NO321294B1 - System og fremgangsmate for elektromagnetisk nedihullstelemetri under boring ved bruk av nedihulls stasjonaer mottaker - Google Patents

System og fremgangsmate for elektromagnetisk nedihullstelemetri under boring ved bruk av nedihulls stasjonaer mottaker Download PDF

Info

Publication number
NO321294B1
NO321294B1 NO20004300A NO20004300A NO321294B1 NO 321294 B1 NO321294 B1 NO 321294B1 NO 20004300 A NO20004300 A NO 20004300A NO 20004300 A NO20004300 A NO 20004300A NO 321294 B1 NO321294 B1 NO 321294B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
tubular unit
receiver
outside
coupler
tubular
Prior art date
Application number
NO20004300A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20004300D0 (no
NO20004300L (no
Inventor
John E Edwards
Brian Clark
John R Lovell
Original Assignee
Schlumberger Holdings
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Holdings filed Critical Schlumberger Holdings
Publication of NO20004300D0 publication Critical patent/NO20004300D0/no
Publication of NO20004300L publication Critical patent/NO20004300L/no
Publication of NO321294B1 publication Critical patent/NO321294B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency

Landscapes

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

Description

OPPFINNELSENS BAKGRUNN
1. Oppfinnelsens område
Foreliggende oppfinnelse gjelder generelt elektromagnetisk (EM) telemetri, og nærmere bestemt en fremgangsmåte og et apparat for å lette mottakelse av EM-bølger med boredata og geologiske data i en faststående nedhulls mottaker i EM-telemetrisystem. Oppfinnelsen har generell anvendelse innenfor området hyd-rokarbonleting og -produksjon.
2. Beskrivelse av beslektet teknikk
I standardpraksis overfører EM-telemetriutstyr boredata og geologiske data fra nedhullsredskaper, slik som et redskap for måling-under-utboring (MWD), til et sted på overflaten for analyse. Disse utborings- og geologiske data gir viktig informasjon angående eventuelle potensielle problemer som kan opptre under nedhullsarbeidene. For eksempel kan data som karakteriserer nedhullstilstandene angi produksjon av vann eller sand, og i dette er det ønskelig med umiddelbar be-skjed om dette for å kunne treffe korrigerende tiltak. Det er følgelig viktig å motta slike nedhullsdata på jordoverflaten nøyaktig og hurtig for å optimalisere drifts-messig reaksjon på eventuelle potensielle problemer.
EM-telemetri er vanligvis begrenset til grunne landrigger hvor formasjonene har ganske høy spesifikk motstand (av størrelsesorden ti ohm-m eller mer). I et vanlig EM-telemetriutstyr omfatter et MWD-redskap en sender for å overføre boredata og geologiske data til en mottaker, som typisk er plassert på jordoverflaten nær boreriggen. Senderen på MWD-redskapet sender ut en lavfrekvent EM-bølge, vanligvis på et ti-talls Hz eller mindre. For en grunn og relativ høy-resistiv forma-sjon, vil et slikt løpende EM-overføringsskjema vanligvis være tilstrekkelig for å overføre disse data til borehullsoverflaten.
Ved borearbeider til sjøs vil imidlertid en slik EM-bølge typisk måtte passere gjennom tusener av meter med lavresistivitets-formasjoner med omkring 1 ohm-m, samt derpå hundre-talls eller tusen-talls meter med saltvann, som har en resistivitet omkring 0,2 ohm-m, før bølgen når mottakeren på overflaten. I det vanlige EM-telemetriskjema vil imidlertid da EM-bølgens svekking være for høy til at dette opplegg kan benyttes i praksis. En mottaker som er anbrakt på boreoverflaten vil dessuten typisk være utsatt for et høyt omgivende EM-støynivå fra selve boreriggen, hvilket da vil ytterligere komplisere forholdet.
GB 2299915 til K. Babour (overdratt til foreliggende søker) beskriver et opplegg som utgjør et alternativ til anbringelse av EM-mottakeren på overflaten.
Babour foreslår plassering av en EM-mottaker på stigerøret eller på selve plattfor-men. Selv i slike tilfeller vil imidlertid det mottatte EM-signal være ganske svakt på grunn av at det sannsynligvis vil foreligge lav resistivitet i de bergformasjoner som befinner seg nær sjøbunnen. Babours fremgangsmåte er blitt modifisert i US-patent nr. 6,018,501 til Smith et al., slik at overføringen av det mottatte EM-signal fra sjøbunnen finner sted over en akustisk videreoverføring til en overflate-mottaker.
EP 0945590 A2 til Harrison foreslår mottakelse av signalet langs en elektrisk kanal fra en boremal på sjøbunnen for overføring til overflaten. US-patent nr. 5,008,664 til More legge frem teknikker for å koble signaler induktivt mellom en nedihulls sensor og overflaten. US-patent nr. 5,459,639 til Sinclair beskriver teknikker for å passere elektromagnetiske signaler gjennom et slisset, metallhus til et produksjonsloggeverktøy.
Ingen av disse foreslåtte teknikker er imidlertid rettet på det forhold at det opprinnelige EM-signal som mottas er svakt. Da det er viktig å kunne motta boredata og geologiske data nøyaktig og hurtig på jordoverflaten for å kunne treffe umiddelbare korrigerende tiltak overfor eventuelle problemer som kan opptre under nedhullsarbeidene, vil et EM-telemetriskjema som baserer seg på mottak-ere nær eller over sjøbunnen ikke være tilstrekkelig for å kunne oppnå dette under utboring i dypere formasjoner.
Foreliggende oppfinnelse er rettet på å overvinne, eller i det minste redusere virkningene av ett eller flere av de problemer som er angitt ovenfor.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN
Ett aspekt av oppfinnelsen gjelder nedihulls telemetriutstyr. Dette utstyr omfatter en første rørformet enhet anordnet inne i et borehull, hvor denne første rør-formede enhet har en rørseksjon og omfatter minst én sliss utformet i et parti av rørseksjonen. En andre rørformet enhet er også anordnet inne i den første enhet. Denne andre rørformede enhet har en mottaker som er innrettet for å motta et signal, samt er montert på enheten og posisjonsinnstilt inne i den første rørformede enhet på en slik måte at mottakeren befinner seg på linje med den minste ene sliss som er utformet i den første rørformede enhet.
Et annet aspekt ved oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte for nedihulls telemetri. Denne fremgangsmåte omfatter anordning av en første rørformet enhet inne i et borehull, idet denne første rørformede enhet omfatter minst én sliss utformet i et parti av enheten. En andre rørformet enhet er plassert inne i den første idet denne andre rørformede enhet har minst en mottaker montert på sin ytterside. Denne andre rørformede enhet er posisjonsinnstilt inne i den første enhet på en slik måte at nevnte minst ene mottaker befinner seg på linje med det oppslissede parti på den første rørformede enhet, og et signal mottas av den minst ene
mottaker.
Et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen gjelder utstyr for nedihulls telemetri.
Dette utstyr omfatter en første rørformet enhet anordnet inne i et borehull, samt en andre rørformet enhet plassert inne i den første enhet, idet den andre rørformede enhet har en ledningskabel forbundet med sin utside. En mottaker er anordnet og innrettet for å motta et signal, idet mottakeren er montert på utsiden av den første rørformede enhet. En første kopler er montert på utsiden av den første rørformede enhet samt forbundet med mottakeren, og en andre kopler er montert på utsiden av denne andre rørformede enhet og forbundet med ledningskabelen. Denne før-ste kopler er da innrettet for å overføre det signal som mottas av mottakeren til
ledningskabelen gjennom den andre kopier.
I henhold til et annet aspekt ved oppfinnelsen er det frembrakt en fremgangsmåte for nedhullstelemetri. Denne fremgangsmåte omfatter montering av en første induktiv kopler og en mottaker på utsiden av en første rørformet enhet, idet den første induktive kopler og mottakeren er sammenkoplet med hverandre. En andre induktive kopler er montert på utsiden av den andre rørformede enhet.
Denne andre rørformede enhet er anordnet inne i den første rørformede enhet, og et første signal mottas av mottakeren samt overføres fra den første induktive kopler til den andre induktive kopler.
Et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte for nedhullstelemetri. Denne metode omfatter montering av en første induktiv kopler, samt en sender/mottaker på utsiden av en første rørformet enhet, hvor denne første induktive kopler og sender/mottakeren er sammenkoplet med hverandre.
En andre induktiv kopler er montert på utsiden av en andre rørformet enhet. Denne andre rørformede enhet er anordnet inne i den første rørformede enhet, og et signal mottas på sender/mottakeren og overføres fra den første induktive kopler til den andre induktive kopler.
Et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen gjelder utstyr for nedhullstelemetri.
Dette utstyr omfatter en første rørformet enhet anbrakt inne i et borehull, og denne første rørformede enhet har et langstrakt legeme og omfatter et isolasjonsskap utformet på et parti av rørseksjonen. En andre rørformet enhet er anbrakt inne i den første rørformede enhet, og denne andre rørformede enhet er utstyrt med en mottaker montert på enhetens utside. En elektrisk koplingsmekanisme er videre anordnet og innrettet for å kople den første rørformede enhet elektrisk til den andre rørformede enhet. Den andre rørformede enhet er posisjonsinnstilt inne i den før-ste rørformede enhet på en slik måte at den elektriske koplingsmekanisme befinner seg på oversiden av mottakeren på den andre rørformede enhet, og mottakeren er da posisjonsinnstilt på oversiden av det isoleringsskap som er utformet på den første rørformede enhet.
Et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte for nedhulls telemetri. Denne metode omfatter anordning av en første rørformet enhet inne i et borehull, hvor denne første rørformede enhet har en rørseksjon og omfatter et isolert gap utformet på et parti av enheten. En andre rørformet enhet er plassert inne i den første rørformede enhet, idet denne andre rørformede enhet har en mottaker montert på sin utside. Den andre rørformede enhet er posisjonsinnstilt inne i den første rørformede enhet på en slik måte at den mottaker som er montert på enhetens overflate posisjonsinnstilles på oversiden av det isolerende gap som er utformet i den første rørformede enhet. Denne første rørformede enhet er elektrisk koplet til den andre rørformede enhet, med den elektriske kopling som er opprettet på mottakerens overside montert på den andre rørformede enhet.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Oppfinnelsen vil kunne forstås ut i fra følgende beskrivelse sett i sammenheng med de vedføyde tegninger, hvorpå samme henvisningstall angir like ele-menter, og hvorpå: fig. 1 viser en utboring og et elektromagnetisk telemetriutstyr i samsvar med en utførelse av foreliggende oppfinnelse,
fig. 2 angir et ytre hylster sett fra siden og med flere aksiale slisser utformet i hylsteret, i samsvar med en viss utførelse av oppfinnelsen,
fig. 3 viser et snitt gjennom det ytre hylster i fig. 2,
fig. 4 viser et snitt gjennom et indre hylster med påmontert EM-mottaker,
fig. 5 angir et snitt gjennom det indre hylster i fig. 4 anordnet inne i ytterhylsteret i fig. 2,
fig. 6 viser en mer detaljert fremstilling av den EM-mottaker som er montert på det indre hylster i fig. 4,
fig. 7 viser et snitt gjennom en fullstendig nedhullskonfigurasjon som omfatter det indre og det ytre hylster,
fig. 8 viser et snitt gjennom det indre hylster med påmontert EM-mottaker, i samsvar med den annen utførelse av foreliggende oppfinnelse,
fig. 9 viser et snitt gjennom det ytre hylster konfigurert med flere påførte ikke-aksiale slisser, i samsvar med en ytterligere utførelse,
fig. 10A-C og 11 viser et snitt gjennom den indre og den ytre leder med EM-mottakeren montert på det ytre hylster og et induktivt koplerarrangement for over-føring av signaler mottatt fra EM-mottakeren,
fig. 12 og 13 viser en mer detaljert skisse av EM-mottakeren sammen med det induktive koplerarrangement,
fig. 14A og 14B viser et snitt gjennom et ytre hylster med et påført isolert gap, i samsvar med en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse,
fig. 15 viser en mer detaljert skisse av det isolerte gap som er utformet i det ytre hylster i fig. 14A, og
fig. 16 angir en mer detaljert fremstilling av den EM-mottaker som er montert på det indre hylster i en konfigurasjon som er egnet i forbindelse med arrangementet av det isolerte gap på det ytre hylster i fig. 14A.
DETALJERT BESKRIVELSE AV VISSE SPESIELLE UTFØRELSER
Fig. 1 viser et EM-telemetriutstyr 10 i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Utstyret 10 omfatter en borerigg 11 og et stigerør 12, som rager opp fra jordoverflaten. I henhold til en viss utførelse er boreriggen 11 lagt ut til havs og rager opp fra sjøbunnen. Boreriggen 11 danner et borehull i jorden og et metallisk ytterhylster 14, vanligvis kjent som en "rørenhet", er anbrakt inne i borehullet og sementert i dette.
I henhold til en utførelse av oppfinnelsen, omfatter det ytre hylster 14 et oppslisset avsnitt 15 hvori en EM-mottaker 16 er anordnet. En EM-sender 18 er plassert nær et stort MWD-redskap (ikke vist), som er i stand til å samle opp boredata og geologiske data som har sammenheng med borearbeidet. EM-senderen 18 sender ut disse bore- og geologiske data ved hjelp av elektromagnetiske bøl-ger som mottas av EM-mottakeren 16 gjennom det slissede avsnitt 15 på det ytre hylster 14. Mottakeren 16 vil derpå sende de mottatte boredata og geologiske data til et fjerntliggende sted på boreoverflaten, hvor disse data samles opp og analyseres.
I henhold tit en annen utførelse av oppfinnelsen, kan EM-mottakeren 16 alternativt være montert på utsiden av ytterhylsteret 14, i motsetning til å være anbrakt inne i dette ytre hylster 14.1 en annen utførelse kan EM-mottakeren 16 og EM-senderen 18 være konfigurert som sender/mottaker, som da både har mulighet for å sende og for å motta. Hvis f.eks. data som sendes fra EM-senderen 18 til EM-mottakeren 16 f.eks. overføres på et svakt signal, så kan EM-mottakeren 16 ha mulighet til å overføre en nedoverrettet kommando til senderen 18 om å øke signalstyrken.
Det skal nå henvises til fig. 2, hvor det er vist et sideoppriss av det rørform-ede ytre hylser 14 i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Dette ytre hylster 14 omfatter et slisset avsnitt 20 med aksiale slisser 22 som er skåret gjennom hylsterets rørformede vegg, idet hver aksial sliss 22 trenger helt gjennom ytterhylsterets rørformede vegg. Formålet med disse aksiale slisser 22 er å gjøre det mulig for EM-stråling å forplante seg gjennom det ytre hylster 14 i en forplantningsmo-dus som er kjent som transversal elektrisk modus (TE) (nemlig for å tillate maksi-mal passasje av TE-stråling), samtidig som transversal magnetisk stråling (TM) blokkeres. Hydraulisk isolasjon mellom innsiden og utsiden av ytterhylsteret 14 er opprettet ved hjelp av en isoleringsstruktur 24, som omfatter en isolator 26 utformet som et sylinderrør eller en muffe for innkapsling av det slissede avsnitt 20. Isolatoren 26 kan trekkes over slissene 22 med én eller flere O-ringer (ikke vist) for å opprette tetning overfor ytterhylsteret 14. Det vil erkjennes at isolatoren 26 alternativt kan være anbrakt inne i ytterhylsteret 14, heller enn på utsiden, hvis så ønskes.
Isolatoren 26 består av et isolerende materiale som tillater passasje av EM-stråling gjennom de aksiale slisser 22 på det oppslissede avsnitt 20.1 samsvar med en viss utførelse kan slike isolerende materialer omfatte en klasse polyeter-ketoner eller andre egnede harpikser. For eksempel fiberglass-epoksy, PEK og PEEK, er dielektriske materialer eller harpikser som tillater passasje av signal-energi, innbefattet elektromagnetisk stråling. Victrex USA, Inc. i West Chester, PA fremstiller en type isolasjonsmateriale som kalles PEEK. Cytec Fiberite, Green Tweed og BASF markedsfører andre egnede termoplast-harpiksmaterialer. Et annet isolerende materiale er Tetragonal Phase Zirconia keramikk (TZP), fremstilt av Coors Ceramics of Golden, CO. Visse typer isolasjonsmaterialer er mer effektive, alt etter de forskjellige typer anvendelser. PEEK kan f.eks. anvendes for anvendelser som innebærer høyere sjokktrykk og lavere trykkforskjeller, mens TZP vanligvis ville være i stand til å motstå høyere differensialtrykk, men lavere sjokkni-våer. PEEK er i stand til å motstå høytrykksbelastning. Keramikker er vanligvis i stand til å motstå vesentlig høyere belastninger og brukes i anvendelse med mini-mal sl agpå kjenn ing.
Beskyttende slitasjebånd 28 er montert på det ytre hylster 14 på oversiden og undersiden av isolatoren 26. Disse slitasjebånd 28 beskytter isolatoren 26 under tripp-innføringen i brønnen, og bibeholder isolatoren 26 i posisjon over slissene 22. Slitasjebåndene 28 kan være montert på hylsteret 14 i samsvar med flere kjente metoder som er opprettet innenfor fagområdet, slik som ved punkt-sveising, bruk av festemidler, etc.
Fig. 3 viser ytterhylsteret 14 i lengdesnitt. Isolatoren 26 danner en trykkbar-riere for sementeringsarbeidet, samt for senere produksjon av olje og gass. I et ut-føreiseseksempel kan for et borehull med diameter 31 cm, ytterdiameteren av det permanente hylster 14 være 25 cm. Ytterdiameteren av isolatoren 26 kan da være
26,7 cm, mens ytterdiameteren av slitasjebåndene 28 kan være 27,3 cm. Det vil naturligvis forstås at disse dimensjoner kan være større eller mindre uten at man derfor avviker fra oppfinnelsens omfangsramme.
I samsvar med den viste utførelse, er det slissede avsnitt 20 konfigurert med flere slisser 22 som trenger gjennom ytterhylsteret 16, idet hver sliss er 61 cm lang og 0,635 cm bred. Det vil imidlertid erkjennes at det slissede avsnitt 20 kan være utstyrt med så få som én eneste sliss 22. Det vil imidlertid bemerkes at etterhvert som antall slisser 22 øker, vil strukturfastheten for ytterhylsteret 14 avta. I tillegg er det slik at jo lengre de aksiale slisser 22 er i utstrekning, jo mindre svekking vil det gi for TE-strålingen. Økning av antallet aksiale slisser 22 reduserer også svekkingen av TE-strålingen. Man vil naturligvis umiddelbart kunne erkjenne at lengdeøkningen av slissene 22, såvel som økningen av antall slisser 22 vil ytterligere kunne nedsette den strukturelle fasthet for ytterhylsteret 14. Følgelig må det opprettes en balanse mellom ytterhylsterets strukturfasthet og minst mulig svekking av TE-strålingen, fremlagt som en følge av øket lengde og antall for slissene 22.
Det skal nå henvises til fig. 4, hvor det er vist et lengdesnitt gjennom et indre midlertidig hylster 30, som er anordnet inne i ytterhylsteret 14.1 samsvar med en viss utførelse, kan ytterdiameteren av innerhylsteret 30 f.eks. være 17,8 cm, mens ytterhylsteret 14 har en ytterdiameter på 25 cm. Det vil naturligvis forstås at diameteren av ytterhylsteret 14 og innerhylsteret 30 kan være større eller mindre enn de ovenfor nevnte dimensjoner, uten at man derved avviker fra oppfinnelsens omfangsramme.
Innerhylsteret 30 strekker seg fra det slissede avsnitt 15 på ytterhylsteret 14 til boreflaten. I henhold til den viste utførelse, er EM-mottakeren 16 nedhulls montert på utsiden av det indre hylsteret 30, som da kan inneholde nedhullselektronikk, slik som impedanstilpasningskretser, forsterkere, filtre, pulsformere og kabeldrivere for å forsterke de signaler som mottas fra EM-bølgene samt filtrere og forme disse signaler.
I henhold til en viss utførelse, er EM-mottakeren 16 koplet til en ledningskabel 32 som løper langs utsiden av innerhylsteret 30 og frem til boreoverflaten. I henhold til en viss utførelse, kan ledningskabelen 32 føre frem vekselstrøms- eller likestrømseffekt til EM-mottakeren 16, så vel som å tillate overføring av datasigna- ler fra EM-mottakeren 16 til boreoverflaten og vice versa. I denne spesielle utfør-else kan ledningskabelen 32 være punktfestet til det indre hylster 30 omtrent for hver 9. meter ved bruk av stropper 34 eller andre egnede midler, slik det ville være kjent innenfor fagområdet.
Det skal nå henvises til fig. 5, hvor det er vist et lengdesnitt gjennom det indre hylster 30, slik det er vist anordnet inne i det ytre hylster 14.1 henhold til den viste utførelse, er den EM-mottaker 30 som nedhulls er montert på innerhylsteret 30 plassert på undersiden av de aksiale slisser 22 i ytterhylsteret 14 ved hjelp av fastlåsingsmekanikk (ikke vist), som da vil sikre innretting på linje mellom EM-mottakeren 16 og slissene 22 for derved å lette passasje av EM-bølger til EM-mottakeren 16.
Fig. 6 viser et lengdesnitt gjennom EM-mottakeren 16 som nedhulls er montert på det indre hylster 30. Denne EM-mottaker 16 omfatter en spole 34 med flere vindinger og som er innleiret i en isolator 36. Ved hver ende av denne isolator 36 er det anordnet en metallisk sentraliseringsinnretning 38, som har som funksjon å beskytte isolatoren 36. Nedhullselektronikk 42, slik som impedanstilpasningskretser, forsterkere, filtre, pulsformere og kabeldrivere er også koplet til utsiden av det indre hylster 30. Denne nedhullselektronikk 42 utfører signalbe-handling og -forsterkning for overføring av data til jordoverflaten gjennom ledningskabelen 32. Det vil erkjennes at elektronikken 42 som anvendes for slik sig-nalbehandling og signalforsterkning vil være velkjent for vanlig fagkyndige på området. De spesielle kretser som utfører slik behandling og forsterkning av signaler vil følgelig ikke bli omtalt her for å unngå unødvendig overskygging av selve oppfinnelsesgjenstanden.
I henhold til en viss utførelse, blir et sjikt av fiberglass-epoksy påført utsiden av det indre hylster 30 og herdet. Spolen 34 er viklet over dette sjikt av fiberglass-epoksy rundt utsiden av innerhylsteret 30. Et andre lag av fiberglass-epoksy blir så påført og herdet. Deretter kan et lag av gummi støpes over sammenstillingen for å opprette en trykktett barriere mot vann. I tillegg kan en skjerm (ikke vist) slik som beskrevet i US-patent nr. 4,949,045 (overdratt til foreliggende søker) være montert over spolen 34 for å gi ytterligere mekanisk beskyttelse for sammenstillingen.
Det skal nå henvises til fig. 7, hvor det et vist et lengdesnitt som angir hele nedhullskonfigurasjonen, som da omfatter det ytre hylster 14, det provisoriske indre hylster 30, et borerør 44, en borkrone 46 samt EM-senderen 18.1 henhold til en viss utførelse sender EM-senderen 18 ut en TE-bølge som vandrer til det oppslissede avsnitt 15 av ytterhylsteret 14. En andel av TE-bølgen vil da trenge gjennom ytterhylsteret 16 via den eller de aksiale slisser 22 som er utformet gjennom hylsteret, for å detekteres av EM-mottakeren 16 nede i borehullet og som befinner seg inne i det ytre hylster 14. Etter forsterkning og behandling i nedhullselektronik-ken 42, blir de data som er mottatt av EM-mottakeren 16 sendt til jordoverflaten gjennom ledningskabelen 32 som løper langs utsiden av innerhylsteret 30.
Det skal nå henvises til fig. 8, hvor det er vist et lengdesnitt gjennom det indre hylster 30, som da er konfigurert i samsvar med en viss ytterligere utførelse. Under visse omstendigheter kan det hende at det verken er praktisk eller mulig å føre ledningskabelen 32 fra EM-mottakeren 16 til borehullets overflate, slik som angitt i de tidligere utførelser. I henhold til denne alternative utførelse kan da innerhylsteret 30 være konfigurert med et ytre sjikt av isolerende materiale 50 slik som f.eks. fiberglass-epoksy, som da er påført utsiden av de indre hylster 30. Det vil erkjennes at andre isoleringsmaterialer kan anvendes for å belegge utsiden av innerhylsteret 30 i stedet for fiberglass-epoksy.
Det indre hylster 30 og ytterhylsteret 14 gjør da tjeneste som en koaksial-leder, hvor da innerhylsteret 30 gjør tjeneste som innerleder og ytterhylsteret 14 danner den ytre leder. Sentraliseringsinnretningene 38 (vist i fig. 6) som befinner seg mellom innerhylsteret 30 og ytterhylsteret 14 er også dekket av det isolerende materiale 50. Det vil erkjennes at de elektromagnetiske overføringsegenskaper for et par isolerte konsentriske ledere vil kunne forbedres hvis fluidet i ringrommet mellom disse ledere er ikke-ledende, slik som f.eks. olje eller syntetisk basert fluid. Videre vil det forstås at en andre antenne (ikke vist) kan behøves for å drive signalet på koaksialutstyret. En batteripakke 52 kan også være anordnet i denne konfigurasjon for å avgi effekt til den nedhullselektronikk 42 som befinner seg inne i EM-mottakeren 16.
I de utførelser som er omtalt hittil, har slissene 22 på ytterhylsteret 14 en aksial (hvilket vil si ikke-skråstilt) orientering for å gjøre genereringen og mottakel-sen av TE-bølger størst mulig. I visse anvendelser er det imidlertid ønskelig å gen erere TM-bølger istedenfor TE-bølger. Disse TM-bølger gir da vanligvis ytterligere informasjon som kan anvendes for å overvåke formasjonen omkring ytterhylsteret 14.
Det skal nå henvises til fig. 9, hvor det er vist en konfigurasjon for å generere og motta TM-bølger og med ikke-aksiale (hvilket vil si skråstilte) slisser 22 utformet på det ytre hylster 14.1 denne spesielle konfigurasjon anvendes samme antenne (ikke vist) for EM-mottakeren 16 som ble brukt for å generere og motta TE-bølger. For å forenkle fremstillingen av foreliggende oppfinnelse vil det i følg-ende analyse bli henvist til det tilfelle hvor EM-mottakeren 16 er sender. Ut i fra resiprositets-prinsippet vil imidlertid resultatet i like høy grad være gyldig for det tilfelle hvor EM-mottakeren 16 haren mottakerfunksjon.
Inne i hylsteret frembringer antennen for EM-mottakeren 16 et TE-felt som har et aksialt magnetfelt (Bl-ax) på innsiden av ytterhylsen 14. Dette magnetiske felt kan uttrykkes som vektorsummen av et magnetfelt parallelt med slissen (Bl-sliss) og et magnetisk felt vinkelrett på denne sliss (Bl-perp). Hvis vinkelen mellom slissen 22 og hylsteret 14 er <|>, så vil Bl-sliss = Bl-ax cos{ ty). Denne komponent vil være lett svekket av slissen 22, men vil frembringe et ytre magnetisk felt BO-sliss = a Bl-sliss, hvor a er en skala-faktor. Det ytre felt kan dekomponeres til ytre magnetiske felt parallelt med aksen (BO-ax) for ytterhylsteret 14 og vinkelrett på denne (BO-tran), hvor BO-ax = BO-sliss cos( ty) og BO-tran = BO-sliss s\ n( ty). Dette aksiale magnetfelt har sammenheng med et TE-felt på utsiden av hylsteret 14, mens det transversale magnetiske felt har sammenheng med en TM-bølge. Man har da:
BO-tran = a/2 Bl-ax sin ( 2ty) og BO-ax = a Bl-ax cos2(<|>).
Det transversale magnetiske felt har sitt maksimum ved = 45°, hvor de to komponenter også er like store, samt har sin null-verdi ved ty = 0° og 90°.
Det aksiale magnetiske felt frembringer TE-stråling, mens det transversale magnetfelt frembringer TM-stråling. Det slissede avsnitt 20 vil tillate passasje av den ønskede TM-feltbølge, men vil svekke de uønskede komponenter, og bør ha minst én skråstilt sliss 22 som har en helning i en vinkel ty i forhold til aksen for ytterhylsteret 14. Hvis det foreligger flere slisser 22 (slik som vist i fig. 9) med samme vinkelstilling f så vil de aksiale komponenter summeres til en effektiv vertikal magnetisk dipol, mens de transversale komponenter vil summeres til en asimutret-tet magnetisk kilde tilsvarende en vertikal elektrisk dipol.
Skjønt det både foreligger TE- og TM-stråling, vil TM-strålingen vanligvis bli ledet langs ytterhylsteret 14 og bli svekket i mindre grad enn TE-strålingen, hvilket fører til et større signal ved EM-mottakeren 16 inne i avsnittet 20 med skråstilte slisser. Ved å innrette en aksial antenne for EM-mottakeren 16 inne i avsnittet 20 med skråstilte slisser, kan det således frembringes TM-feltbølger. Det vil erkjennes at foreliggende oppfinnelsesgjenstand også vil være effektiv med antennen 16 anordnet inne i ytterhylsteret 14 med sin akse i en vinkel i forhold til ytterhylsterets akse 14.
Det slissede parti 20 eller antennen for EM-mottakeren 16 kan være utført for å forandre helningsvinkelen for den magnetiske dipol i forhold til aksialretnin-gen. Kombinasjoner av hellende og aksiale slisser 22 med varierende lengde, orientering, symmetri og mellomrom kan da være utformet i veggen av ytterhylsteret 14. De hellende slisser 14 kan ha samme eller varierende helningsvinkler i forhold til hylsteret 14. Slissene 22 kan også være skåret ut i et kurveformet mønster (i stedet for å være rette) i ytterveggen på hylsteret 14. Det vil erkjennes av fagkyndige på området som har tatt del i denne beskrivelse at andre modifikasjoner også kan anvendes for å øke effektiviteten av det slissede avsnitt 20.
I de tidligere beskrevne utførelser, har EM-mottakeren 16 vært montert på utsiden av innerhylsteret 30, mens EM-bølger (både TE og EM) har vært brakt til å passere gjennom enten aksiale eller ikke-aksiale slisser 22 i veggen av ytterhylsteret 14. Skjønt denne konfigurasjon gir beskyttelse for EM-mottakeren 16, da den befinner seg innenfor ytterhylsteret 14, kan den svekke den strukturelle oppbygning av veggen for ytterhylsteret 14. Dette vil si at jo flere slisser og/eller jo større omfang av slissene 22 jo mer vil det forekomme uønsket svekking av den strukturelle oppbygning av ytterhylsteret 14.
Det skal nå henvises til fig. 10A, hvor det er vist et alternativt monterings-opplegg for EM-mottakeren 16 i samsvar med en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse. I denne alternative utførelse kan EM-mottakeren 16 være permanent montert på utsiden av ytterhylsteret 14, i motsetning til å være montert på innerhylsteret 30. Fig. 11 viser nedhullskonfigurasjonen i sin helhet med EM-mottakeren 16 montert på ytterhylsteret 14.
I fig. 10A og 10B er det vist en induktiv kopler 60 anordnet på utsiden av ytterhylsteret 14 og som viderefører signaler som er mottatt av EM-mottakeren 16 til den ledningskabel 32 som løper langs utsiden av innerhylsteret 30 opp til borehullets overflate. Innerhylsteret 30 har en tilpasset induktiv kopler 62 som er festet til hylsterets utside for å motta signaler fra EM-mottakeren 16 gjennom den induktive kopler 60 som er montert på utsiden av ytterhylsteret 14. Den induktive tilpas-ningskopler 62 på utsiden av innerhylsteret 30 er koplet til ledningskabelen 32 for å videreføre de signaler som mottas fra EM-mottakeren 16, som er montert på ytterhylsteret 14.1 en alternativ utførelse, kan de signaler som mottas fra ledningskabelen 32 overføres til EM-mottakeren 16 gjennom koplerne 60, 62 (hvilket vil si i motsatt retning).
Ved bruk av de induktive kopiere 60, 62 for overføring av signaler fra EM-mottakeren til ledningskabelen 32, er det viktig at de to induktive kopiere 60 og 62 er innbyrdes tilpasset (hvilket vil si at de anbrakt inntil hverandre) når innerhylsteret 30 er anordnet inne i ytterhylsteret 14.1 en viss utførelse kan den korrekte dyb-destilling og asimutposisjon for disse induktive kopiere 60, 62 oppnås ved hjelp av en mekanisk lokaliseringsinnretning. En sammenkoplingssubb (ikke vist) i ytterhylsteret 14 og hvis innside har en indre eller negativ profil, kan f.eks. bringes på plass av innerhylsteret 30 hvis innside har en tilpasset ytre eller positiv profil. Bruk av slike positive og negative profiler vil da sikre den hydrauliske sammenheng for både ytterhylsteret 14 og innerhylsteret 30. Bruk av mekaniske lokaliseringsinnret-ninger kan også være kombinert med et tredje ferdigstillingselement, slik som et pakningssett (ikke vist) i ytterhylsteret 14 og med en avtettende utboring for plassering av innerhysteret 30.
Innerhylsteret 30 er anbrakt eksentrisk inne i ytterhylsteret 14 på en slik måte at den induktive kopler 62 på innerhylsteret 30 og den induktive kopler 60 på ytterhylsteret 14 befinner seg tett inntil hverandre. Korrekt posisjonsinnstilling av innerhylsteret 30 inne i ytterhylsteret 14 er således viktig for å oppnå god effektivi-tet for den induktive kopling. Korrekt posisjonsinnstilling kan oppnås ved f.eks. å bruke en mekanisme (ikke vist) med rampe- og landingssko som eksenter-ut-rustning.
I samsvar med en viss utførelse har de induktive kopiere 60, 62 U-formede kjerner utført i ferritt. Vanligvis vil det foreligge et gap mellom de induktive kopiere 60, 62 på henholdsvis det ytre og det indre hylster 14, 30, således at koplingen ikke vil være 100% effektiv. For å forbedre koplingseffektiviteten for induktorene 60, 62, samt for å redusere virkningene av mistilpasning mellom polflatene, er det ønskelig at polflatene for de induktive kopiere 60, 62 har så store overflateområ-der som mulig.
Det skal nå henvises til fig. 10C, hvor det er vist en krets for induktorkopler-arrangementer 60, 62 og en senderantenne. På innsiden av hylsteret er strømmen b og spenningen V-i, mens strømmen er I2og spenningen V2på utsiden av hylsteret. Den gjensidige induksjon er M og selvinduksjonen i hver halvdel er L. Det induktive koplerarrangement 60, 62 er symmetrisk med samme antall vindinger i hver halvdel. Med retningen av I2som angitt på figuren, har spenninger og strøm-mene innbyrdes sammenheng som angitt ved Vi = jcoLh + jcoMli og V2= jcoMh + ja>Ll2. Antenneimpedansen er hovedsakelig induktiv (La) med en liten resistiv del (Ra), slik at ZA= Ra + ja>LA. Den induktive impedans er typisk omkring 100 ohm, mens den resistive impedans er ca. 1 ohm. En avstemningskondensator
(C) kan anvendes for å utbalansere antennens induktans, hvilket gir impedansen Z2= Ra + JwLa- j/coC * Ra- Forholdet mellom den strøm som avgis til antennen og
den strøm som driver den induktive kopler er da
I2/I1= -jG)M/(jcoL + Ra \ j<g>oLa- j/<»C). Den induktive kopler har mange vindinger og en kjerne med høy permeabilitet, slik at L » La og©L »> Ra. Med meget god tilnærmelse har man således I2/I1= «- M/L.
Ut i fra denne beregning kan det gjøres to observasjoner. For det første vil M = L for en perfekt induktiv kopler, og strømmen vil da ikke bli svekket. I praksis vil imidlertid gapet mellom polflatene på de induktive kopiere føre til tap av magnetisk fluks, slik at M < L. Med rimelige dimensjonstoleranser kan man forvente M/L « 0,5 - 0,8, eller 2- 6 dB overføringstap. For det andre bør det være mulig å avstemme senderen ved hjelp av en avstemningskondensator plassert på krets-ens ytterhylsterside. Forandringer i M vil ikke påvirke avstemningsforholdene, idet w<2>LaC = 1. Andre avstemningselementer (N:1 transformatorer, ytterligere konden-satorer, etc.) kan være anbrakt i det indre hylster 30.
Det skal nå henvises til fig. 12, hvor det er vist et lengdesnitt gjennom EM-mottakeren 16 som nedhulls er montert på utsiden av ytterhylsteret 14.1 denne spesielle utførelse er EM-mottakeren 16 konfigurert for å detektere TE-bølger. EM-mottakeren 16 omfatter en spole 34 med flere vindinger og innlemmet i en isolator 26. Ved hver ende av denne isolator 26 er det anordnet et slitasjebånd 28, som fungerer som beskyttelse for isolatoren 26 ved nedsenkningen i brønnen. I henhold til en viss utførelse, er et lag av fiberglass-epoksy påført utsiden av innerhylsteret 30 og derpå herdet. Spolen 34 er viklet ovenpå laget av fiberglass-epoksy rundt utsiden av innerhylsteret 30. Et andre lag av fiberglass-epoksy er derpå påført og herdet. Endelig kan et sjikt av gummi være støpt utenpå sammenstillingen for å opprette en trykktett barriere mot inntrengning av vann.
Den induktive kopler 60 er montert på ytterhylsteret 14 og koplet til EM-mottakeren 16. Den tilsvarende induktive kopler 62 er montert på innerhylsteret 30 og forbundet med ledningskabelen 32. Når de induktive kopiere 60 og 62 er tilpasset hverandre, blir de signaler som mottas over EM-mottakeren 16 så sendt over lederkabelen 32 til borehullets overflate.
Det skal nå henvises til fig. 13 hvor det er vist et lengdesnitt gjennom EM-mottakeren 16 som nede i borehullet er montert på ytterhylsteret 14, i samsvar med en ytterligere utførelse av foreliggende oppfinnelse. I denne spesielle utfør-else er EM-mottakeren 16 konfigurert til å motta TM-bølger fra EM-senderen 18, i motsetning til TE-bølger (slik som beskrevet i forbindelse med den viste konfigurasjon i fig. 12). EM-mottakeren 16 som er montert på ytterhylsteret 14 omfatter en toroid 64 montert mellom slitasjebåndene 28. Disse slitasjebånd 28 har som funksjon å beskytte toroiden 64, spesielt under nedsenkingen i borebrønnen. Ytterligere beskyttelse for toroiden 64 oppnås ved hjelp av en skjenn som er koplet til ett av slitasjebåndene 28. Et gap 68 er opprettet mellom ett av slitasjebåndene 28 og skjermen 66 for å tillate passasje av TM-bølger til toroiden 64.
På lignende måte som ved arrangementet i fig. 12, er den induktive kopler 60 montert på ytterhylsteret 14 og forbundet med EM-mottakeren 16. Den komp-lementære induktive kopler 62 er montert på innerhylsteret 30 og forbundet med lederkabelen 32. Når de induktive kopiere 60 og 62 er tilpasset hverandre, så vil de signaler som mottas via toroiden 64 bli videreført gjennom ledningskabelen 32 til borehullets overflate.
I samsvar med en annen utførelse av oppfinnelsen, vil det erkjennes at våtstab-koplere kan anvendes i stedet for de induktive kopiere 60, 62 som er beskrevet ovenfor. Og, i henhold til enda en annen utførelse, kan, i motsetning til å ha den induktive kopler 62 på innerhylsteret 30 koplet direkte til ledningskabelen 32, utsiden av innerhylsteret 30 være dekket med et isolerende material, og selv tjene som ledning til borehullets overflate. I henhold til en viss utførelse kan isoler-ingsmaterialet f.eks. være fiberglass-epoksy. EM-overføringsegenskapene for et par isolerte, konsentriske rørformede legemer kan vesentlig forbedres hvis fluidet i ringformen mellom disse ledere er ikke-ledende, slik som olje eller syntetisk basert fluid.
Det skal nå henvises til fig. 14A, hvor det er vist et nedhulls-arrangement utformet i samsvar med en annen utførelse av oppfinnelsen. I denne spesielle utfør-else omfatter veggen av ytterhylsteret 14 et isolert gap 72 for å kunne fokusere strøm inn på de indre ledere. Det indre hylster 30 er elektrisk forbundet med ytterhylsteret 14 gjennom en fjærbelastet innretning 76 (vist i fig. 14B) som kan trekkes tilbake hvis innerhylsteret 30 behøver å trekkes ut fra ytterhylsteret 14. Det vil imidlertid erkjennes at andre typer tilbaketrekningsutstyr kan anvendes for å dan-ne elektrisk kopling mellom innerhylsteret 30 og ytterhylsteret 14 i stedet for den fjærbelastede innretning 76.
På undersiden av den elektriske forbindelse som opprettes av den fjærbelastede innretning 76 befinner det seg en toroid 64 som er montert på innerhylsteret 30. Denne toroid 64 anvendes for å måle den aksiale strøm som passerer langs innerhylsteret 30. En slik strøm returnerer nedover hylsteret 30 for å vende tilbake til borerøret 44. Denne returstrøm kan finne sted gjennom boreslammet hvis dette er ledende, såvel som over hvilke som helst kontaktpunkter mellom borerør44 og ytterhylsteret 14.
Fig. 15 viser en detaljert skisse over isoleringsgapet 72 i veggen av ytterhylsteret 14. En skrueform skiller de to deler av ytterhylsteret 14 og denne skrueform er belagt med et eller annet egnet isoleringsmaterial. I henhold til en viss ut-førelse, kan dette isolerende material omfatte et plasma-påsprøytet sjikt av f.eks. alumina eller zirkonium. For å sikre at tilstrekkelig isolasjon opprettes av det isolerende gap 72, kan det plasma-påsprøytede lag selv være dekket med en epoksy eller en isolerende polymer for avtetting av eventuelle porer inne i det plasma-påsprøytede belegg.
Det skal nå henvises til fig. 16 hvor det er angitt en mer detaljert fremvis-ning av EM-mottakeren 16 som er montert på utsiden av den indre foring 30. In-nerforingen 30 er holdt sikkert på plass ved hjelp av to sentraliseringsinnretninger 38, som er plassert på oversiden og undersiden av mottakertoroiden 64. Sentrali-seringsinnetningen 38 har som funksjon å beskytte toroiden 64 mens det indre hylster 30 anbringes i ytterhylsteret 14.1 tillegg kan den øvre sentraliseringsinnretning 38 tjene som strømbane fra ytterhylsteret 14 til innerhylsteret 30. Strøm kan forlate innerhylsteret 30 over den nedre sentraliseringsinnretning 38, men dette vil ikke i vesentlig grad påvirke signalet på toroiden 64. I henhold til en viss utførelse vil det største signal kunne oppnås hvis den øvre sentraliseringsinnretning er plassert litt over isoleringsgapet 72 i veggen av ytterhylsteret 14 og den nedre sentraliseringsinnretning er plassert litt under isoleringsgapet 72.
De spesielle utførelser som er beskrevet ovenfor er bare angitt for å an-skueliggjøre oppfinnelsen, idet oppfinnelsesgjenstanden kan modifiseres og prak-tiseres på forskjellige, men likeverdige måter som vil være åpenbare for fagkyndige på området som har hatt tilgang til det som er angitt her. Videre er det ikke ment her å angi noen begrensninger med hensyn til konstruksjonsdetaljer eller ut-førelser, andre enn de som fremgår av de etterfølgende patentkrav. Det vil derfor være åpenbart at de spesielle utførelser som er beskrevet ovenfor vil kunne for-andres eller modifiseres, og at alle slike variasjoner anses å ligge innenfor oppfinnelsens omfangsramme, slik den er definert ved de etterfølgende patentkrav.

Claims (18)

1. Nedihulls-telemetrisystem (10) som omfatter: en første rørformet enhet (14) plassert inne i et borehull, hvor denne første rørformede enhet omfatter en rørseksjon med et isoleringsgap (72) utformet på et parti av rørseksjonen, en andre rørformet enhet (30) anordnet inne i den første rørformede enhet, idet denne andre rørformede enhet har en mottaker (16) montert på sin utside, idet mottakeren er en toroid for deteksjon av strøm langs strømbaner;karakterisert veden elektrisk koplingsmekanisme innrettet for elektrisk sammenkopling av den første rørformede enhet og den andre rørformede enhet, og hvor den andre rørformede enhet er posisjonsinnstilt inne i den første rørformede enhet på en slik måte at den elektriske koplingsmekanisme befinner seg på oversiden av mottakeren på den andre rørformede enhet og mottakeren er posisjonsinnstilt rett overfor det isolerende gap som er utformet i den første rørformede enhet.
2. System (10) ifølge krav 1, som videre er karakterisert ved: den første rørformede enhet (14) omfatter en rørseksjon med minst én sliss (22) utformet på et parti av denne, og en mottaker (16) innrettet for å motta et signal, idet mottakeren er montert på utsiden av den andre rørformede enhet inne i den første rørformede enhet, på en slik måte at mottakeren befinner seg på linje med den minst ene sliss som er utformet i den første rørformede enhet.
3. System (10) som angitt i krav 2, og karakterisert vedat det slissede parti (20) på den første rørformede enhet (14) omfatter en isolasjonsmuffe (26) montert rundt utsiden av den første rørformede enhet, slik at denne isolasjonsmuffe danner hydraulisk isolasjon for den minst ene sliss (22).
4. System (10) som angitt i krav 2, og som ytterligere erkarakterisert veden ledningskabel (32) som er koplet til mottakeren (16) samt festet til utsiden av den andre rørformede enhet (30), hvor denne ledningskabel er anordnet for å føre det mottatte signal fra mottakeren til et fjerntliggende sted.
5. System ifølge krav 1, og som videre er karakterisert vedat den andre rørformede enhet har en ledningskabel (32) festet til sin utside, og at den elektriske kobleren omfatter en første kopler (60) montert på utsiden av den første rørformede enhet og forbundet med mottakeren, og en andre kopler (62) montert på utsiden av den andre rørformede enhet og koplet til ledningskabelen, idet den første kopler er anordnet for å overføre det signal som mottas av mottakeren til ledningskabelen gjennom den andre kopler.
6. System som angitt i krav 5, og hvor den første kopler (60) og den andre kopler (62) omfatter induktive koblere.
7. System som angitt i krav 5, og hvor den andre kopler (62) videre er innrettet for å overføre signaler som mottas fra ledningskabelen (32) til mottakeren (16) gjennom den første kopler (60).
8. System som angitt i krav 1, og hvor det isolerende gap (72) som er utformet i den første rørformede enhet (14) omfatter en skruebane som deler opp den før-ste rørformede enhet i en første og en andre del.
9. System som angitt i krav 1, og hvor den elektriske koplingsmekanisme omfatter en fjærbelastet mekanisme (76) som kan trekkes tilbake for å bringe den første rørformede enhet (14) i kontakt med den andre rørformede enhet (30).
10. Fremgangsmåte for nedihulls-telemetri og som omfatter: plassering av en første rørformet enhet (14) inne i et borehull, hvor denne første rørformede enhet omfatter en rørseksjon med et isolerende gap (72) utformet i et parti av rørseksjonen, karakterisert vedat en andre rørformet enhet (30) anordnes inne i den første rørformede enhet, idet denne andre rørformede enhet haren mottaker (16) montert på sin ytre overflate, og denne andre rørformede enhet posisjonsinnstilles sammen med den før-ste rørformede enhet på en slik måte at den mottaker som er montert på dens overflate, kommer i posisjon på oversiden av det isolerte gap som er utformet i den første rørformede enhet, og den første rørformede enhet koples til den andre rørformede enhet, idet denne elektriske kopling finner sted over den mottaker som er montert på den andre rørformede enhet.
11. Fremgangsmåte for nedihulls-telemetri ifølge krav 10 og som videre erkarakterisert vedat den første rørformede enhet omfatter minst én sliss (22) utformet i et parti av den rørformede enhet, og at fremgangsmåten videre omfatter posisjonsinnstilling av den andre rørformede enhet inne i den første rørfor-mede enhet på en slik måte at den minst ene mottaker befinner seg på linje med det slissede parti (20) av den første rørformede enhet, og mottaking av et signal i den minst ene mottaker.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 11, og som videre erkarakterisert vedat en ledningskabel (32) koples til mottakeren (16), denne ledningskabel festes til utsiden av den andre rørformede enhet (30), og det mottatte signal føres fra mottakeren til et fjerntliggende sted over ledningskabelen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 10 og som videre er karakterisert ved: montering av en første induktiv kopler (60) og en mottaker (16) på utsiden av en første rørformet enhet (14), idet den første induktive kopler og mottakeren koples til hverandre, montering av en andre induktiv kopler (62) på utsiden av den andre rørfor-met enhet (30), og mottaking av et første signal av mottakeren og overføring av dette første signal fra den første induktive kopler til den andre induktive kopler.
14. Fremgangsmåte som angitt i krav 13, og hvor anordningen av den andre rørformede enhet (30) inne i den første rørformede enhet (14) videre erkarakterisert vedå bringe den andre rørformede enhet på en slik måte inne i den første rørformede enhet slik at den første induktive kopler (60) på den første rørformede enhet og den andre induktive kopler (62) på den andre rørform-ede enhet kommer tett inntil hverandre.
15. Fremgangsmåte som angitt i krav 13 og som er ytterligerekarakterisert vedmontering av en ledningskabel (32) på utsiden av den andre rørformede enhet (30), og forbinding av den andre induktive kopler (62) med ledningskabelen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter: montering av en første induktiv kopler (60) og en sender/mottaker (16,18) på utsiden av en første rørformet enhet (14), idet den første induktive kopler og sender/mottakeren koples til hverandre, og montering av en andre induktiv kopler (62) på utsiden av en andre rørfor-met enhet (30), anordning av den andre rørformede enhet inne i den første rørformede enhet, og mottaking av et første signal på sender/mottakeren og overføring av dette foircto cinnal fra Hon foircto inHnktiwo knnlor til Htm anHr*» inHi iktiwp knnltar
17. Fremgangsmåte som angitt i krav 16, karakterisert vedat anordningen av den andre rørformede enhet (30) inne i den første rørformede enhet (14) videre omfatter at den andre rørformede enhet plasseres inne i den første rørformede enhet på en slik måte at den første induktive kopler (60) på den første rørformede enhet og den andre induktive kopler (62) på den andre rørformede enhet anbringes tett inntil hverandre.
18. Fremgangsmåte som angitt i krav 16, og som videre erkarakterisert vedat en ledningskabel (32) monteres på utsiden av den andre rørformede enhet (30) og den andre induktive kopler forbindes med ledningskabelen.
NO20004300A 1999-08-30 2000-08-29 System og fremgangsmate for elektromagnetisk nedihullstelemetri under boring ved bruk av nedihulls stasjonaer mottaker NO321294B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15153299P 1999-08-30 1999-08-30
US09/639,210 US6727827B1 (en) 1999-08-30 2000-08-15 Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20004300D0 NO20004300D0 (no) 2000-08-29
NO20004300L NO20004300L (no) 2001-03-01
NO321294B1 true NO321294B1 (no) 2006-04-18

Family

ID=26848723

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20004300A NO321294B1 (no) 1999-08-30 2000-08-29 System og fremgangsmate for elektromagnetisk nedihullstelemetri under boring ved bruk av nedihulls stasjonaer mottaker

Country Status (4)

Country Link
US (1) US6727827B1 (no)
GB (1) GB2360532B (no)
NL (1) NL1015998C2 (no)
NO (1) NO321294B1 (no)

Families Citing this family (94)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6247542B1 (en) * 1998-03-06 2001-06-19 Baker Hughes Incorporated Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications
FR2817623B1 (fr) * 2000-12-04 2003-02-07 Innov Pro Dispositif permettant d'orienter des carottes de forage
GB0101919D0 (en) * 2001-01-25 2001-03-07 Geolink Uk Ltd Induction logging antenna
FR2830272B1 (fr) * 2001-10-01 2004-04-02 Schlumberger Services Petrol Dispositif de surveillance ou d'etude d'un reservoir traverse par un puits
US6856255B2 (en) * 2002-01-18 2005-02-15 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems
GB2402147B (en) * 2002-01-18 2006-02-01 Schlumberger Holdings Communication method for use with drill collar mounted sensor systems
US7350590B2 (en) 2002-11-05 2008-04-01 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US7219729B2 (en) 2002-11-05 2007-05-22 Weatherford/Lamb, Inc. Permanent downhole deployment of optical sensors
US7178600B2 (en) 2002-11-05 2007-02-20 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve
US7451809B2 (en) * 2002-10-11 2008-11-18 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve
US7413018B2 (en) 2002-11-05 2008-08-19 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for wellbore communication
CA2473511C (en) * 2003-07-09 2008-05-13 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for wellbore communication
US7170423B2 (en) * 2003-08-27 2007-01-30 Weatherford Canada Partnership Electromagnetic MWD telemetry system incorporating a current sensing transformer
US7063134B2 (en) * 2004-06-24 2006-06-20 Tenneco Automotive Operating Company Inc. Combined muffler/heat exchanger
US7493962B2 (en) * 2004-12-14 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Control line telemetry
GB2424962B (en) * 2005-04-05 2007-10-17 Sensor Highway Ltd Aparatus and method for preventing unwanted exposure of a device to an undesirable substance
US8264369B2 (en) * 2005-05-21 2012-09-11 Schlumberger Technology Corporation Intelligent electrical power distribution system
US7277026B2 (en) * 2005-05-21 2007-10-02 Hall David R Downhole component with multiple transmission elements
US20080012569A1 (en) * 2005-05-21 2008-01-17 Hall David R Downhole Coils
US7535377B2 (en) * 2005-05-21 2009-05-19 Hall David R Wired tool string component
US7504963B2 (en) * 2005-05-21 2009-03-17 Hall David R System and method for providing electrical power downhole
US20090151926A1 (en) * 2005-05-21 2009-06-18 Hall David R Inductive Power Coupler
US7495446B2 (en) * 2005-08-23 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Formation evaluation system and method
US7477162B2 (en) * 2005-10-11 2009-01-13 Schlumberger Technology Corporation Wireless electromagnetic telemetry system and method for bottomhole assembly
US8022838B2 (en) * 2005-10-28 2011-09-20 Thrubit B.V. Logging system, method of logging an earth formation and method of producing a hydrocarbon fluid
US7712524B2 (en) 2006-03-30 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed
US7793718B2 (en) * 2006-03-30 2010-09-14 Schlumberger Technology Corporation Communicating electrical energy with an electrical device in a well
US8056619B2 (en) * 2006-03-30 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation Aligning inductive couplers in a well
CA2544457C (en) * 2006-04-21 2009-07-07 Mostar Directional Technologies Inc. System and method for downhole telemetry
US7782060B2 (en) * 2006-12-28 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Integrated electrode resistivity and EM telemetry tool
US8469084B2 (en) * 2009-07-15 2013-06-25 Schlumberger Technology Corporation Wireless transfer of power and data between a mother wellbore and a lateral wellbore
US8839850B2 (en) 2009-10-07 2014-09-23 Schlumberger Technology Corporation Active integrated completion installation system and method
US9249559B2 (en) 2011-10-04 2016-02-02 Schlumberger Technology Corporation Providing equipment in lateral branches of a well
CN109899059B (zh) * 2012-01-05 2023-07-28 默林科技股份有限公司 钻柱通信系统、部件和方法
US9644476B2 (en) 2012-01-23 2017-05-09 Schlumberger Technology Corporation Structures having cavities containing coupler portions
US9175560B2 (en) 2012-01-26 2015-11-03 Schlumberger Technology Corporation Providing coupler portions along a structure
US9938823B2 (en) 2012-02-15 2018-04-10 Schlumberger Technology Corporation Communicating power and data to a component in a well
US9274038B2 (en) 2012-02-23 2016-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for constant shear rate and oscillatory rheology measurements
US10175385B2 (en) 2012-05-23 2019-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Optimization visualization using normalized achievement variables
US10036234B2 (en) 2012-06-08 2018-07-31 Schlumberger Technology Corporation Lateral wellbore completion apparatus and method
US20140083773A1 (en) * 2012-09-26 2014-03-27 Nabors International, Inc. Reliability for Electromagnetic Data Telemetry for Downhole Application on Well Drilling Operations
WO2014075190A1 (en) 2012-11-16 2014-05-22 Evolution Engineering Inc. Electromagnetic telemetry gap sub assembly with insulating collar
WO2014100262A1 (en) * 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Telemetry for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore
WO2014100272A1 (en) * 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals
US9810806B2 (en) * 2012-12-21 2017-11-07 Baker Hughes Incorporated Electronic frame for use with coupled conduit segments
CN103089249B (zh) * 2013-01-09 2015-07-15 电子科技大学 随钻信号无线电磁传输系统
WO2014131133A1 (en) 2013-03-01 2014-09-04 Evolution Engineering Inc. Pinned electromagnetic telemetry gap sub assembly
US9598951B2 (en) 2013-05-08 2017-03-21 Baker Hughes Incorporated Coupled electronic and power supply frames for use with borehole conduit connections
CN103266884A (zh) * 2013-05-09 2013-08-28 电子科技大学 Em-mwd接力传输系统
WO2015013438A1 (en) 2013-07-24 2015-01-29 Portable Composite Structures, Inc. Centralizers for centralizing well casings
US9644433B2 (en) 2013-08-28 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Electronic frame having conductive and bypass paths for electrical inputs for use with coupled conduit segments
BR112016025597B1 (pt) 2014-05-01 2022-05-10 Halliburton Energy Services, Inc Segmento de tubo de revestimento
CA2946743C (en) * 2014-05-01 2020-09-15 Halliburton Energy Services, Inc. Interwell tomography methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement
AU2015253515B2 (en) * 2014-05-01 2017-06-15 Halliburton Energy Services, Inc. Multilateral production control methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement
SG11201608940TA (en) * 2014-05-01 2016-11-29 Halliburton Energy Services Inc Guided drilling methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement
CA2955381C (en) 2014-09-12 2022-03-22 Exxonmobil Upstream Research Company Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same
US10400536B2 (en) 2014-09-18 2019-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Model-based pump-down of wireline tools
GB2546209B (en) 2014-10-28 2020-11-25 Halliburton Energy Services Inc Downhole state-machine-based monitoring of vibration
CN107075943A (zh) * 2014-12-29 2017-08-18 哈利伯顿能源服务公司 电磁耦合的带隙收发器
US10408047B2 (en) 2015-01-26 2019-09-10 Exxonmobil Upstream Research Company Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool
US9835025B2 (en) 2015-02-16 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Downhole assembly employing wired drill pipe
WO2017007453A1 (en) * 2015-07-07 2017-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Telemetry system with terahertz frequency multiplier
WO2017019021A1 (en) * 2015-07-27 2017-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Electrical isolation to reduce magnetometer interference
WO2017069753A1 (en) * 2015-10-21 2017-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid transceiver for downhole telemetry
US9803473B2 (en) * 2015-10-23 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Downhole electromagnetic telemetry receiver
CA2999246A1 (en) 2015-10-28 2017-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Transceiver with annular ring of high magnetic permeability material for enhanced short hop communications
BR112019000789B1 (pt) * 2016-07-20 2022-09-06 Halliburton Energy Services, Inc Sistema de acoplamento capacitivo de fundo de poço, método para formar uma conexão elétrica entre duas colunas de fundo de poço e aparelho para fornecer uma conexão elétrica entre duas colunas de fundo de poço
US10590759B2 (en) 2016-08-30 2020-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same
US10465505B2 (en) 2016-08-30 2019-11-05 Exxonmobil Upstream Research Company Reservoir formation characterization using a downhole wireless network
US10697287B2 (en) 2016-08-30 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field
US10364669B2 (en) 2016-08-30 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
US10487647B2 (en) 2016-08-30 2019-11-26 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid downhole acoustic wireless network
US10344583B2 (en) 2016-08-30 2019-07-09 Exxonmobil Upstream Research Company Acoustic housing for tubulars
US10415376B2 (en) 2016-08-30 2019-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same
US10526888B2 (en) 2016-08-30 2020-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole multiphase flow sensing methods
CN111201454B (zh) 2017-10-13 2022-09-09 埃克森美孚上游研究公司 用于利用通信执行操作的方法和系统
US10697288B2 (en) 2017-10-13 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same
MX2020004982A (es) 2017-10-13 2020-11-12 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y sistema para realizar comunicaciones usando solapamiento.
US10837276B2 (en) 2017-10-13 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string
WO2019074657A1 (en) 2017-10-13 2019-04-18 Exxonmobil Upstream Research Company METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING COMMUNICATIONS
MX2020003296A (es) 2017-10-13 2020-07-28 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y sistema para realizar operaciones de hidrocarburo con redes de comunicacion mixta.
US12000273B2 (en) 2017-11-17 2024-06-04 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions
AU2018367388C1 (en) 2017-11-17 2022-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members
US10690794B2 (en) 2017-11-17 2020-06-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system
US10844708B2 (en) 2017-12-20 2020-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data
US11156081B2 (en) 2017-12-29 2021-10-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network
MX2020005766A (es) 2017-12-29 2020-08-20 Exxonmobil Upstream Res Co Metodos y sistemas para monitorear y optimizar las operaciones de estimulacion de yacimientos.
WO2019156966A1 (en) 2018-02-08 2019-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods
US11268378B2 (en) 2018-02-09 2022-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole wireless communication node and sensor/tools interface
US11952886B2 (en) 2018-12-19 2024-04-09 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network
US11293280B2 (en) 2018-12-19 2022-04-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network
GB2593370B (en) * 2019-02-26 2023-04-12 Halliburton Energy Services Inc Downhole barrier and isolation monitoring system
RU2745858C1 (ru) * 2020-06-03 2021-04-02 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технологический центр Геомеханика" Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления
CN113250683B (zh) * 2021-05-12 2023-01-06 华中科技大学 一种井下极低频通信模组的近场延长器

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3746106A (en) 1971-12-27 1973-07-17 Goldak Co Inc Boring bit locator
GB2164681B (en) 1984-09-22 1987-11-11 Standard Telephones Cables Plc Drill pipe telemetry
US4949045A (en) 1987-10-30 1990-08-14 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus having a cylindrical housing with antennas formed in recesses and covered with a waterproof rubber layer
FR2654521B1 (fr) 1989-11-15 1992-01-24 Elf Aquitaine Source electromagnetique de puits a demeure.
US5512889A (en) 1994-05-24 1996-04-30 Atlantic Richfield Company Downhole instruments for well operations
US5563512A (en) * 1994-06-14 1996-10-08 Halliburton Company Well logging apparatus having a removable sleeve for sealing and protecting multiple antenna arrays
GB2292869B (en) 1994-09-03 1999-01-06 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
WO1997021117A1 (en) 1995-12-05 1997-06-12 Lwt Instruments Inc. Composite material structures having reduced signal attenuation
US5767680A (en) 1996-06-11 1998-06-16 Schlumberger Technology Corporation Method for sensing and estimating the shape and location of oil-water interfaces in a well
US6070662A (en) 1998-08-18 2000-06-06 Schlumberger Technology Corporation Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes
US6018501A (en) 1997-12-10 2000-01-25 Halliburton Energy Services, Inc. Subsea repeater and method for use of the same
US6300762B1 (en) * 1998-02-19 2001-10-09 Schlumberger Technology Corporation Use of polyaryletherketone-type thermoplastics in a production well
US6150954A (en) 1998-02-27 2000-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Subsea template electromagnetic telemetry
CA2272044C (en) 1998-05-18 2005-10-25 Denis S. Kopecki Drillpipe structures to accommodate downhole testing
US6191586B1 (en) * 1998-06-10 2001-02-20 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for azimuthal electromagnetic well logging using shielded antennas
NO315725B1 (no) 1998-06-18 2003-10-13 Norges Geotekniske Inst Anordning for måling og overvåking av resistivitet utenfor et brönnrör i etpetroleumsreservoar
GB2376968B (en) 2000-03-02 2004-03-03 Shell Int Research Wireless communication in a petroleum well

Also Published As

Publication number Publication date
NO20004300D0 (no) 2000-08-29
NL1015998A1 (nl) 2001-03-01
GB2360532B (en) 2002-03-06
US6727827B1 (en) 2004-04-27
GB0020641D0 (en) 2000-10-11
NL1015998C2 (nl) 2003-04-09
NO20004300L (no) 2001-03-01
GB2360532A (en) 2001-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO321294B1 (no) System og fremgangsmate for elektromagnetisk nedihullstelemetri under boring ved bruk av nedihulls stasjonaer mottaker
CA2411566C (en) Modified tubular equipped with a tilted or transverse magnetic dipole for downhole logging
US7187297B2 (en) Methods for sealing openings in tubulars
US8400160B2 (en) Combined propagation and lateral resistivity downhole tool
US6788263B2 (en) Replaceable antennas for subsurface monitoring apparatus
US6727705B2 (en) Subsurface monitoring and borehole placement using a modified tubular equipped with tilted or transverse magnetic dipoles
US20110316542A1 (en) Slotted shield for logging-while-drilling tool
EP1953570B1 (en) A downhole telemetry system
MXPA03010813A (es) Sistema de registro nuclear de subsuperficie recuperable.
MX2012003665A (es) Blindaje de antena de resistividad direccional.
BR112012022232B1 (pt) aparelho e método para estimativa de uma propriedade de uma formação terrestre
US7671597B2 (en) Composite encased tool for subsurface measurements
GB2364724A (en) System and method for communicating with a downhole tool using electromagnetic telemetry and a fixed downhole receiver
RU2273868C2 (ru) Устройство для размещения спускового инструмента, способ передачи и/или приема сигнала через земную формацию и способ измерения характеристик земной формации с использованием спускового инструмента
MXPA02000232A (es) Arreglo para medir la resistividad de una formacion terrestre a las ondas propagantes.
GB2395503A (en) Logging while tripping with a modified tubular
CA2475428C (en) Downhole signal communication and measurement through a metal tubular
US11387537B2 (en) Parallel coil paths for downhole antennas

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees