiler. US patent 4,283,779 describes a device that uses an inertia mass in the BHA. A torsional force is produced between this mass and the drill string by directing mud from the drill string into the chamber inside the inertial mass. This causes relative rotation between the drill string and the inertial mass, and the resulting torsional impulse propagates up the drill string. Disadvantages of an arrangement of this type include the considerable moving parts, as well as the need for high pressure solenoid valves.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSENSUMMARY OF THE INVENTION

Det er således et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe et telemetrisystem som er i stand til å fremskaffe en høyere datahastighet enn kon-vensjonelle slampuls-teiemetrisystemer. It is thus an object of the present invention to provide a telemetry system which is capable of providing a higher data rate than conventional mud pulse telemetry systems.

Det er et ytterligere formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et telemetrisystem som ikke er avhengig av borefluidet (dvs. at det vil virke under boring med gassholdig slam, skum eller luft). It is a further object of the invention to provide a telemetry system that does not depend on the drilling fluid (ie that it will work when drilling with gaseous mud, foam or air).

Det er et ytterligere formål med oppfinnelsen å fremskaffe en torsjonssig-nalkilde for borehullstelemetri som er forholdsvis mekanisk enkel, har forholdsvis få bevegelige deler og som ikke er utsatt for mekaniske svikt under drift nede i et borehull. It is a further object of the invention to provide a torsion signal source for borehole telemetry which is relatively mechanically simple, has relatively few moving parts and which is not subject to mechanical failures during operation down a borehole.

I henhold til oppfinnelsen er det fremskaffet en fremgangsmåte og et apparat for å skape et telemetrisignal i en borestreng. Oppfinnelsen innebærer å på-føre en kraft på borestrengen ved en første posisjon, og påføre en annen kraft til borestrengen ved en annen posisjon. De to kreftene virker i motsatte retninger. Kreftene kan være aksiale av retning, i henhold til den foretrukne utførelsesform kan kreftene imidlertid frembringe et torsjonsmessig telemetrisignal. Krefter kan påføres borestrengen ved mer enn to posisjoner. Når krefter blir påført ved bare to posisjoner, er imidlertid størrelsen til de to kreftene hovedsakelig lik. According to the invention, a method and an apparatus have been provided for creating a telemetry signal in a drill string. The invention involves applying a force to the drill string at a first position, and applying another force to the drill string at another position. The two forces act in opposite directions. The forces can be axial in direction, according to the preferred embodiment, however, the forces can produce a torsional telemetry signal. Forces can be applied to the drill string at more than two positions. However, when forces are applied at only two positions, the magnitudes of the two forces are essentially equal.

Oppfinnelsen innebærer fortrinnsvis å generere en akustisk bølge som forplanter seg gjennom et organ som er koplet til borestrengen ved de to posisjon-ene. Organet er fortrinnsvis en hul stålaksel med sirkulært tverrsnitt som er posi-sjonert inne i borestrengen. Akselen er fortrinnsvis koplet til borestrengen via elektromagnetiske drivanordninger ved én posisjon, og stivt festet til borestrengen ved den annen posisjon. The invention preferably involves generating an acoustic wave which propagates through an organ which is connected to the drill string at the two positions. The body is preferably a hollow steel shaft with a circular cross-section which is positioned inside the drill string. The shaft is preferably connected to the drill string via electromagnetic drive devices at one position, and rigidly attached to the drill string at the other position.

Oppfinnelsen innbefatter fortrinnsvis også å motta de akustiske signaler ved overflaten, å omforme de akustiske signaler til elektromagnetiske signaler; og å registrere de elektromagnetiske signaler. The invention preferably also includes receiving the acoustic signals at the surface, converting the acoustic signals into electromagnetic signals; and to record the electromagnetic signals.

Oppfinnelsen innbefatter fortrinnsvis også en skillevegg anbrakt på borestrengen mellom telemetrikilden og borkronen for å undertrykke torsjonsbølger i et forutbestemt frekvensområde, som blir frembrakt i borestrengen av bore-prosessen. The invention preferably also includes a partition placed on the drill string between the telemetry source and the drill bit to suppress torsional waves in a predetermined frequency range, which are produced in the drill string by the drilling process.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENEBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

Fig. 1 viser et borehull under boring og et telemetrisystem i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen; Fig. 2 viser skjematisk en torsjonsmessig telemetrikilde i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen; Fig. 3 viser et eksempel på den type torsjonsbølger som måles ved et område med posisjoner langs borestrengen, i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen; Fig. 4 viser en perspektivskisse av en seksjon av et vektrør og en indre aksel foren torsjonskilde, i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen; Fig. 5 viser en utspilt skisse av én av drivanordningsseksjonene som er skissert på fig. 4, i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen; Fig. 6 viser et planriss av elektromagnetiske drivanordninger som benyttes i en torsjonstelemetrikilde i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen; Fig. 7 viser et eksempel på overføringsresponsen til en borestreng på tor-sjonsbølger; Fig. 8 viser en torsjonskilde med mer enn ett sett med magnet/spole-arrangement langs lengden av akselen, i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen; Fig. 1 shows a borehole during drilling and a telemetry system according to a preferred embodiment of the invention; Fig. 2 schematically shows a torsional telemetry source according to a preferred embodiment of the invention; Fig. 3 shows an example of the type of torsional waves that are measured at a range of positions along the drill string, according to an embodiment of the invention; Fig. 4 shows a perspective sketch of a section of a weight tube and an inner shaft of a torsion source, according to an embodiment of the invention; Fig. 5 shows an exploded view of one of the drive device sections outlined in Fig. 4, according to a preferred embodiment of the invention; Fig. 6 shows a plan view of electromagnetic drive devices used in a torsion telemetry source according to a preferred embodiment of the invention; Fig. 7 shows an example of the transmission response of a drill string to torsional waves; Fig. 8 shows a torsion source with more than one set of magnet/coil arrangement along the length of the shaft, according to one embodiment of the invention;

og and

Fig. 9 viser en delenhet for å frembringe aksialbølger i borestrengen, i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Fig. 9 shows a sub-unit for producing axial waves in the drill string, according to an embodiment of the invention.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSENDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Fig. 1 viser et borehull under boring og et telemetrisystem i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. Selv om boretårnet 44 er vist anbrakt på en landoverflate 42, kan oppfinnelsen og så anvendes ved boreoperasjoner til sjøs og i overgangssoner. Borehullet 46, som er vist med stiplede linjer, blir dan- net ved å bruke borkronen 54 og borestrengen 48. Den nedre del av borestrengen 48 omfatteren bunnhullsanordning ("BHA") 56. BHA 56 omfatter igjen et antall innretninger, innbefattende MWD-sonder 60, en skillevegg eller baffel 62 og en telemetridelenhet 64. Fig. 1 shows a borehole during drilling and a telemetry system according to a preferred embodiment of the invention. Although the derrick 44 is shown placed on a land surface 42, the invention and so can be used in drilling operations at sea and in transition zones. The borehole 46, shown in dashed lines, is formed using the drill bit 54 and the drill string 48. The lower part of the drill string 48 comprises the bottom hole assembly ("BHA") 56. The BHA 56 in turn comprises a number of assemblies, including MWD probes 60, a partition or baffle 62 and a telemetry sub-unit 64.

Nedhullsenden av borestrengen 48 omfatter et vektrør, ikke vist, som er en tung seksjon av borestrengen sammensatt av seksjoner av vektrør med øket dia-meter som har en typisk lengde i størrelsesorden 300 meter (1000 fot). En bor-krone er festet til nedhullsenden av vektrøret, i det vekten av vektrøret får borkronen til å bite inn i undergrunnen når borestrengen blir rotert fra overflaten. Noen ganger blir nedhulls slammotorer eller turminer brukt til å dreie borkronen. Over vektrøret er borerøret 58. Borerøret 58 er sammensatt av et stort antall borerør-seksjoner (ikke vist enkeltvis). The downhole end of the drill string 48 includes a casing, not shown, which is a heavy section of the drill string composed of sections of increased diameter casing having a typical length on the order of 300 meters (1000 feet). A drill bit is attached to the downhole end of the collar, where the weight of the collar causes the drill bit to bite into the subsurface as the drill string is rotated from the surface. Sometimes downhole mud motors or turbines are used to turn the drill bit. Above the collar is the drill pipe 58. The drill pipe 58 is composed of a large number of drill pipe sections (not shown individually).

På overflaten 42 er det anbrakt et sirkulasjonssystem, ikke vist, for å sirku-lere boreslammet, rotasjonssystemet, ikke vist, for å rotere borestrengen og borkronen, og et kransystem, ikke vist, for å henge opp borestrengen med den riktige kraft. On the surface 42 is placed a circulation system, not shown, to circulate the drilling mud, the rotation system, not shown, to rotate the drill string and the drill bit, and a crane system, not shown, to suspend the drill string with the right force.

I henhold til oppfinnelsen overfører data fra MWD-sondene 60 MWD-data til telemetridelenheten 64 via en kabel, ikke vist. Telemetridelenheten 64 omformer så dataene fra elektrisk form til torsjonssignaler, eller torsjonsbølger, i borestrengen 48. Torsjonsbølgene forplanter seg opp langs borestrengen til overflaten, hvor de blir detektert av en torsjonssignal-mottaker 66. Mottakeren 66 omformer torsjonsbølgene tilbake til elektrisk form og sender så dataene til en loggeenhet 68 for registrering og videre behandling. Loggeenheten 68 omfatter en datamaskin, et datalager, en fremvisningsanordning og styrelogikk. According to the invention, data from the MWD probes 60 transmits MWD data to the telemetry sub-unit 64 via a cable, not shown. The telemetry sub-unit 64 then converts the data from electrical form into torsion signals, or torsion waves, in the drill string 48. The torsion waves propagate up along the drill string to the surface, where they are detected by a torsion signal receiver 66. The receiver 66 converts the torsion waves back into electrical form and then sends the data to a logging unit 68 for registration and further processing. The logging unit 68 comprises a computer, a data store, a display device and control logic.

Generelt er det mange mulige utførelsesformer av mottakeren 66 og styre-systemet 68. En delenhet innpasset under toppdrivet eller kellyen kan være instru-mentert med strekklapper eller magnetostriktive sensorer for å avføle passasjen av torsjonsbølgene. De genererte signalene kan så overføres til loggeenheten 68 ved hjelp av radiooverføring, induktiv overføring, sleperinger, osv. Alternativt kan delenheten være utstyrt med akselerometere montert slik at de er følsomme for variasjoner i rotasjonsmessig akselerasjon. Alternativt kan delenheten være utstyrt med både akselerometere og strekklapper eller magnetostriktive sensorer. In general, there are many possible embodiments of the receiver 66 and the control system 68. A subassembly fitted under the top drive or kelly may be instrumented with stretch flaps or magnetostrictive sensors to sense the passage of the torsional waves. The generated signals can then be transmitted to the logging unit 68 by means of radio transmission, inductive transmission, slip rings, etc. Alternatively, the sub-unit can be equipped with accelerometers mounted so that they are sensitive to variations in rotational acceleration. Alternatively, the sub-unit can be equipped with both accelerometers and stretch flaps or magnetostrictive sensors.

I henhold til en annen utførelsesform kan delenheten være innsatt under toppdrivet eller kellyen utstyrt med et reflekterende bånd på sin ytre omkrets. En laserenhet montert på et fjerntliggende sted kan rette en laserstråle mot det reflekterende bånd og registrere det signal som spres fra dette. Etterfølgende behandling av dette signalet kan utføres for å detektere de variasjoner i rotasjons-hastighet som forårsakes av torsjonsoscillasjonene. According to another embodiment, the sub-assembly may be inserted under the top drive or the kelly equipped with a reflective band on its outer circumference. A laser unit mounted at a remote location can direct a laser beam at the reflective band and record the signal that is emitted from it. Subsequent processing of this signal can be carried out to detect the variations in rotational speed caused by the torsional oscillations.

Den foretrukne fremgangsmåte for bruk i mottakeren 66 er imidlertid strekklapper (eller strekklapper og akselerometere) montert på en delenhet med batte-rier og en radiosender for å kommunisere med loggeenheten 68. However, the preferred method for use in the receiver 66 is strain gauges (or strain gauges and accelerometers) mounted on a sub-unit with batteries and a radio transmitter to communicate with the logging unit 68.

I henhold til en foretrukket utførelsesform er skilleveggen 62 anordnet for å undertrykke visse frekvenser for torsjonsbølger som kommer fra borkronen 54. De undertrykte frekvenser innbefatter den båndbredde som blir brukt i torsjonstele-metrisystemet. For en ytterligere beskrivelse av et slikt skilleveggsystem, vises det til den allment tilgjengelige GB-patentsøknad nr. GB 2 327 957 A, som herved inntas som referanse. According to a preferred embodiment, the partition wall 62 is arranged to suppress certain frequencies of torsional waves coming from the drill bit 54. The suppressed frequencies include the bandwidth used in the torsional telemetry system. For a further description of such a partition system, reference is made to the generally available GB patent application No. GB 2 327 957 A, which is hereby incorporated by reference.

I henhold til en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen kan telemetridelenheten være anbrakt lenger opp i borestrengen, som vist ved telemetridelenheten 70 på fig. 1.1 henhold til denne utførelsesformen blir MWD-data fra MWD-sonder 60 overført til telemetridelenheten 70 via en overføringskabel, ikke vist, som befinner seg inne i borestrengen. Telemetridelenheten 70 vil så operere som beskrevet ovenfor i forbindelse med delenheten 64.1 henhold til denne utførelsesfor-men kan imidlertid de frekvenser for torsjonssignaler som benyttes i telemetrien, generelt være ved høyere frekvenser siden den totale dempning vil være lavere på grunn av den kortere veilengde mellom torsjonskilden og mottakeren. According to an alternative embodiment of the invention, the telemetry sub-unit can be located further up the drill string, as shown by the telemetry sub-unit 70 in fig. 1.1 according to this embodiment, MWD data from MWD probes 60 is transmitted to the telemetry sub-unit 70 via a transmission cable, not shown, located within the drill string. The telemetry sub-unit 70 will then operate as described above in connection with the sub-unit 64.1 according to this embodiment, however, the frequencies for torsion signals used in the telemetry can generally be at higher frequencies since the total attenuation will be lower due to the shorter path length between the torsion source and the receiver.

Fig. 2 viser skjematisk en torsjonstelemetrikilde i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. Torsjonskilden 100 omfatter en aksel 114 som passer inn i et stykke av borestrengen 110. Hvis torsjonskilden 100 er montert i BHA som vist ved posisjon 64 på fig. 1, så vil 110 være en seksjon av vektrøret. Hvis torsjonskilden er montert lenger mot overflaten, som vist ved posisjon 70, så vil 110 være en spesialtilpasset seksjon av borestrengen. Fig. 2 schematically shows a torsion telemetry source according to a preferred embodiment of the invention. The torsion source 100 comprises a shaft 114 which fits into a piece of the drill string 110. If the torsion source 100 is mounted in the BHA as shown at position 64 in fig. 1, then 110 will be a section of the neck tube. If the torsion source is mounted further towards the surface, as shown at position 70, then 110 will be a specially adapted section of the drill string.

Det vises igjen til fig. 2, hvor akselen 114 er laget av et elastisk materiale, fortrinnsvis stål som passer inn i et stykke av borestrengen (enten vektrøret eller borerøret). Den nedre ende av akselen 114 er stivt festet til borestrengen ved fes- tepunkt 112. Montert ved den øvre ende av akselen 114 er det et arrangement med permanentmagneter 122. Spoler av ledende tråd 120 er montert på innsiden av borestrengen 110 i tett nærhet til magnetene 122. Magnetene og spolene er anordnet på en slik måte at når spolene blir forsynt med strøm, blir en vridningskraft påført akselen, og en lik og motsatt rettet vridningskraft blir påført vektrøret. Dette arrangementet er maken til det for en elektrisk motor, f.eks. en skrittmotor. Akselen er lik rotoren i motoren, mens spolene er lik statoren. Til sammen utgjør magnetene og spolene elektromagnetiske drivanordninger 124 og 126. Når en varierende strøm blir levert til spolene, forårsaker de resulterende magnetfelter at akselen forsøker å dreie seg. Reference is again made to fig. 2, where the shaft 114 is made of an elastic material, preferably steel, which fits into a piece of the drill string (either casing or drill pipe). The lower end of the shaft 114 is rigidly attached to the drill string at attachment point 112. Mounted at the upper end of the shaft 114 is an arrangement of permanent magnets 122. Coils of conductive wire 120 are mounted on the inside of the drill string 110 in close proximity to the magnets 122. The magnets and coils are arranged in such a way that when the coils are supplied with current, a twisting force is applied to the shaft, and an equal and oppositely directed twisting force is applied to the neck tube. This arrangement is similar to that for an electric motor, e.g. a stepper motor. The shaft is similar to the rotor in the motor, while the coils are similar to the stator. Together, the magnets and coils form electromagnetic drives 124 and 126. When a varying current is supplied to the coils, the resulting magnetic fields cause the shaft to attempt to rotate.

Hvis f.eks. spolene 120 blir energisert på en slik måte at det frembringes en torsjonskraft på rotoren (akselen), vil en lik og motsatt rettet reaksjonstorsjon bli utøvet på statoren (dvs. vektrørlegemet). Dette vil generere torsjonsbølger rettet mot urviseren i vektrøret. Pilen 129 illustrerer retningen av en slik kraft som påfø-res borestrengen. Som et resultat av kraften som er illustrert ved hjelp av pilen 129, vil en torsjonsbølge forplante seg langs borestrengen 110, både oppover mot overflaten og nedover mot borkronen. Samtidig vil den torsjonskraft rettes med urviseren som utøves på rotoren, frembringe en torsjonsbølge som forplanter seg langs akselen 114. Når denne bølgen når festepunktet 112 for akselen 114, vil den påføre en torsjonskraft rettet med urviseren på vektrøret. Denne kraften som er rettet med urviseren, er illustrert ved hjelp av pilen 128. Kraften som er rettet med urviseren, vil generere en torsjonsbølge i borestrengen som vil forplante seg både oppover til overflaten og nedover mot borkronen. Tidsforsinkelsen mellom den første bølge som er rettet mot urviseren og forplanter seg i borestrengen, og den annen bølge som er rettet med urviseren, vil avhenge av lengden av akselen mellom magnet/spole-arrangementet og festepunktet, og av materialegenskapene til både akselen og vektrøret. If e.g. the coils 120 are energized in such a way that a torsional force is produced on the rotor (shaft), an equal and oppositely directed reaction torsion will be exerted on the stator (i.e. the yoke body). This will generate torsional waves directed clockwise in the cervix. Arrow 129 illustrates the direction of such a force applied to the drill string. As a result of the force illustrated by arrow 129, a torsional wave will propagate along the drill string 110, both upward toward the surface and downward toward the drill bit. At the same time, the clockwise torsional force exerted on the rotor will produce a torsional wave which propagates along the shaft 114. When this wave reaches the attachment point 112 for the shaft 114, it will apply a clockwise torsional force to the weight tube. This clockwise force is illustrated by arrow 128. The clockwise force will generate a torsional wave in the drill string which will propagate both upwards to the surface and downwards towards the drill bit. The time delay between the first clockwise wave propagating in the drillstring and the second clockwise wave will depend on the length of the shaft between the magnet/coil arrangement and the attachment point, and on the material properties of both the shaft and the casing.

Når den torsjonsbølge som forplanter seg langs akselen 114, når festepunktet 112, vil en del av energien bli reflektert tilbake oppover langs akselen. Den vil forplante seg tilake til den øvre ende av akselen 114 hvor den vil bli reflektert en gang til mot festepunktet 112. Når den når festepunktet vil noe mer av energien bli overført til borestrengen og den gjenværende energi vil bli reflektert tilbake langs akselen. På denne måten "lekker" energien til den første bølge i akselen gradvis ut til vektrøret og genererer en rekke pulser med en hendøende amp-litude. When the torsional wave that propagates along the shaft 114 reaches the attachment point 112, part of the energy will be reflected back upwards along the shaft. It will propagate to the upper end of the shaft 114 where it will be reflected once more towards the attachment point 112. When it reaches the attachment point some more of the energy will be transferred to the drill string and the remaining energy will be reflected back along the shaft. In this way, the energy of the first wave in the shaft gradually "leaks" out to the throat, generating a series of pulses of decaying amplitude.

Torsjonskilden 100 beror således med hensyn til sin virkemåte på elastisi-teten til borestrengen (enten vektrøret eller borerøret) og akselen. Fortrinnsvis er det ingen glidekontakter. The torsion source 100 thus depends with regard to its mode of operation on the elasticity of the drill string (either the collar pipe or the drill pipe) and the shaft. Preferably there are no sliding contacts.

I henhold til en alternativ utførelsesform kan magneten i stedet være montert på borestrengen 110, og spolen kan være montert på akselen 114. Alternativt er magnetene erstattet av spoler, dvs. at spoler er anordnet på akselen og borestrengen. I henhold til denne utførelsesformen, ved å levere strøm til begge sett med spoler på passende måte, kan den samme type torsjonskrefter produseres som beskrevet ovenfor. According to an alternative embodiment, the magnet may instead be mounted on the drill string 110, and the coil may be mounted on the shaft 114. Alternatively, the magnets are replaced by coils, i.e. coils are arranged on the shaft and the drill string. According to this embodiment, by supplying power to both sets of coils appropriately, the same type of torsional forces can be produced as described above.

Generelt kan akselen være festet til borestrengen ved ethvert enkelt punkt langs dens lengde. Akselen behøver heller ikke å være aksialsymmetrisk, og dens tverrsnittsareal kan endre seg langs dens léngde, og materialegenskapene til akselen kan endre seg langs dens lengde. Fig. 3 viser et eksempel på den type torsjonsbølger som måles ved et antall posisjoner langs borestrengen, i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Det eksempelet som er vist på fig. 3, er for en innledende torsjonspuls generert ved magnet/spole-enden av akselen i det arrangement som er vist på fig. 2. Det eksempel som er vist på fig. 3 antar at både vektrøret (eller generelt borestrengen) og akselen er laget av samme type stål. Bølgeformene viser den torsjonskraft som måles ved forskjellige punkter langs borestrengen etter en innledende torsjonsimpuls (rettet mot urviseren i vektrøret, med urviseren i akselen), som er blitt generert av magnet/spole-arrangementet. De relative amplitudene til impulsene er av-hengige av de relative impedansene til akselen og borestrengen. Ved å variere stivheten og impedansen til akselen, kan den relative tidsstyring og amplitudene til de mange impulsene reguleres. I det eksempelet som er vist på fig. 3, er aksel-lengden på 10 meter. Fig. 4 viser en perspektivskisse av en seksjon av et vektrør og en indre aksel for en torsjonskilde, i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Vektrø-ret 210 har en lengde på litt over 3 meter. Inne i vektrøret 210 er en indre aksel 220. Den indre aksel 220 er stivt festet til vektrøret 210 ved den høyre ende av vektrøret 212. Festemåten er fortrinnsvis en gjenget forbindelse slik som benyttes i borerør, eller sveiser. Ved den venstre ende av vektrøret 214 er et antall driv-an-ordningsseksjoner 214. De ytre deler av drivanordningsseksjonene danner en integrert del av det totale vektrør. Den foretrukne metode for å forbinde de ytre deler av drivanordningene med hverandre og med resten av vektrøret, er å bruke en gjengeforbindelse. Den indre aksel 220 omfatter en langstrakt seksjon 226, som er 3 meter lang i denne utførelsesformen, og indre deler av drivanordningsseksjonene 228.1 praksis bør lengden av akselen velges i forhold til det foretrukne frekvensbånd som benyttes til telemetri, og materialegenskapene til akselen. Aksel-lengden bør fortrinnsvis være valgt slik at det frekvensbånd som er valgt til telemetri, ikke faller sammen med noen resonansfrekvens for akselen. I en foretrukket utførelsesform blir det annet passbånd (se nedenfor, fig. 7 og den tilhørende tekst) brukt til telemetri, og da er en stålaksellengde på 3 meter passende. In general, the shaft may be attached to the drill string at any single point along its length. The shaft also need not be axially symmetrical, and its cross-sectional area may change along its length, and the material properties of the shaft may change along its length. Fig. 3 shows an example of the type of torsional waves that are measured at a number of positions along the drill string, according to an embodiment of the invention. The example shown in fig. 3, is for an initial torque pulse generated at the magnet/coil end of the shaft in the arrangement shown in FIG. 2. The example shown in fig. 3 assumes that both the weight pipe (or generally the drill string) and the shaft are made of the same type of steel. The waveforms show the torsional force measured at various points along the drill string after an initial torsional impulse (directed clockwise in the casing, clockwise in the shaft), which has been generated by the magnet/coil arrangement. The relative amplitudes of the impulses depend on the relative impedances of the shaft and the drill string. By varying the stiffness and impedance of the shaft, the relative timing and amplitudes of the multiple impulses can be regulated. In the example shown in fig. 3, the axle length is 10 metres. Fig. 4 shows a perspective sketch of a section of a weight tube and an inner shaft for a torsion source, according to an embodiment of the invention. The weight pipe 210 has a length of just over 3 metres. Inside the collar 210 is an inner shaft 220. The inner shaft 220 is rigidly attached to the collar 210 at the right end of the collar 212. The attachment method is preferably a threaded connection such as is used in drill pipes, or welding. At the left end of the neck tube 214 are a number of drive device sections 214. The outer portions of the drive device sections form an integral part of the overall neck tube. The preferred method of connecting the outer parts of the drive devices to each other and to the rest of the collar is to use a threaded connection. The inner shaft 220 comprises an elongated section 226, which is 3 meters long in this embodiment, and inner parts of the drive device sections 228. In practice, the length of the shaft should be chosen in relation to the preferred frequency band used for telemetry, and the material properties of the shaft. The shaft length should preferably be chosen so that the frequency band selected for telemetry does not coincide with any resonance frequency for the shaft. In a preferred embodiment, the second pass band (see below, Fig. 7 and the associated text) is used for telemetry, and then a steel shaft length of 3 meters is suitable.

Den indre del av drivanordningsseksjonen er vist ved 224. H<y>er av drivanordningsseksjonen omfatter to eller flere sett med spole- og magnet-par. Selv om fire drivanordningsseksjoner er vist på fig. 4, vil antallet drivanordninger generelt være avhengig av den nødvendige kraft og frekvensresponsen til drivanordningen og drivkretsene. Som diskutert nedenfor har det vist seg at flere mindre drivanordninger kan gi større båndbredde enn én stor drivanordning. The inner portion of the drive section is shown at 224. H<y>er of the drive section comprises two or more sets of coil and magnet pairs. Although four drive device sections are shown in FIG. 4, the number of drive devices will generally depend on the required power and frequency response of the drive device and the drive circuits. As discussed below, it has been shown that multiple smaller drives can provide greater bandwidth than one large drive.

Når drivanordningene blir aktivert, kan en kraft påføres vektrøret nær drivanordningene, som vist ved pil 216. Når torsjonsbølgen i akselen når den fjerne ende av vektrørseksjonen, blir en kraft med motsatt retning påført i vektrøret ved posisjon 212, som illustrert ved pil 218. When the actuators are activated, a force can be applied to the collar near the actuators, as shown by arrow 216. When the torsional wave in the shaft reaches the far end of the collar section, a force in the opposite direction is applied to the collar at position 212, as illustrated by arrow 218.

Fig. 5 viser en utspilt skisse av én av drivanordningsseksjonene som er skissert på fig. 4, i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. 240 er vektrørseksjonen. 242 er de ytre elektromagneter som fortrinnsvis er spoler av koppertråd. Elektromagnetene 242 er stivt montert til vektrørseksjonen 240. En indre sylinderseksjon 244 svarer til den indre del av drivanordningsseksjonen 224, som er vist på fig. 4. Den indre sylinderseksjon 244 er stivt montert til den indre aksel og til de andre indre sylinderseksjoner. De indre permanentmagneter 246 er montert til den indre sylinderseksjon 244. Fig. 5 shows an exploded view of one of the drive device sections outlined in Fig. 4, according to a preferred embodiment of the invention. 240 is the neck tube section. 242 are the outer electromagnets which are preferably coils of copper wire. The electromagnets 242 are rigidly mounted to the yoke section 240. An inner cylinder section 244 corresponds to the inner part of the drive section 224, which is shown in FIG. 4. The inner cylinder section 244 is rigidly mounted to the inner shaft and to the other inner cylinder sections. The inner permanent magnets 246 are mounted to the inner cylinder section 244.

Under utforming av drivanordningene bør man ta i betraktning de ønskede nivåer for torsjonskraften, den ønskede båndbredde for responsen, tilgjengelig kraft og plass (innbefattende plass til en slamkanal). Den foretrukne drivanordning er hovedsakelig en magnetkrets som inneholder en elektromagnet og en kraftig permanentmagnet. Modulering av strømmen i elektromagneten forårsaker at vari-able krefter blir generert over luftgap i kretsen. Ved å bruke vanlig magnetkretste-ori kan størrelsen av kreftene beregnes; de er med god tilnærmelse, lineære med hensyn til den påtrykte strøm. Dette betyr at motoren lett kan reguleres for å modulere torsjonsbølgene. When designing the drives, consideration should be given to the desired levels of torsional force, the desired bandwidth of the response, available power and space (including space for a mud channel). The preferred drive device is essentially a magnetic circuit containing an electromagnet and a powerful permanent magnet. Modulation of the current in the electromagnet causes variable forces to be generated across air gaps in the circuit. By using ordinary magnetic circuit theory, the magnitude of the forces can be calculated; they are, to a good approximation, linear with respect to the applied current. This means that the motor can be easily regulated to modulate the torsional waves.

Permanentmagneter blir foretrukket siden systemer nede i borehull vil be-høve store luftgap (f.eks. 1 mm), og kritiske innretninger er uønsket i robuste ned-hullssystemer. Vanlig teori viser at permanentmagneter blir foretrukket for å oppnå store krefter under disse omstendigheter. Kreftene blir dessuten forholdsvis uføl-somme for den nøyaktige størrelse av luftgapet. Denne teorien viser i tillegg at det er en optimal størrelse for magneten som skal brukes, når størrelsen av luftgapet er stipulert. (Legg merke til at uttrykket "luftgap" gjelder selv når rommet mellom kretselementene er fylt med boréfluid, ettersom det har en relativ magnetisk permeabilitet meget nær den for luft). Permanent magnets are preferred since downhole systems will require large air gaps (e.g. 1 mm), and critical devices are undesirable in robust downhole systems. Conventional theory shows that permanent magnets are preferred to achieve large forces under these circumstances. The forces are also relatively insensitive to the exact size of the air gap. This theory also shows that there is an optimal size for the magnet to be used, when the size of the air gap is stipulated. (Note that the term "air gap" applies even when the space between the circuit elements is filled with Bore fluid, as it has a relative magnetic permeability very close to that of air).

Fig. 6 viser et planriss av elektromagnetiske drivanordninger anvendt i en torsjonstelemetrikilde i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. En enkelt magnetkrets er anordnet for å passe inn i det tilgjengelige rom, som er inne i vektrøret 310 (eller generelt borestrengen). De ytre elektromagneter 326 og 320 er stivt festet til vektrøret 310. Elektromagnetene 326 og 320 er henholdsvis viklet med koppertråd 350 og 354. Selv om noen få vindinger er vist for illustra-sjonsformål, vil det i praksis være mange vindinger over seksjonen 352 med elek-tromagnetlegeme 326 for å frembringe den nødvendige mengde med magnet-fluks. Lignende vindinger befinner seg på legeme 320. Fig. 6 shows a plan view of electromagnetic drive devices used in a torsion telemetry source according to a preferred embodiment of the invention. A single magnetic circuit is arranged to fit into the available space, which is inside the casing 310 (or generally the drill string). The outer electromagnets 326 and 320 are rigidly attached to the collar tube 310. The electromagnets 326 and 320 are respectively wound with copper wire 350 and 354. Although a few turns are shown for illustration purposes, in practice there will be many turns across section 352 of elec. - tromagnet body 326 to produce the required amount of magnetic flux. Similar windings are located on body 320.

Rotorseksjonen 312 omfatter indre seksjoner 318 og 324 som utgjør retur-veien for magnetfluksen, og som rommer permanentmagnetene 316 og 328. De indre seksjoner 318 og 324 er stivt montert ved å bruke bærestolper til den indre aksel (ikke vist) for torsjonskilden. Luftgap 330, 332, 334 og 336 er vist mellom de indre seksjoner 318 og 324 og elektromagnetene 326 og 320. Den detaljerte mag-netostatiske utforming kan utføres ved hjelp av vanlige endelige elementmetoder for å løse Maxwells ligninger. Ved dette nivå tar analysen hensyn til tap som skyldes den endelige permeabiliteten til elementene i magnetkretsen, og "flukskort-slutning" over andre gap enn luftgapene. Et viktig utformingskriterium er behovet for å opprettholde plass til slamkanalen mens elektromagneten holdes så atskilt som mulig fra de kretselementer som fører returfluksen. The rotor section 312 includes inner sections 318 and 324 which form the return path for the magnetic flux and which house the permanent magnets 316 and 328. The inner sections 318 and 324 are rigidly mounted using support posts to the inner shaft (not shown) for the torsion source. Air gaps 330, 332, 334 and 336 are shown between the inner sections 318 and 324 and the electromagnets 326 and 320. The detailed magnetostatic design can be carried out using standard finite element methods for solving Maxwell's equations. At this level, the analysis takes into account losses due to the finite permeability of the elements of the magnetic circuit, and "flux short closure" across gaps other than the air gaps. An important design criterion is the need to maintain space for the mud channel while keeping the electromagnet as separate as possible from the circuit elements that carry the return flux.

En sentral åpning 314 er anordnet for å sørge for slamstrømning gjennom torsjonskilden. Torsjonskilden er fortrinnsvis utformet slik at boreslam (eller et annet borefluid) kan passere trygt gjennom kilden. Tetninger er anordnet (ikke vist) for å hindre forurensning av drivanordningene, spesielt luftgapene, fra boreslammet som på negativ måte kan påvirke drivanordningenes ytelse på grunn av avslit-ing og for stor slitasje. På et annet sted, som ikke er vist på fig. 6, er vektrøret 310 og akselen festet til hverandre, som beskrevet ovenfor. På grunn av de elastiske egenskapene til stålakselen og vektrøret, blir det således mulig med en liten rota-sjonsbevegelse mellom rotorseksjonen 312 og vektrøret 310. A central opening 314 is provided to provide mud flow through the torsion source. The torsion source is preferably designed so that drilling mud (or another drilling fluid) can pass safely through the source. Seals are arranged (not shown) to prevent contamination of the drive devices, especially the air gaps, from the drilling mud which can negatively affect the performance of the drive devices due to wear and tear and excessive wear. At another location, which is not shown in fig. 6, the neck tube 310 and the shaft are attached to each other, as described above. Due to the elastic properties of the steel shaft and the neck tube, a small rotational movement between the rotor section 312 and the neck tube 310 is thus possible.

Nærværet av permanentmagnetene 316 og 328 forårsaker en tiltreknings-kraft over luftgapet 330, 332, 334 og 336. Under drift blir en elektrisk strøm ført gjennom vindingene 350 og 354 for å generere et magnetfelt gjennom elektromagnetene 326 og 320. En betydelig del av magnetfluksen passerer over luftgapene og gjennom de indre seksjoner 318 og 324, for derved å modulere tiltrekningskraften over luftgapene. Hvis strømmen gjennom vindingene er i én retning, blir tiltrekningskraften øket over luftgapene. Dette vil resultere i en økning av den kraft som er rettet mot urviseren og som påføres vektrøret 310, som vist ved pil-ene 340, 342, 344 og 346. Hvis strømmen er i motsatt retning, blir den kraft som er rettet mot urviseren, minsket. The presence of the permanent magnets 316 and 328 causes an attractive force across the air gap 330, 332, 334 and 336. During operation, an electric current is passed through the windings 350 and 354 to generate a magnetic field through the electromagnets 326 and 320. A significant portion of the magnetic flux passes over the air gaps and through the inner sections 318 and 324, thereby modulating the attraction force over the air gaps. If the current through the windings is in one direction, the attractive force is increased across the air gaps. This will result in an increase in the clockwise force applied to the neck tube 310, as shown by arrows 340, 342, 344 and 346. If the flow is in the opposite direction, the clockwise force will be decreased.

Den utforming som er vist på fig. 6, demonstrerer rimeligheten av å plass-ere kretser nær hverandre; mer kraft blir fremskaffet hvis permanentmagneten er orientert motsatt i de to kretsene. Effektiviteten til drivanordningen ved generering av kraft, blir begrenset av den endelige permeabiliteten til de ståltyper som benyttes til å fremstille kretselementene. En fullstendig optimalisert utforming bør balan-sere permeabilitet mot kjernetap (se nedenfor) for tilgjengelige materialer. Kraftfor-bruket til drivanordningen kan nesten i sin helhet tilskrives kjernetap, nemlig den irreversible prosess med å drive stålet omkring sin magnetiseringskurve. Stålet i de indre seksjoner 318 og 324 og elektromagnetene 326 og 320 består fortrinns vis av tynne laminater, slik at virvelstrømstap er meget små. Legg merke til at det er viktig ikke å kortslutte laminatene med bærestolpene. I den utførelsesform som er vist på fig. 6, er resistive tap i vindingene til elektromagneten neglisjerbare. Flere separate drivanordninger, slik som vist på fig. 6, blir fortrinnsvis brukt til å generere de ønskede torsjonskraft-nivåer. Dette muliggjør fortrinnsvis øket båndbredde. For å oppnå den ønskede kraft fra en enkeltenhet, kreves en elektromagnet med et stort antall vindinger. Et slikt system vil ha stor induktans og dermed dårligere båndbredde. Siden den kraft som genereres av motoren, er lineær med hensyn til antall vindinger, mens induktansen er kvadratisk i forhold til denne stør-relsen, er bruk av flere mindre drivanordninger det foretrukne arrangement. The design shown in fig. 6, demonstrates the reasonableness of placing circuits close together; more power is produced if the permanent magnet is oriented oppositely in the two circuits. The efficiency of the drive device in generating power is limited by the ultimate permeability of the types of steel used to manufacture the circuit elements. A fully optimized design should balance permeability against core loss (see below) for available materials. The power consumption of the drive device can almost entirely be attributed to core loss, namely the irreversible process of driving the steel around its magnetization curve. The steel in the inner sections 318 and 324 and the electromagnets 326 and 320 preferably consists of thin laminates, so that eddy current losses are very small. Note that it is important not to short-circuit the laminates with the support posts. In the embodiment shown in fig. 6, resistive losses in the windings of the electromagnet are negligible. Several separate drive devices, as shown in fig. 6, is preferably used to generate the desired torsional force levels. This preferably enables increased bandwidth. To achieve the desired power from a single unit, an electromagnet with a large number of turns is required. Such a system will have a large inductance and thus a poorer bandwidth. Since the power generated by the motor is linear with respect to the number of turns, while the inductance is quadratic with respect to this magnitude, the use of several smaller drives is the preferred arrangement.

Fig. 7 viser et eksempel på overføringsresponsen til en borestreng for tor-sjonsbølger. Grunnlaget for eksempelet er en borestreng som omfatter flere seksjoner, innbefattende en 780 meter lang seksjon med 5 tommers borerør med vekt 19,5 lb/ft, fulgt av 112 m med 5 tommers vektrør med tung vegg og vekt 50 lb/ft, 100 m med 6 tommers vektrør, og til slutt en 100 m lang seksjon med Fig. 7 shows an example of the transmission response of a drill string for torsional waves. The basis of the example is a drill string comprising several sections, including a 780 m section of 5 inch drill pipe weighing 19.5 lb/ft, followed by 112 m of 5 inch heavy wall pipe weighing 50 lb/ft, 100 m with 6 inch neck tube, and finally a 100 m long section with

8 tommers vektrør avsluttet av borkronen. Strukturen til borestrengen gir opphav til en overføringsrespons som skissert på fig. 7. Selv om analysen er gjort for tor-sjonsbølger, kan et lignende responsspektrum utledes for andre bølgeformer 8 inch collar pipe terminated by the drill bit. The structure of the drill string gives rise to a transfer response as sketched in fig. 7. Although the analysis is done for torsional waves, a similar response spectrum can be derived for other waveforms

(f.eks. aksialbølger). I henhold til overføringsresponsen til borestrengen bør signal-overføring være mulig i alle de forskjellige passbånd. Det vil si frekvensområdene fra 0 til 120 Hz (første passbånd), 180 til 260 Hz (annet passbånd) og over 370 Hz (tredje passbånd), og så videre. Det passbånd som brukes til overføring av tor-sjonssignalet, bør tas i betraktning ved utforming av torsjonskilden. Generelt mul-iggjør valg av et passbånd med høyere frekvens en økning i datahastigheten, men medfører større dempning av signalet for en gitt lengde av borestrengen. (e.g. axial waves). According to the transmission response of the drill string, signal transmission should be possible in all the different passbands. That is, the frequency ranges from 0 to 120 Hz (first pass band), 180 to 260 Hz (second pass band) and above 370 Hz (third pass band), and so on. The pass band used to transmit the torsion signal should be taken into account when designing the torsion source. In general, choosing a passband with a higher frequency enables an increase in the data rate, but entails a greater attenuation of the signal for a given length of the drill string.

I henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen genererer torsjonskilden som beskrevet her, signaler i det annet passbånd, og støyen fra borkronen blir undertrykket ved å bruke en baffel eller en skillevegg som beskrevet i den publiserte GB-patentsøknad nr. GB 2 327 957 A. Det generelle arrangement er vist på fig. 1. According to a preferred embodiment of the invention, the torsion source as described herein generates signals in the second passband and the noise from the drill bit is suppressed using a baffle or a partition as described in published GB Patent Application No. GB 2 327 957 A. The general arrangement is shown in fig. 1.

Fig. 8 viser en torsjonskilde som har mer enn ett sett med magnet/spole-arrangementer langs lengden av akselen, i henhold til en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen. I henhold til denne utførelsesformen er akselen 134 stivt montert til vektrøret 110 ved festepunktet 136. Mot den øvre ende av akselen 134 er to par med drivanordninger 130 og 132. Mot den nedre ende av akselen 134 er drivanordninger 140. Legg merke til at tverrsnittet til akselen 134 varierer mellom parti-ene over og under festepunktet 136. Det er også vist en tetning 160 og lagre 154 og 152. Tetningene er anordnet for å hindre forurensning av drivanordningene Fig. 8 shows a torsion source having more than one set of magnet/coil arrangements along the length of the shaft, according to an alternative embodiment of the invention. According to this embodiment, the shaft 134 is rigidly mounted to the neck tube 110 at the attachment point 136. Towards the upper end of the shaft 134 are two pairs of drive devices 130 and 132. Towards the lower end of the shaft 134 are drive devices 140. Note that the cross section of the shaft 134 varies between the parts above and below the attachment point 136. Also shown is a seal 160 and bearings 154 and 152. The seals are arranged to prevent contamination of the drive devices

med boreslam. Lagrene er anordnet for å beskytte akselen 134 og drivanordningene fra laterale støt. Lageret bør således tillate torsjonsrotasjon, men motstå late-ral bevegelse. I tillegg har den øvre ende av akselen 134 en avskrådd seksjon 142 for å fremme bedre slamflyt gjennom telemetridelenheten. with drilling mud. The bearings are arranged to protect the shaft 134 and the drive devices from lateral impacts. The bearing should thus allow torsional rotation, but resist lateral movement. In addition, the upper end of the shaft 134 has a chamfered section 142 to promote better mud flow through the telemetry sub-assembly.

Magnetene kan være festet til akselen, og spolene til vektrøret. Alternativt The magnets can be attached to the shaft, and the coils to the neck tube. Alternatively

kan spolene være festet til akselen og magnetene til vektrøret. En tredje mulighet vil være å ikke ha noen magneter, men spoler festet til både akselen og vektrøret. Under drift kan drivanordningene 130 og 132 påføre en torsjonskraft på vektrøret i én retning, og drivanordningene 140 kan påføre en torsjonskraft på vektrøret i the coils can be attached to the shaft and the magnets to the collar. A third possibility would be to have no magnets, but coils attached to both the shaft and the neck tube. During operation, drive devices 130 and 132 may apply a torsional force to the collar in one direction, and drive devices 140 may apply a torsional force to the collar in

motsatt retning. Den kraft som påføres ved festepunktet 136, vil avhenge av de relative amplitudene og retningene til kreftene fra drivanordningene, tidsstyringen av kreftene, og de elastiske egenskapene til akselen og vektrøret. opposite direction. The force applied at the attachment point 136 will depend on the relative amplitudes and directions of the forces from the drive devices, the timing of the forces, and the elastic properties of the shaft and neck tube.

Generelt kan det være et hvilket som helst antall magnet/spole- eller spo-le/spole-arrangementer langs lengden av akselen. Magnetene og spolene på ett In general, there may be any number of magnet/coil or coil/coil arrangements along the length of the shaft. The magnets and coils in one

sted må ikke være av samme dimensjon eller utforming som de ved et annet sted. Ved å tilveiebringe flere enn to posisjoner hvor torsjonskraft kan påføres vektrøret, og ved å tilveiebringe forskjellige elastisiteter i akselen, kan formen til torsjonsbøl-gen manipuleres for på best mulig måte å overføre det ønskede signal. Generelt kan tverrsnittet til akselen variere langs den lengde, og akselen behøver ikke å være i form av en hul sylinder. For eksempel kan akselen ha form som en tor-sjonsfjær. Det bør imidlertid sørges for at borefluidet kan strømme gjennom. I tillegg, ved å bruke akselmaterialer som har forskjellige egenskaper, kan beskaffen-heten til den resulterende torsjonsbølge påvirkes. location must not be of the same size or design as those at another location. By providing more than two positions where torsional force can be applied to the collar, and by providing different elasticities in the shaft, the shape of the torsional wave can be manipulated to transmit the desired signal in the best possible way. In general, the cross-section of the shaft can vary along that length, and the shaft need not be in the form of a hollow cylinder. For example, the shaft can have the shape of a torsion spring. However, it should be ensured that the drilling fluid can flow through. In addition, by using shaft materials that have different properties, the nature of the resulting torsional wave can be affected.

Fig. 9 viser en delenhet for å frembringe aksiale bølger i borestrengen, i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Den aksiale kilde 410 omfatter et Fig. 9 shows a sub-unit for producing axial waves in the drill string, according to an embodiment of the invention. The axial source 410 comprises a

vektrør 412, en indre aksel 420 og elektromagnetiske drivanordninger 430 og 432. Akselen 420 er fortrinnsvis en hul sylinder og er stivt montert til vektrøret ved fes-tepunkt 416. De elektromagnetiske drivanordningene 430 og 432 er anordnet for å neck tube 412, an inner shaft 420 and electromagnetic drive devices 430 and 432. The shaft 420 is preferably a hollow cylinder and is rigidly mounted to the neck tube at attachment point 416. The electromagnetic drive devices 430 and 432 are arranged to

påføre en oppadrettet aksialkraft som vist ved piler 440 og 442. Den like og motsatte kraft genererer en aksialbølge som forplanter seg ned langs akselen 420 og så påfører en nedadrettet aksialkraft på vektrøret ved posisjonen 416 og 414. Som i det foregående tilfelle blir en del av energien omgjort til en reflektert bølge som forplanter seg tilbake opp langs akselen. Drivanordningene 430 og 432 har magnetene montert på akselen og spolene på vektrøret. Som tilfelle med torsjonskilden, kan imidlertid en motsatt montering være anordnet. Alternativt kan det være spoler på både akselen og vektrøret (ingen magneter). Aksialkilde-delenheten 410 kan være anordnet enten i BHA, som vist ved posisjon 64 på fig. 1, eller ved en posisjon nærmere overflaten, slik som posisjon 70.1 tilfelle hvor aksialkil-den plasseres ved posisjon 70, blir en kabel eller lignende brukt til å kommunisere med sondene i BHA. apply an upward axial force as shown by arrows 440 and 442. The equal and opposite force generates an axial wave which propagates down along shaft 420 and then applies a downward axial force to the collar at positions 416 and 414. As in the preceding case, part of the energy converted into a reflected wave that propagates back up the shaft. The drives 430 and 432 have the magnets mounted on the shaft and the coils on the neck tube. As is the case with the torsion source, however, an opposite mounting may be provided. Alternatively, there may be coils on both the shaft and the neck tube (no magnets). The axial source sub-unit 410 can be arranged either in the BHA, as shown at position 64 in fig. 1, or at a position closer to the surface, such as position 70.1 case where the axial source is placed at position 70, a cable or similar is used to communicate with the probes in the BHA.

Selv om foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen er blitt beskrevet, er beskrivelsene kun illustrerende og ikke ment å begrense foreliggende oppfinnelse. Selv om meget av beskrivelsen her er rettet mot torsjonsbølge-generering, er f.eks. de fremgangsmåter og konstruksjoner som er beskrevet, også anvendbare for aksialbølge-generering. Fremgangsmåten med å aktivere annet enn elektromagneter, kan i tillegg benyttes i mange av de konstruksjoner som er beskrevet til å generere torsjons- eller aksial-telemetrisignaler. Although preferred embodiments of the invention have been described, the descriptions are illustrative only and are not intended to limit the present invention. Although much of the description here is aimed at torsion wave generation, e.g. the methods and constructions described are also applicable to axial wave generation. The method of activating other than electromagnets can also be used in many of the structures described to generate torsional or axial telemetry signals.

Claims

1. Procedure for generating a signal in a drill string, characterized by: applying a first force to the drill string at a first position; and applying a different force to the drill string at a different position, the first force and the second force being in opposite directions.

2. Method according to claim 1, where the first and second forces are torsional forces.

3. Method according to claim 1, where the first and second forces are axial forces.

4. Method according to claim 1, where the magnitude of the first and second forces are substantially equal.

5. Method according to claim 1, further comprising the step of applying a third force to the drill string at a third position, the sum of forces applied to the drill string being essentially equal to zero.

6. Method according to claim 1, where the second force is applied with a time delay after the first force has been applied.

7. Method according to claim 6, further comprising generating an acoustic wave which propagates through an organ which is connected to the drill string at the first and second positions, and where the time delay is dependent on the length and material properties of the organ.

8. Method according to claim 7, where the acoustic wave in the organ is generated by means of a force which is equal and opposite to the first force.

9. Method according to claim 8, where the member is rigidly attached to the drill string at the second position.

10. Method according to claim 9, where the body comprises a hollow steel shaft with a circular cross-section and placed inside the drill string.

11. Method according to claim 7, where the first force and the acoustic wave in the body are generated by using one or more electromagnetic drive devices.

12. Method according to claim 11, where the one or more electromagnetic drive devices comprise one or more coils mounted to the drill string at the first position and one or more magnets mounted to the body.

13. Method according to claim 1, where the drill string is mainly made of steel, and where the relative movement in the drill string between the first position and the second position is mainly due to the elastic properties of the steel.

14. Method according to claim 1, where the drill string is part of a weight pipe.

15. Method according to claim 1, further comprising the step of suppressing acoustic noise in the drill string in a predetermined frequency band between the first position and the drill bit.

16. Method according to claim 15, where the step of suppressing acoustic noise is carried out by using a device comprising adjacent zones with different acoustic impedance

17. Method according to claim 15, where the predetermined frequency band is another pass band, and where the forces applied at the first and second positions generate acoustic signals within the second pass band.

18. Method according to claim 1, further comprising the following steps: receiving acoustic signals on the surface which have been generated by applying forces at the first and second positions; converting the acoustic signals into electromagnetic signals; and to register the electromagnetic signals.

19. Method according to claim 1, where the first and second positions are in a bottom hole device.

20. Method according to claim 1, where the first and second positions are at a considerable distance from the drill bit, and where probes in a downhole device communicate with a receiver near the first and second positions via a cable.

21. Method according to claim 20, where the drill string is a part of drill pipe designed to provide telemetry signals.

22. Apparatus for producing an acoustic signal in a drill string located in a borehole, characterized by : a length of drill string having a first position and a second position; and an elastic member coupled to the drill string to enable the application of a first force on the drill string at the first position, and a second force on the drill string at the second position, the first force and the second force being in opposite directions.

23. Apparatus according to claim 22, where the first and second forces are torsional forces.

24. Apparatus according to claim 22, where the first and second forces are axial forces.

25. Apparatus according to claim 23, where the magnitude of the first and second forces are approximately equal.

26. Apparatus according to claim 23, where the member enables a third force to be applied to the drill string at a third position, and where the sum of forces applied to the drill string is substantially equal to zero.

27. Apparatus according to claim 23, where the member is connected to the drill string at the first position with one or more electromagnetic drive devices.

28. Apparatus according to claim 27, wherein the member is connected to the drill string at the second position by using a rigid fastening device.

29. Apparatus according to claim 28, where the one or more electromagnetic drive devices comprise one or more coils mounted to the drill string at the first position and one or more magnets mounted to the body.

30. Apparatus according to claim 29, where the member comprises a hollow steel shaft with a circular cross-section which is arranged inside the drill string.

31. Apparatus according to claim 23, where the drill string is mainly made of steel, and where the relative torsional movement in the drill string between the leading position and the second position is mainly due to the elastic properties of the steel.

32. Apparatus according to claim 23, further comprising a partition wall arranged on the drill string between the first position and the drill bit, the partition wall being aligned and designed to suppress torsional waves in the drill string in a predetermined frequency range.

33. Apparatus according to claim 32, where the dividing wall comprises adjacent parts of the material, where each part has a different acoustic impedance than each adjacent part.

34. Apparatus according to claim 33, where the predetermined frequency band is another pass band, and where the torsional forces applied at the first and second positions generate torsion signals within the second pass band.