NO851561L

NO851561L - SYSTEM FOR DETERMINING THE RELEASE POINT FOR A PIPE THAT IS STANDED IN A DRILL.

Info

Publication number: NO851561L
Application number: NO851561A
Authority: NO
Inventors: Stanley G Stroud
Original assignee: Nl Industries Inc
Priority date: 1984-05-04
Filing date: 1985-04-18
Publication date: 1985-11-05
Also published as: FR2563862B1; MX161997A; JPH0466995B2; FR2563862A1; JPS6157795A; GB2158245A; GB8507186D0; CA1230377A; DE3515983A1; GB2158245B

Abstract

System for bestemmelse a-v f astsi-ttingspuriktet Tor et rør (60) i et borehull, innbefattende en signallinjeinnretning som har en eksiteringsspole (61) og en mottakerspole (63) som er aksielt adskilt fra hverandre. Eksiteringsspolen (61) drives med en forutvalgt lav frekvens og spenningen som induseres i mottakerspolen (63) er relatert til den magnetiske permeabilitet for et rør gjennom hvilket innretningen føres. En spenningslogging for mottakerspolen tas for seksjonen av røret (60) i området for fastsittingspunktet først mens det området er i alt vesentlig fritt for mekanisk påkjenning. En andre logging av samme område foretas med røret (60) under mekanisk påkjenning. Sammenligning av de to logginger bestemmer fastsittingspunktet på basis av forskjeller i magnetisk permeabilitet for røret under påkjenning over fastsittingspunktet og røret som er uten påkjenning under fastsittingspunktet.System for determining a-v fixing spur Tor a tube (60) in a borehole, including a signal line device having an excitation coil (61) and a receiver coil (63) axially separated from each other. The excitation coil (61) is operated at a preselected low frequency and the voltage induced in the receiver coil (63) is related to the magnetic permeability of a tube through which the device is passed. A voltage logging for the receiver coil is taken for the section of the pipe (60) in the area of the attachment point first while that area is substantially free of mechanical stress. A second logging of the same area is performed with the pipe (60) under mechanical stress. Comparison of the two loggings determines the point of attachment on the basis of differences in magnetic permeability of the tube under stress above the point of attachment and the tube without stress below the point of attachment.

Description

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte og anordning for å bestemmelse av punktet ved hvilket et rør sitter fast i et borehull og nærmere bestemt et system for magnetisk å bestemme et rørs frigjøringspunktsted uten nødvendigheten av å feste anordningen til rørveggen. The invention relates to a method and device for determining the point at which a pipe is stuck in a borehole and more specifically a system for magnetically determining a pipe's release point location without the necessity of attaching the device to the pipe wall.

Under boring av olje og gassbrønner gjennom jordforma-sjoner skjer det ofte at borerøret setter seg fast i det dannede borehullet. Dette kan skje p.g.a. en kollaps eller et vas i den underjordiske formasjonen som omgir borehullet. Det kan også opptre som et resultat av væske-absorpsjon og svelling av visse formasjoner nedover langs hullet som begrenser bevegelsen av borerøret i borehullet, samt som følge av andre grunner. Når dette fenomen opptrer, blir borerøret låst, operasjonen opphører og ingen ytterligere fremdrift kan foretas for å gjøre borehullet dypere før det fastelåste røret er fjernet. When drilling oil and gas wells through soil formations, it often happens that the drill pipe gets stuck in the formed borehole. This can happen due to a collapse or vase in the underground formation surrounding the borehole. It can also occur as a result of fluid absorption and swelling of certain formations down the hole which restricts the movement of the drill pipe in the borehole, as well as as a result of other reasons. When this phenomenon occurs, the drill pipe becomes locked, the operation ceases and no further progress can be made to deepen the borehole until the locked pipe is removed.

Det første trinnet for å klargjøre et fastkilt rør i et borehull er å lokalisere punktet langs borehullet, ofte flere hundre meter under overflaten, ved hvilket røret sitter fast. Tallrike teknikker er blitt utviklet i årenes løp for lokalisering av rørets frigjøringspunkt i borehullet slik at den rørdelen som befinner seg over det fastsittende området kan fjernes. Den mest populære teknikk involverer senkning av et verktøy nedover langs den sentrale passasjen i borerøret og festing av et par relativt bevegelige avfølerorganer på rørveggens innside. Borerøret strekkes så enten i langsgående retning eller under dreiemoment slik at enhver relativ bevegelse mellom de to faste organene indikerer at organene er festet til rørveggen ved et sted over fastsittingspunktet. Selvfølge-lig blir påkjenninger i borestrengen som induseres fra overflaten kun gjengitt i den del av borestrengen som er over fastsittingspunktet. Så snart som avfølerparet er festet til veggene av røret under fastsittingspunktet og borestrengen utsettes for påkjenning, vil der ikke bli noen relativ bevegelse mellom de to organene. Således, ved sekvensmessig måling og bevegelse av avfølerene langs borerørets innside, blir fastsittingspunktet lokalisert. Systemer av denne type er imidlertid relativt seende ettersom den sekvensmessige festing og løsgjøring av av-følerorganene krever tid og tid under operasjon av en borerigg er meget kostbar. I tillegg krever den kontaktdannende typen av detektorer for fastsittende rør også avanserte mekaniske eller magnetiske midler for å feste avfølerorganene til rørets vegg. The first step in preparing a stuck pipe in a borehole is to locate the point along the borehole, often several hundred meters below the surface, at which the pipe is stuck. Numerous techniques have been developed over the years for locating the pipe's release point in the borehole so that the part of the pipe above the stuck area can be removed. The most popular technique involves lowering a tool down the central passage of the drill pipe and attaching a pair of relatively movable sensing elements to the inside of the pipe wall. The drill pipe is then stretched either longitudinally or under torque so that any relative movement between the two fixed members indicates that the members are attached to the pipe wall at a location above the attachment point. Of course, stresses in the drill string that are induced from the surface are only reproduced in the part of the drill string that is above the attachment point. As soon as the sensor pair is attached to the walls of the pipe below the attachment point and the drill string is subjected to stress, there will be no relative movement between the two bodies. Thus, by sequential measurement and movement of the sensors along the inside of the drill pipe, the attachment point is located. Systems of this type are, however, relatively short-sighted as the sequential attachment and detachment of the sensor means takes time and time during operation of a drilling rig is very expensive. In addition, the contact-forming type of detectors for stuck pipes also require advanced mechanical or magnetic means to attach the sensing means to the wall of the pipe.

En kjent karakteristikk ved et ferromagnetisk rør at den magnetiske permeabilitet for materialet endrer seg som en funksjon av påkjenningene i materialet. Et annet tidligere kjent fastsittingspunkt detektorsystem har anvendt dette prinsipp i stedet for den mekaniske forlengelse av røret. Anvendelse av denne teknikk tillater konstruksjonen og bruken av en ikke-kontaktdannende fastsittingspunktdetektor som ikke trenger å danne inngrep med rørets sidevegger. Som vist i US-patent nr. 2.686.039 er en høy-frekvent oscillator avstemt til en frekvens av 20 til 50 KHz ved hjelp av en spole og senkes ned i den aksielle boringen hos et borerør som sitter fast. Spolen koples induktivt til veggen av stålrøret som belaster spolen og således er en del av den avstemte tankkretsen for oscillatoren. Den magnetiske permeabilitet for røret bestemmer belastningsgraden for spolen, og derfor induktansen for tankkretsen og oscillatorens frekvens. Ettersom spolen passerer fastsittingspunktet for et borerør under påkjenning, vil oscillatoren forandre seg i frekvens på grunn av det faktum at den magnetiske permeabilitet for røret som er uten påkjenning under punktet er forskjellig fra den for røret under påkjenning over fastsittingspunktet. Selv om systemet ifølge det nevnte US-patent er i stand til å detektere fastsittingspunktet uten fysisk festing av av-feiere til rørveggene, innbefatter et slikt system et antall av naturlige ulemper. Det størte av disse er kanskje at den induktive kopling av røret inn i en oscillatortankkrets krever bruken av relativt høye frekvenser. Gjennomtrengningsdybden for høyfrekvente elektromagnetiske bølger er begrenset - av skinneffekt og således er den totale nøyaktighet og pålitelighet ved teknikken begrenset. Følsomheten ifølge det nevnte system er også begrenset av læren om en enkelt loggingsforløp for å detektere fastsittingspunkt som ikke tillater til-strekkelig toleranse for magnetisk permeabilitetsvarians mellom forskjellige rørmaterialer og størrelser. A known characteristic of a ferromagnetic tube is that the magnetic permeability of the material changes as a function of the stresses in the material. Another previously known fixed point detector system has used this principle instead of the mechanical extension of the tube. Application of this technique allows the construction and use of a non-contacting fixed point detector which does not need to form an engagement with the sidewalls of the tube. As shown in US Patent No. 2,686,039, a high-frequency oscillator is tuned to a frequency of 20 to 50 KHz by means of a coil and lowered into the axial bore of a fixed drill pipe. The coil is inductively coupled to the wall of the steel pipe which loads the coil and is thus part of the tuned tank circuit for the oscillator. The magnetic permeability of the tube determines the load rating of the coil, and therefore the inductance of the tank circuit and the frequency of the oscillator. As the coil passes the stuck point of a stressed drill pipe, the oscillator will change in frequency due to the fact that the magnetic permeability of the unstressed pipe below the point is different from that of the stressed pipe above the stuck point. Although the system according to the aforementioned US patent is capable of detecting the attachment point without physically attaching the sweepers to the pipe walls, such a system includes a number of natural disadvantages. Perhaps the biggest of these is that the inductive coupling of the tube into an oscillator tank circuit requires the use of relatively high frequencies. The penetration depth of high frequency electromagnetic waves is limited - by skin effect and thus the overall accuracy and reliability of the technique is limited. The sensitivity of the aforementioned system is also limited by the doctrine of a single logging course to detect a sticking point which does not allow sufficient tolerance for magnetic permeability variance between different pipe materials and sizes.

Selv om visse andre kjente verktøy har innbefattet midler for å måle permeabiliteten for rør, anvendes disse generelt kun i gaplere verktøy for å bestemme tykkelser og den innvendige diameter av rør som ikke er utsatt for påkjenning. Eksempelvis anvender både løsningen ifølge britisk patent søknad nr. 2.037.439 og US-patent nr. 2.992.390 anvender forskjellige aspektere ved magnetisk permeabilitet for rørmålinger. Although certain other known tools have included means for measuring the permeability of pipes, these are generally used only in gapper tools to determine thicknesses and the internal diameter of pipes that are not subjected to stress. For example, both the solution according to British patent application no. 2,037,439 and US patent no. 2,992,390 use different aspects of magnetic permeability for pipe measurements.

Ifølge den nevnte britiske søknad nr. 2.037.439 er der beskrevet et verktøy for måling av vekttykkelsen i en brønnforing ved hjelp av magnetisk flux. Tre par av sender og mottakerspoler anvendes, en for å måle innerdiameteren, en for å måle foringens tykkelse og en for å måle foringsveggens permeabilitet. Variasjoner i hver av disse parametere påvirker hverandre slik at mål-ingene av samtlige tre samtidig kan anvendes til å korrigere hverandre og frembringe en meget nøyaktig tykkelsesmåling. Selv om den britiske søknaden omhandler en tospolet, tologgingsløsning for magnetisk permeabili-tetsmåling, er denne kun omhandlet i forbindelse med et gaplæreverktøy og ingen av disse forslag har kulminert i en kommersielt tilfredsstillende fastsittingspunktdetektor. According to the aforementioned British application no. 2,037,439, a tool for measuring the weight thickness in a well casing using magnetic flux is described. Three pairs of transmitter and receiver coils are used, one to measure the inner diameter, one to measure the thickness of the casing and one to measure the permeability of the casing wall. Variations in each of these parameters affect each other so that the measurements of all three can simultaneously be used to correct each other and produce a very accurate thickness measurement. Although the British application deals with a two-coil, two-logging solution for magnetic permeability measurement, this is only dealt with in connection with a gap measuring tool and none of these proposals have culminated in a commercially satisfactory fixed point detector.

Selv om den kjente teknikk er overfylt med både fremgangsmåte og anordning for måling nedover langs hullet av et rørs permeabilitet, har problemet med nøyaktig lokalisering av fastsittende rør i et borehull fortsatt eksistert. Systemet ifølge den foreliggende oppfinnelse har over-vunnet ulempene ved den kjente teknikk ved å tilveiebringe et meget vellykket verktøy under tilveiebringelsen av en ikke-kontaktdannende magnetisk fastsittingspunktdetektor som anvender relativt lav frekvens for å detektere endringer i permeabilitet som oppstår i rør under påkjenning i et borehull. På denne måte tilveiebringes et effek-tivt system og fremgangsmåte for lokalisering av punktet langs borehullet ved hvilket en borerørseksjon er beligg-ende . Although the prior art is replete with both methods and apparatus for downhole measurement of a pipe's permeability, the problem of accurately locating stuck pipe in a borehole has continued to exist. The system of the present invention has overcome the disadvantages of the prior art by providing a very successful tool in the provision of a non-contacting magnetic sticking point detector which uses a relatively low frequency to detect changes in permeability occurring in tubing under stress in a borehole. . In this way, an effective system and method is provided for locating the point along the borehole at which a drill pipe section is located.

Oppfinnelsen omfatter et system for bestemmelse av fastsittingspunktet for et rør innenfor et borehull ved tilveiebringelsen av et par spoler som er plassert på en felles akse og adskilt med en foreskrevet avstand. Eksiteringsspolen energiseres med en relativt lav forutvalgt frekvens mens spolene senkes inn i borerøret når røret er i en tilstand som er generelt uten påkjenning. En logging av utmatningen fra mottagerspolen tas. Deretter plasseres sideveggene for røret under påkjenning og prosessen gjen-tas for å ta en andre logging. En sammenligning av de to loggingene foretas på å gi en indikasjon av stedet for fastsittingspunktet innenfor borehullet på grunn av endringen i signal mottat av spolen. Signalendringen er et resultat av den magnetiske permeabilitetforskyvning mellom tilstandene med og uten påkjenning av borerøret over og under fastsittingspunktet. The invention comprises a system for determining the fixing point of a pipe within a borehole by the provision of a pair of coils which are placed on a common axis and separated by a prescribed distance. The excitation coil is energized at a relatively low preselected frequency while the coils are lowered into the drill pipe when the pipe is in a generally unstressed condition. A log of the output from the receiver coil is taken. The sidewalls for the pipe are then placed under stress and the process is repeated to take a second logging. A comparison of the two logs is made to give an indication of the location of the fixation point within the borehole due to the change in signal received by the coil. The signal change is a result of the magnetic permeability shift between the states with and without stressing the drill pipe above and below the attachment point.

Ifølge et annet trekk innbefatter oppfinnelsen en for-bedret fremgangsmåte for å detektere fastsittingspunktets sted for borerøret som befinner seg i et borehull av den type hvor et verktøy senkes gjennom ferromagnetiske rør-seksjoner for detektering av permeabilitetsendringer i disse. Forbedringen omfatter trinnene å tilveiebringe et signallinjeverktøy som har et par adskilte spoler som er tilpasset for senkning innenfor borerøret for å avføle rørets permeabilitet. En primær magnetisk flux med vekslende frekvens genereres med en av verktøyets spoler og induseres i borerørets vegger. Det sekundære fluxsignalet som genereres av virvelstrømmer indusert i borerøret detekteres av mottakerspolen for verktøyet som et indisium på permeabilitet. Verktøyet beveges langs borerøret innenfor borehullet, med røret i en tilstand uten påkjenning, for generering av en første logging av rørpermeabili-teten. Verktøyet beveges så langs borerøret innenfor borehullet, med røret i en tilstand under påkjenning, for generering av en andre logging av rørets permeabilitet. De første og andre logginger sammenlignes så for å lokalisere variasjonen i permeabilitet som indikerer fastsittingspunktet for røret innenfor borehullet. According to another feature, the invention includes an improved method for detecting the location of the attachment point for the drill pipe located in a drill hole of the type where a tool is lowered through ferromagnetic pipe sections to detect permeability changes therein. The improvement includes the steps of providing a signal line tool having a pair of separate coils adapted for lowering within the drill pipe to sense the permeability of the pipe. A primary magnetic flux of alternating frequency is generated with one of the tool's coils and induced in the walls of the drill pipe. The secondary flux signal generated by eddy currents induced in the drill pipe is detected by the tool receiver coil as an indication of permeability. The tool is moved along the drill pipe within the borehole, with the pipe in an unstressed state, to generate a first logging of the pipe permeability. The tool is then moved along the drill pipe within the borehole, with the pipe in a stressed state, to generate a second logging of the pipe permeability. The first and second logs are then compared to locate the variation in permeability that indicates the stuck point of the pipe within the borehole.

I ennu et annet henseende innbefatter den tidligere nevnte fremgangsmåte for generering av den første loggingen, trinnet med å fastsette dybden innenfor borehullet av fastsittingspunktet, beregner den om den omtrentlige vekt av borerøret over fastsittingspunktet, og tilføre en oppadrettet kraft på borestrengen innenfor borehullet for i alt vesentlig å fjerne kompresjonskreftene fra borerøret i området av fastsittingspunktet. Trinnet med å frembringe den andre loggingen innbefatter så trinnet med å tilføre en kompresjonskraft på borestrengen innenfor borehullet for å øke påkjenningen innenfor borerørets seksjon i området av fastsittingspunktet. Trinnet med å generere den andre loggingen kan også innbefatte trinnet med å til-føre en bidningsmomentbelastning på borestrengen innenfor borehullet for å påføre en høy dreiemomentpåkjenning på borerørseksjonen i området av fastsittingspunktet. Fremgangsmåten kan også innbefatte trinnet med å adskille nevnte første og andre spoler innenfor verktøyet i en avstand fra hverandre med en foreskrevet avstand av størrelsesorden 152,4 mm og eksitere den første spolen med en frekvens av størrelsesorden 130 Hz. In yet another aspect, the aforementioned method of generating the first logging includes the step of determining the depth within the borehole of the anchor point, recalculating the approximate weight of the drill pipe above the anchor point, and applying an upward force on the drill string within the borehole for a total of essential to remove the compression forces from the drill pipe in the area of the attachment point. The step of producing the second logging then includes the step of applying a compressive force to the drill string within the borehole to increase the stress within the section of the drill pipe in the region of the attachment point. The step of generating the second logging may also include the step of applying a binding torque load to the drill string within the borehole to apply a high torque stress to the drill pipe section in the region of the attachment point. The method may also include the step of separating said first and second coils within the tool at a distance from each other by a prescribed distance of the order of 152.4 mm and exciting the first coil at a frequency of the order of 130 Hz.

For en mer fullstendig forståelse av den foreliggende oppfinnelse og for ytterligere formål og fordeler ved denne, skal det nå henvises til den etterfølgende beskrivelse i forbindelse med de vedlagte tegninger. Fig. 1 er et vertikalriss fra siden, delvis i tverr-snitt, av en borerigg som danner et borehull. Fig. 2A-2F frekvensmessig forstørrede, delvis side-vertikal og delvis langsgående tverrsnittriss av et fastsittingspunkt-deteksjons-verktøy konstruert ifølge prinsippene ved den foreliggende oppfinnelse. Fig. 3 er et blokkskjerna over systemet ifølge den foreliggende oppfinnelse. Fig. 4 er en rekke diagrammer over mottagerspolens utmatningsspenninger som en funksjon .av avstanden mellom spolene innenfor verktøyet i fig. For a more complete understanding of the present invention and for further purposes and advantages thereof, reference must now be made to the following description in connection with the attached drawings. Fig. 1 is a vertical view from the side, partly in cross-section, of a drilling rig that forms a borehole. Figs. 2A-2F are frequency-wise enlarged, partly side-vertical and partly longitudinal cross-sectional views of a fixed point detection tool constructed according to the principles of the present invention. Fig. 3 is a block diagram of the system according to the present invention. Fig. 4 is a series of diagrams of receiver coil output voltages as a function of the distance between the coils within the tool of Fig.

2 og eksiteringsfrekvensen.2 and the excitation frequency.

Fig. 5A og 5B er koplingsskjemaer over en utførelsesform av en krets som anvendes i forbindelse med den foreliggende oppfinnelsens sted. Figs. 5A and 5B are connection diagrams of an embodiment of a circuit used in connection with the present invention.

I fig. 1 er vist en borevegg 11 anbragt på toppen av et borehull 12. Riggen 11 innbefatter trekkutstyr som har en kronblokk 13 montert på toppen av riggen og en bevegelig blokk 14 som er opphektet i den øvre enden av borestrengen 18. Borestrengen 18 består av en flerhet av seriekoplede seksjoner av borerør 15 som er gjenget ende til ende på en konvensjonell måte. Et boreskjær 22 er plassert ved den nedre enden av borestrengen 18 ved hjelp av en borekrave 19. Boreskjæret 22 tjener til å grave ut borehullet 12 gjennom jordformasjonene 24. Boreslam 26 pumpes fra et lagerreservoar grop 27 når borehullet 28 ned langs en aksial passasje gjennom midten av hvert av borerørene 15 som utgjør borestrengen 18, ut av åpningene i skjæret 22 og tilbake til overflaten gjennom den ringformede regionen 16. Et hylster 29 av metall er vist plassert i borehullet 12 nær overflaten for opprettholdelse av integriteten av borehullets 12 øvre parti. In fig. 1 shows a drill wall 11 placed on top of a drill hole 12. The rig 11 includes pulling equipment which has a crown block 13 mounted on top of the rig and a movable block 14 which is hooked at the upper end of the drill string 18. The drill string 18 consists of a plurality of series-connected sections of drill pipe 15 which are threaded end to end in a conventional manner. A drill bit 22 is positioned at the lower end of the drill string 18 by means of a drill collar 19. The drill bit 22 serves to excavate the borehole 12 through the soil formations 24. Drilling mud 26 is pumped from a storage reservoir pit 27 when the borehole 28 descends along an axial passage through the center of each of the drill pipes 15 that make up the drill string 18, out of the openings in the cutting 22 and back to the surface through the annular region 16. A sleeve 29 of metal is shown placed in the borehole 12 near the surface to maintain the integrity of the upper part of the borehole 12.

Idet det fortsatt henvises til fig. 1, danner ringen 16 mellom borestammen 18 og sideveggene 20 i borehullet 12 turstrømningsveien for boreslammet. Slam pumpes fra lagergropen 26 nær brønnhodet 28 ved hjelp av pumpe-systemet 30. Slammet beveger seg gjennom en slamtilfør-selsledning 31 som er koplet til den sentrale passasjen som forløper gjennom borestrengens 18 lengde. Boreslammet blir på denne måte tvunget ned gjennom strengen 18 og eksisterer i borehullet gjennom åpninger i boreskjæret 22 for avkjøling og smøring av boreskjæret og for å føre med seg formasjonsavkuttingene som tilveiebringes under boreoperasjonen tilbake til overflaten. En fluidumsutløps-ledning 32 er forbundet med den ringformede passasjen 16 ved brønnhodet for å lede returslamstrømmen fra borehullet 12 til slamgropen 27. As reference is still made to fig. 1, the ring 16 between the drill stem 18 and the side walls 20 in the borehole 12 forms the flow path for the drilling mud. Mud is pumped from the storage pit 26 near the wellhead 28 by means of the pump system 30. The mud moves through a mud supply line 31 which is connected to the central passage which runs through the length of the drill string 18. The drilling mud is thus forced down through the string 18 and exists in the borehole through openings in the drill bit 22 to cool and lubricate the drill bit and to carry with it the formation cuttings provided during the drilling operation back to the surface. A fluid outlet line 32 is connected to the annular passage 16 at the wellhead to direct the return mud flow from the borehole 12 to the mud pit 27.

Slik det også er vist i fig. 1 kan en sammenstyrtning av veggene i borehullet skje rundt borestammen 18 slik at rørseksjonen 15a setter seg fast i hullet, slik som vist ved punktet S. Systemet ifølge oppfinnelsen virker til å lokalisere dette punktet S langs lengden av borehullet 12 og borestammen 18 ved en målt avstand fra brønnhodet, slik at samtlige de frie seksjoner av borerøret 15 over en rør-forbindelse 15a, som er ubevegelig fastkilt i borehullet 12, kan fjernes. Så snart hele røret over frigjørings-punktet S er fjernet, kan utstyret bringes inn i borehullet 12 for å løsgjøre overgangen 15a og deretter å As it is also shown in fig. 1, a collapse of the walls in the borehole can occur around the drill stem 18 so that the pipe section 15a becomes stuck in the hole, as shown at point S. The system according to the invention works to locate this point S along the length of the borehole 12 and the drill stem 18 at a measured distance from the wellhead, so that all the free sections of the drill pipe 15 above a pipe connection 15a, which are immovably wedged in the borehole 12, can be removed. As soon as the entire pipe above the release point S has been removed, the equipment can be brought into the borehole 12 to release the transition 15a and then to

gjenoppta boreoperasjonen.resume the drilling operation.

Det vil forstås at systemet ifølge den foreliggende oppfinnelse innbefatter en signallinjeverktøy som senkes ned gjennom den sentrale boring dannet i hver av seksjonene av borerøret ved hjelp av viste midler. De nødvendige sig-nallin jevogner, ledehjul og lignende er plassert over borehullet ved brønnhodet på en konvensjonell måte for å betjene verktøyet mens man samtidig kontrollerer vekten av skjæret 22 og borestrengen 18 ved hjelp av kron og bevegelsesblokkene 13 og 14. It will be understood that the system according to the present invention includes a signal line tool which is lowered through the central bore formed in each of the sections of the drill pipe by means shown. The necessary signal line carriages, guide wheels and the like are placed above the borehole at the wellhead in a conventional manner to operate the tool while at the same time controlling the weight of the bit 22 and the drill string 18 by means of the crown and the movement blocks 13 and 14.

Idet det fortsatt henvises til fig. 1 blir et verktøy 10, konstruert ifølge den foreliggende oppfinnelsesprinsipper, senket ned i borehullet 12 gjennom den sentrale passasjen i borestrengen 18 ved hjelp av en signallinje (ikke vist). Signallinjen er konvensjonell og består av en armert koaksial tolederkabel som tilveiebringer både en mekanisk og elektrisk forbindelse mellom verktøyet 10 og signal-linjestyre og overvåkningsstyret ved overflaten. Verktøy-et 10 synkes ned gjennom den sentrale åpningen i borestrengen 18 fra brønnhodet for å lokalisere fastsittingspunktet S gjennom målbare endringer i de fysiske karakter-istika for røret som er relatert til dette. As reference is still made to fig. 1, a tool 10, constructed according to the principles of the present invention, is lowered into the borehole 12 through the central passage in the drill string 18 by means of a signal line (not shown). The signal line is conventional and consists of an armored coaxial two-conductor cable which provides both a mechanical and electrical connection between the tool 10 and the signal line controller and the monitoring controller at the surface. The tool 10 is lowered through the central opening in the drill string 18 from the wellhead to locate the anchoring point S through measurable changes in the physical characteristics of the pipe related thereto.

Det er velkjent at når et ferromagnetisk organ, slik som et borerør, strekkes, kompremeres eller utsettes for dreiemoment, vil den magnetiske permeabilitet for materialet endre seg. Dessuten, hvis et magnetfelt induseres i borerørets vegger, vil virvelstrømmer frembringes i bore-rørets vegg. Mønsteret og styrken av virvelstrømmene vil være relatert til permeabiliteten for materialet som røret omfattes av. Den foretrukne måte å måle de permeabilitet-relaterte virvelstrømmer i et borerør er ved anvendelse av en mottagerspole for å detektere de elektromagnetiske felt som frembringes av disse virvelstrømmene i rørmaterialet. Generelt defineres måleparameterene ved den klassiske virvelstrømligningen: It is well known that when a ferromagnetic body, such as a drill pipe, is stretched, compressed or subjected to torque, the magnetic permeability of the material will change. Also, if a magnetic field is induced in the walls of the drill pipe, eddy currents will be produced in the wall of the drill pipe. The pattern and strength of the eddy currents will be related to the permeability of the material that comprises the pipe. The preferred way to measure the permeability-related eddy currents in a drill pipe is by using a receiver coil to detect the electromagnetic fields produced by these eddy currents in the pipe material. In general, the measurement parameters are defined by the classic eddy current equation:

Ligningen ovenfor definerer magnetisk fluxtetthet B, ved en dybde d, i materialet når: The equation above defines the magnetic flux density B, at a depth d, in the material when:

Bq = magnetisk fluxtetthet på overflaten,Bq = magnetic flux density on the surface,

d = dybde i cm,d = depth in cm,

f = frekvens i Hz,f = frequency in Hz,

y = magnetisk permeabilitet,y = magnetic permeability,

'P = spesifikk motstand i mikro ohm cm, og'P = specific resistance in micro ohm cm, and

t = tid i sekunder.t = time in seconds.

Amplitudevariasjonen for magnetisk fluxtetthet med dybde i materialet er: The amplitude variation of magnetic flux density with depth in the material is:

Amplitude B = Bge Amplitude B = Bge

Faseforskyvningen ved dybden d angis av den etterfølgende ligning: The phase shift at depth d is given by the following equation:

Magnetisk flux som induseres i borerøret med hjelp av et inngangssignal vil således frembringe virvelstrømmer som i sin tur vil skape et elektromagnetisk felt. Dette sekundære magnetiske feltet frembragt ved hjelp av virvel-strømning i røret kan detekteres av en mottagningsspole. Hvis inngangssignalet samt alle andre variabler holdes konstante, vil signalet på mottagningspolen variere i amplitude og fase som en funksjon av den magnetisk permea- Magnetic flux that is induced in the drill pipe with the help of an input signal will thus produce eddy currents which in turn will create an electromagnetic field. This secondary magnetic field produced by means of eddy current in the tube can be detected by a receiving coil. If the input signal and all other variables are held constant, the signal at the receiving pole will vary in amplitude and phase as a function of the magnetic permea-

bilitet for røret.bility for the pipe.

Idet det fortsatt henvises til fig. 1, innbefatter fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse flere trinn for å forbedre nøyaktighet og pålitelighet ved de kritiske målinger nedover langs hullet. En boreoperatør som står overfor et fastsittende rør vil anvende systemet 10 ved å foreta en tilnærmet beregning av dybden innenfor borehullet 12 hvor røret sitter fast. Dette kan gjøres ved å trekke borestrengen oppad ved hjelp av kornblokken og bevegelsesblokkene 13 og 14 med en forutvalgt kraftstørr-else. Eksempel vil en oppadretted kraft lik 9071,8 kg oppad frembringe en målbar grad av forlengelse i borestrengen 15. Under kjennskap til graden ved hvilken bore-røret av stål av en kjent type forlenger seg under en forutvalgt kraft, kan operatøren så beregne lengden fra overflaten til fastsittingspunktet S over hvilket strekk-ingen av røret skjer. På denne måte kan det omtrentlige stedet for fastsittingspunktet S for borerøret 15 beregnes med en nøyaktighet av noen titallsmeter. Den omtrentlige lengden av røret mellom brønnhodet og fastsittingspunktet S nede i hullet tillater beregning av vekten av det røret som befinner seg ned til den dybden og størrelsen av den oppadrettede kraft som er nødvendig for i alt vesentlig å fjerne vekten av røret fra seksjonen 15a som befinner seg ved fastsittingspunktet. Dette skaper en generelt null påkjenningstilstand innenfor rørseksjonen 15a i området for fastsittingspunktet S. As reference is still made to fig. 1, the method according to the present invention includes several steps to improve accuracy and reliability of the critical downhole measurements. A drilling operator faced with a stuck pipe will use the system 10 by making an approximate calculation of the depth within the borehole 12 where the pipe is stuck. This can be done by pulling the drill string upwards with the aid of the grain block and the movement blocks 13 and 14 with a preselected magnitude of force. For example, an upward force equal to 9071.8 kg upwards will produce a measurable degree of elongation in the drill string 15. Knowing the degree at which the steel drill pipe of a known type elongates under a preselected force, the operator can then calculate the length from the surface to the fixing point S above which the stretching of the pipe takes place. In this way, the approximate location of the fixing point S for the drill pipe 15 can be calculated with an accuracy of a few tens of meters. The approximate length of the pipe between the wellhead and the downhole attachment point S allows calculation of the weight of the pipe located down to that depth and the magnitude of the upward force necessary to substantially remove the weight of the pipe from the section 15a located itself at the fixation point. This creates a generally zero stress state within the pipe section 15a in the area of the attachment point S.

Når rørseksjonen 15a i området av fastsittingspunktet S understøttes i en tilstand med generelt null påkjenning, tas en første logging av borerørets permeabilitet. Denne logging registrerer permeabiliteten for borestrengen langs det omtrentlige området hvor røret antas å sitte fast. Deretter plasserer boreoperatøren en forutvalgt grad av påkjenning på røret i området for fastsittingspunktet. Påkjenning i borestrengen i området for seksjonen 15a kan skapes enten ved å plassere røret under en høy grad av strekk under trekking av strengen, ved å plassere røret under kompresjon ved å frigi vekten av borestrengen på området eller ved å tilføre dreiemoment på borestrengen ved vridning. When the pipe section 15a in the area of the fixing point S is supported in a state with generally zero stress, a first logging of the permeability of the drill pipe is taken. This logging records the permeability of the drill string along the approximate area where the pipe is believed to be stuck. The drilling operator then places a pre-selected degree of stress on the pipe in the area of the attachment point. Stress in the drill string in the area of section 15a can be created either by placing the pipe under a high degree of tension while pulling the string, by placing the pipe under compression by releasing the weight of the drill string on the area, or by applying torque to the drill string by twisting.

Når borestrengen 18 i området av seksjonen 15a og fastsittingspunktet S er i en tilstand under mekanisk påkjenning, blir en andre borerørpermeabilitetslogging tatt ved hjelp av systemet 10. Loggingen under påkjenning sammenlignes så med loggingen tatt uten påkjenning for det samme området. Sammenligningen indikerer klart punktet ned i hullet hvor påkjenningen på borestrengen plutselig lettes, dvs. punktet under fastsittingspunktet S. Verktøyet 10 anvendt i forbindelse med systemet ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også innbefatte midler nær dets nedre ende for montering av et strengskudd, kjemisk kutter eller lignende for løsgjøring eller deling av borerøret umiddelbart over seksjonen 15a og fastsittingspunktet S slik at borestrengen i det øvre partiet av borehullet kan fjernes. When the drill string 18 in the area of the section 15a and the anchoring point S is in a state under mechanical stress, a second drill pipe permeability logging is taken using the system 10. The logging under stress is then compared with the logging taken without stress for the same area. The comparison clearly indicates the point down the hole where the stress on the drill string is suddenly relieved, i.e. the point below the attachment point S. The tool 10 used in connection with the system according to the present invention may also include means near its lower end for mounting a string shot, chemical cutter or the like for loosening or splitting the drill pipe immediately above the section 15a and the fixing point S so that the drill string in the upper part of the drill hole can be removed.

Idet det nå henvises til fig. 2A-2E er der vist en serie av langsgående tverrsnittriss av et verktøy 10 konstruert ifølge den foreliggende oppfinnelsesprinsipper. Idet det først henvises til fig. 2C-2E er der vist et parti av instrumenthusdelen for verktøyet 10 som omfatter et ytre sylindrisk hus eller skall 41 dannet av umagnetisk materiale, slik som umagnetisk legering av rustfritt stål. De ytre husveggene er relativt tykke for derved å beskytte de innvendige spoler og elektronikken i verktøyet 10. Huset 41 er også konstruert til å motstå sjokkene som frembringes ved eksplosive ladninger av den type som anvendes for å frakople borerørskjøtene i borehullet 12 så snart fastsittingspunktet er blitt lokaliseret. Som vist i fig. 2b er den øvre enden av det sylindriske huset 41 koplet til en sylindrisk aksen 42 som har en sentral åpning 43 som er dannet gjennom denne. Den sentrale akselen 42 danner gjengeinngrep med en sokkel 44 i den øvre enden av verk-tøyhuset 41. Som vist i fig. 2a, innbefatter den øvre enden av akselen 42 en mekanisk og elektrisk forbindelses-sokkeldel 45 for mottagelse og kopling til den nedre enden av en koaksial signallinje (ikke vist) som anvendes til å senke verktøyet 10 ned i den sentrale åpningen i borerøret og tilveiebringe forbindelse mellom verktøyet og den nød-vendige krafttilførsel og styreutstyret ved overflaten. Tilligende sokkeldelen 45 befinner det seg en øvre fjær-føringsdel 46 som har en flerhet av azimutemessig adskilte føringsslisser 47 dannet i denne som mottar en ende av en sentraliserende fjær 48. Som vist i fig. 2B er den andre enden av den sentraliserende fjæren 48 montert i en nedre føringsslisse 49 hos en nedre bøssing 51. Der finnes fortrinnsvis tre sentaliserende fjærer 48 adskilt 120° rundt verktøyets akse. En skruefjærenhet 52 sikrer at disse tre sentraliserende fjærer 48 sentrerer verktøyets 10 akse innenfor borerøråpningens sentrale akse. Referring now to fig. 2A-2E there is shown a series of longitudinal cross-sectional views of a tool 10 constructed according to the principles of the present invention. As reference is first made to fig. 2C-2E there is shown a part of the instrument housing part for the tool 10 which comprises an outer cylindrical housing or shell 41 formed of non-magnetic material, such as non-magnetic alloy of stainless steel. The outer housing walls are relatively thick to thereby protect the internal coils and electronics in the tool 10. The housing 41 is also designed to withstand the shocks produced by explosive charges of the type used to disconnect the drill pipe joints in the borehole 12 as soon as the attachment point has been localized. As shown in fig. 2b, the upper end of the cylindrical housing 41 is connected to a cylindrical shaft 42 having a central opening 43 formed therethrough. The central shaft 42 forms threaded engagement with a socket 44 at the upper end of the tool housing 41. As shown in fig. 2a, the upper end of the shaft 42 includes a mechanical and electrical connection socket portion 45 for receiving and connecting to the lower end of a coaxial signal line (not shown) used to lower the tool 10 into the central opening in the drill pipe and provide connection between the tool and the necessary power supply and the control equipment at the surface. Adjacent to the base part 45 there is an upper spring guide part 46 which has a plurality of azimuthally separated guide slots 47 formed therein which receives one end of a centralizing spring 48. As shown in fig. 2B, the other end of the centralizing spring 48 is mounted in a lower guide slot 49 of a lower bushing 51. There are preferably three centralizing springs 48 spaced 120° around the axis of the tool. A screw spring unit 52 ensures that these three centralizing springs 48 center the axis of the tool 10 within the central axis of the drill pipe opening.

Idet det henvises til den del av verktøyet som er vist i fig. 2A og 2B, bærer den sentrale åpningen 43 en koaksial leder 50 som er elektrisk isolert fra den sentrale åpningens 43 sidevegger og fører elektrisk kraft og signaler fra den sentrale lederen i koaksialsignallinjen til instrumentdelen av verktøyet gjennom koplingsenheten 53. Lederen 50 er koplet mellom signallinjen og den elek-troniske kretsen i huset i 54 (fig. 2D) hvor likestrøms-effekt fra overflaten leveres til elektronikken i verk-tøyet 10 og hvorfra vekselsspenningsdatasignal føres tilbake opp langs signallinjen til overflaten. Referring to the part of the tool shown in fig. 2A and 2B, the central opening 43 carries a coaxial conductor 50 which is electrically isolated from the side walls of the central opening 43 and carries electrical power and signals from the central conductor in the coaxial signal line to the instrument part of the tool through the coupling unit 53. The conductor 50 is connected between the signal line and the electronic circuit in the housing in 54 (fig. 2D) where direct current power from the surface is delivered to the electronics in the tool 10 and from which the alternating voltage data signal is fed back up along the signal line to the surface.

Som vist i fig. 2C og 2D rommer det umagnetiske ytre skallet 41 for huset 10 ved en eksiteringsspole 61 omfattende flere tørn av tråd viklet om en kjerne 62 dannet av et magnetisk materiale. En mottakerspole 63 er adskilt med en forutvalgt avstand "d" fra eksiteringsspolen 61 og omfatter også et flertall tørn av tråd viklet omkrets- messig om en isolerende spolekjerne 64. De to spolene 61 og 63 er adskilt fra hverandre i den foretrukne avstand med et spoleavstandsorgan 65 som er festet til de motstående flensforsynte ender av de respektive spolekjerner 62 og 64. Elektronikken plassert i kammeret 54 omfatter kretser som vil bli beskrevet nedenfor til anvendelse i forbindelse med generering av eksiteringssignalet og måling av et mottatt signal ifølge den foreliggende opp-finnelses lære. As shown in fig. 2C and 2D, the non-magnetic outer shell 41 of the housing 10 houses an excitation coil 61 comprising several turns of wire wound around a core 62 formed of a magnetic material. A receiver coil 63 is separated by a preselected distance "d" from the excitation coil 61 and also comprises a plurality of turns of wire wound circumferentially around an insulating coil core 64. The two coils 61 and 63 are separated from each other by the preferred distance by a coil spacer. 65 which are attached to the opposite flanged ends of the respective coil cores 62 and 64. The electronics located in the chamber 54 comprise circuits which will be described below for use in connection with the generation of the excitation signal and measurement of a received signal according to the teachings of the present invention .

Det nedre partiet av verktøyet 71 vist i fig. 2E innbefatter midler 72 for å feste den nedre enden til en eksplosiv ladning eller en kjemisk kutter etter behov med hensyn til den spesielle tilstand som er tilstede nede i hullet. I tillegg tilveiebringer den nedre enden 41 et koplingsorgan 73 for kopling av et signal fra signallinjen til overflaten for å detonere den eksplosive ladningen eller for å aktivere den kjemiske kutteren. Denne hand-ling er nødvendig for å adskille borerøret 15a som befinner seg i nærheten av fastsittingspunktene fra resten av borestrengen over den slik at strengen kan fjernes. Således vil den fastsittende del av strengen bli håndtert på riktig måte for fjerning eller forbipassering ifølge kjente teknikker. The lower part of the tool 71 shown in fig. 2E includes means 72 for attaching the lower end to an explosive charge or a chemical cutter as required with respect to the particular condition present downhole. In addition, the lower end 41 provides a coupling means 73 for coupling a signal from the signal line to the surface to detonate the explosive charge or to activate the chemical cutter. This action is necessary to separate the drill pipe 15a which is located near the anchoring points from the rest of the drill string above it so that the string can be removed. Thus, the stuck portion of the string will be properly handled for removal or bypassing according to known techniques.

Idet det nå henvises til blokkskjemaet i fig. 3, er der vist operasjonsmåten for det totale systemet. Som vist drives en eksiteringsspole 61 ved hjelp av en oscillator 81 gjennom en drivforsterker 82 for å frembringe en vekselstrømsvariasjon for den magnetiske fluxen. Denne fluxvariasjon anvendes til å frembringe virvelstrømmer i borerørets vegg som skjematisk og illustrerende vist med henvisningstallet 60. Mottakerspolen 63 for en spenning indusert i seg av den magnetiske flux i rørveggen som den utsettes for på grunn av de flytende virvelstrømmene. Utgangen fra mottakerspolen 63 er koplet gjennom en mot-takerforsterker 83 til en spiss verdidetektor 84 som måler spiss-til-spiss spenningen i utmatningen fra forsterkeren 83. Utmatningen fra spissverdidetektoren 84 koples gjennom en spenning-til-frekvensomformer 85 som frembringer en rekke utgangspulser. Frekvensen for pulsene fra den spenningsstyrte oscillatoren som befinner seg i spenning-til-frekvensomformeren 85 styres av verdien av signalet fra spissverdidetektoren 84. Utgangssignalet fra omformeren 85 føres tilbake opp langs signallinjen 86 til overflaten hvor den mates inn i en forholdsmåler 87. Et signal som indikerer frekvensen nede i hullet frembringes ved hjelp av forholdsmåleren 87 og logges som en funksjon av verktøyposisjonen ved hjelp av registreringsinnretningen 88. En likestrømseffekttilførsel 89 mater en likespenning ned langs signallinjen 86 for kraftforsyning til elektronikken og for å drive eksiteringsspolen 61 og mottar signalet fra oppfagningsspolen 63. Registreringsinnretningen 88 kan være av konvensjonell strimmeldiagram registreringstype for generering av logginger av rørets magnetiske permeabilitet som en funksjon av posisjonen for signallinjeverktøyet langs borehullet. Således kan mekaniske diagrammer frembringes for sammenligningsformål. Alternativt kan registreringsinnretningen 88 innbefatte datalagrings og behandlingsmidler som registrerer, analys-erer og sammenligner sekvensmessige loggingsmålinger for å gi en direkte utmatning av variasjonene mellom disse. Referring now to the block diagram in fig. 3, the mode of operation for the overall system is shown there. As shown, an excitation coil 61 is driven by means of an oscillator 81 through a drive amplifier 82 to produce an alternating current variation for the magnetic flux. This flux variation is used to produce eddy currents in the wall of the drill pipe as schematically and illustratively shown with the reference number 60. The receiver coil 63 has a voltage induced in it by the magnetic flux in the pipe wall to which it is exposed due to the flowing eddy currents. The output from the receiver coil 63 is coupled through a receiver amplifier 83 to a peak value detector 84 which measures the peak-to-peak voltage in the output from the amplifier 83. The output from the peak value detector 84 is coupled through a voltage-to-frequency converter 85 which produces a series of output pulses. The frequency of the pulses from the voltage-controlled oscillator located in the voltage-to-frequency converter 85 is controlled by the value of the signal from the peak value detector 84. The output signal from the converter 85 is carried back up along the signal line 86 to the surface where it is fed into a ratio meter 87. A signal which indicating the downhole frequency is generated by the ratio meter 87 and logged as a function of the tool position by the recording device 88. A DC power supply 89 feeds a DC voltage down the signal line 86 to power the electronics and to drive the excitation coil 61 and receives the signal from the pickup coil 63 The recording device 88 may be of a conventional strip chart recording type for generating logs of the pipe magnetic permeability as a function of the position of the signal line tool along the borehole. Thus, mechanical diagrams can be produced for comparison purposes. Alternatively, the recording device 88 may include data storage and processing means which register, analyze and compare sequential logging measurements to provide a direct output of the variations between them.

Ved fremgangsmåten og anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse har man funnet at der finnes flere betydelige parametere som må tilfredstilles med hensyn til den vel-lykkede operasjon av systemet. Eksempelvis er frekvensen med hvilken eksiteringsspolen 61 drives viktig for maksimum følsomhet og nøyktig måling av magnetisk permeabilitet nede i hullet. Man har også funnet at avstanden d mellom eksiterings og mottakerspolene 61 og 63 er av særlig betydning og er også relatert til eksiteringsfrekvensen ved hvilken maksimum følsomhet overfor permeabilitetsendringer i borerøret av stål er tilstede i systemet. Idet det nå henvises til fig. 4, er der vist en oppstill-ing av tre overlagrede diagrammer for utgangsspenningen for en konstant innmatning som en funksjon av eksiteringsfrekvensen for hver av de tre forskjellige avstander mellom henholdsvis eksiterings og mottakerspolene 61 og 63. Den nedre kurven 91 viser normaliserte mottatte spenningsverdier for en avstand av ca. 127 mm mellom de motstående ender av eksiterings og mottakningsspolene 61 og 63. Toppf ølsomheten for den avstand skjer med en frekvens av størrelsesorden 130 Hz. På tilsvarende måte viser kurven 92 mottakerspolespenning på en avstand lik ca. 178 mm mellom spolene med en tilsvarende toppfølsomhet som opptrer i området av 130-150 Hz. Den øvre kurven 93 viser at maksimum motakerspenningsfølsomhet oppnås med en avstand av ca. 152 mm mellom eksiterings og mottakerspolene og ved en frekvens av størrelsesorden 130 Hz. Således vil man se at en opererende eksiteringsf rekvens av størrelsesorden 130 Hz og en avstand lik ca. 152 mm mellom eksiterings og mottakningsspolene gir optimale resultater med hensyn til å oppnå den maksimale følsomhet for deteksjonen av en endring i magnetisk permeabilitet hos et ferromagnetisk rør som en funksjon av påkjenning i dette. With the method and device according to the present invention, it has been found that there are several significant parameters that must be satisfied with regard to the successful operation of the system. For example, the frequency with which the excitation coil 61 is driven is important for maximum sensitivity and accurate measurement of magnetic permeability down the hole. It has also been found that the distance d between the excitation and receiver coils 61 and 63 is of particular importance and is also related to the excitation frequency at which maximum sensitivity to permeability changes in the steel drill pipe is present in the system. Referring now to fig. 4, there is shown an arrangement of three superimposed diagrams of the output voltage for a constant input as a function of the excitation frequency for each of the three different distances between the excitation and receiver coils 61 and 63 respectively. The lower curve 91 shows normalized received voltage values for a distance of approx. 127 mm between the opposite ends of the excitation and receiving coils 61 and 63. The peak sensitivity for that distance occurs at a frequency of the order of 130 Hz. Similarly, curve 92 shows receiver coil voltage at a distance equal to approx. 178 mm between the coils with a corresponding peak sensitivity that occurs in the range of 130-150 Hz. The upper curve 93 shows that maximum receiver voltage sensitivity is achieved with a distance of approx. 152 mm between the excitation and receiver coils and at a frequency of the order of 130 Hz. Thus, one will see that an operating excitation frequency of the order of 130 Hz and a distance equal to approx. 152 mm between the excitation and receiving coils gives optimum results in achieving the maximum sensitivity for the detection of a change in magnetic permeability of a ferromagnetic tube as a function of stress therein.

Slik det ble generelt diskutert ovenfor, kunne systemet ifølge den foreliggende oppfinnelse, som illustrert i kretsen ifølge fig. 3, også forsynes med en fasedetektor på utgangen av forsterkeren 83 i stedet for amplitude-detektoren 84. En fasedetektor ville selvfølgelig kreve forbindelse med utgangen fra forsterkeren 82 som en referansefase for å detektere faseforskyvningen av signalet på mottakerspolen 63 relativt drivsignalet på eksiteringsspolen 61. Faseforskyvning kunne anvendes til å detektere den magnetiske permeabilitetsendringen i et rør under påkjenning over området for et fastsittingspunkt. As was generally discussed above, the system of the present invention, as illustrated in the circuit of fig. 3, is also provided with a phase detector at the output of the amplifier 83 instead of the amplitude detector 84. A phase detector would of course require connection with the output of the amplifier 82 as a reference phase to detect the phase shift of the signal on the receiver coil 63 relative to the drive signal on the excitation coil 61. Phase shift could be used to detect the magnetic permeability change in a pipe under stress over the area of a fixed point.

Idet det nå henvises til fig. 5A og 5B, er der vist et kretsskjerna over kretsen i fig. 3. Nærmere bestemt drives eksiteringsspolen 61 ved hjelp av en oscillatorkrets 81 som omfatter en krystalloscillator 101 koplet gjennom en delende teller 102. Krystalloscillatoren opererer på en frekvens av størrelsesorden 1 MHz og deles ned gjennom en teller 102 til utgangsledere 103, 104 og 105, og til en OG/ELLER VELG portkrets 106. OG/ELLER VELG porten 106 er av en type slik som CD4019B som tilveiebringer en egnet drift for en spoledrivkrets 107 av brotypen. Referring now to fig. 5A and 5B, there is shown a circuit core above the circuit in fig. 3. More specifically, the excitation coil 61 is driven by means of an oscillator circuit 81 comprising a crystal oscillator 101 coupled through a dividing counter 102. The crystal oscillator operates at a frequency of the order of 1 MHz and is divided down through a counter 102 to output conductors 103, 104 and 105, and to an AND/OR SELECT gate circuit 106. The AND/OR SELECT gate 106 is of a type such as the CD4019B which provides suitable operation for a bridge type coil drive circuit 107.

Drivkretsen 107 består av fire felteffekttransistorer (FETS) og 108, 109, 110 og 111. FETS 108 og 109 er koplet i tandem, mens FETS 110 og 111 også arbeider tandem. OG/ELLER VELG portkretsen 106 virker slik at FETS 108 og 109 innkoples for en forutvalgt tidsperiode og så utkoples for en forutvalgt endelig tidsperiode forutfor innkop-lingen av FETS 110 og 111. På denne måte beskyttes de følsomme transistorene 108-110 mot mulighet for overbelastning og skade. Firkantbølgeomvekslingen av nevnte FETS omdannes til et utjevnet sinusformet eksiter-ingssignal ved hjelp av induktansspoler 112 og 113 som virker gjennom kondensator 114 og 115. Eksiteringsspolen 61 drives således med en forutvalgt vekselsstrømfrekvens ved hjelp av et sinusformet signal. The drive circuit 107 consists of four field effect transistors (FETS) and 108, 109, 110 and 111. FETS 108 and 109 are connected in tandem, while FETS 110 and 111 also work in tandem. AND/OR SELECT gate circuit 106 operates so that FETS 108 and 109 are switched on for a preselected time period and then switched off for a preselected final time period prior to the switching on of FETS 110 and 111. In this way, the sensitive transistors 108-110 are protected against the possibility of overload and damage. The square wave conversion of said FETS is converted into a smoothed sinusoidal excitation signal by means of inductance coils 112 and 113 which act through capacitors 114 and 115. The excitation coil 61 is thus operated with a preselected alternating current frequency by means of a sinusoidal signal.

Idet det fortsatt henvises til fig. 5A og 5B, er mottakerspoler 63 forbundet med inngangen hos forsterkeren 83 og ved hjelp av kondensatorer 121 koplet inn i et første trinns forsterker 122, hvis utgang er forbundet med et andre forsterkningstrinn 123. Utgangen fra den andre forsterkeren 123 er koplet inn i et par seriekoplede for-sterkere 124 og 125 som er forbundet i en spiss-til-spiss detektorkonfigurasjon. Utgangen fra detektoren 84 koplet gjennom koplingsmotstanden 126 til spenning-til-frekvensomformeren 85. Omformeren 85 omfatter en integratorfor-sterker 127 og en komparatorforsterker 128 koplet til å styre frekvensen for operasjonen av en pulsgenerator 131 gjennom en omveksler 132. Utgangen fra spenning-til-frekvensomformeren 85 er koplet gjennom en operasjonsfor-sterkerdrivkreft 133 og til en lin jedrivkrets 134 som plasserer en serie av linjespenningspulser hvor signallinjen 9, for transmisjon til overflateutstyret. Signallinjen 9 fører også, mellom armeringen 9b og den midtre kjernelederen 9a, en likespenning som koples inn i kraft-tilførselen 89, omfattende en første spenningsregulator 141 som reduserer 30 voltsinnmatningen til 15 volt. En andre spenningsregulator 142 er koplet til regulatoren 141 for frembringelse av en lavere krafttilførselsspenning lik 7,5 volt som er egnet til å drive operasjonsforsterkende i den foreliggende kretsen. As reference is still made to fig. 5A and 5B, receiver coils 63 are connected to the input of the amplifier 83 and by means of capacitors 121 coupled into a first stage amplifier 122, the output of which is connected to a second amplification stage 123. The output of the second amplifier 123 is coupled into a pair series-connected pre-amplifiers 124 and 125 which are connected in a tip-to-tip detector configuration. The output from the detector 84 coupled through the coupling resistor 126 to the voltage-to-frequency converter 85. The converter 85 comprises an integrator amplifier 127 and a comparator amplifier 128 coupled to control the frequency for the operation of a pulse generator 131 through an inverter 132. The output from voltage-to- the frequency converter 85 is connected through an operational amplifier drive 133 and to a line drive circuit 134 which places a series of line voltage pulses where the signal line 9, for transmission to the surface equipment. The signal line 9 also carries, between the armature 9b and the central core conductor 9a, a direct voltage which is connected to the power supply 89, comprising a first voltage regulator 141 which reduces the 30 volt input to 15 volts. A second voltage regulator 142 is connected to the regulator 141 to produce a lower power supply voltage equal to 7.5 volts which is suitable for driving the operational amplifier in the present circuit.

Som omtalt ovenfor tjener oscillatoren 81 til å drive eksiteringsspolen 61 ved hjelp av brodrivkretsen 107. Denne frembringer en vekselsstrømsvariasjon for den magnetiske flux i eksiteringsspolen 63 med en frekvens av størrelsesorden 128-130 Hz. Signalet som induseres i mottakningsspolen 63 forsterkes gjennom forsterkeren 83 og måles så i spiss-til-spiss detektoren 84. Utgangen fra spiss-til-spiss detektoren 84 er koplet til spenning-til-frekvensomformeren 85 som frembringer en serie av utgangspulser, hvis frekvens indikerer inngangsspenningen. Ut-gangspulsene føres gjennom linjedrivkretsen 134 og tilbake opp langs signallinjen 9 til overflaten hvor de mottas av forholdsmåleren og registreres. As mentioned above, the oscillator 81 serves to drive the excitation coil 61 by means of the bridge drive circuit 107. This produces an alternating current variation for the magnetic flux in the excitation coil 63 with a frequency of the order of 128-130 Hz. The signal induced in the receiving coil 63 is amplified through the amplifier 83 and then measured in the tip-to-tip detector 84. The output of the tip-to-tip detector 84 is coupled to the voltage-to-frequency converter 85 which produces a series of output pulses, the frequency of which indicates the input voltage. The output pulses are passed through the line drive circuit 134 and back up along the signal line 9 to the surface where they are received by the ratio meter and recorded.

Sammenfatningsvis hva angår operasjonen, tas en første signallinjelogging av den magnetiske permeabilitet for stålveggene i borerørets 15 seksjoner i området for fastsittingspunktet med hele påkjenningen fjernet fra borestrengen som beskrevet ovenfor. Deretter settes borestrengen under påkjenning ved tilføring av kraft til bore-røret ved overflaten ved hjelp av langsgående strekk, kompresjon eller rotasjonsmessig dreiemoment, og en andre logging tas langs det samme området av røret. En sammenligning av de to logginger vil gi en skarp variasjon i magnetisk permeabilitetsverdi ved fastsittingspunktet S p.g.a. forskjellene i påkjenning over og under fastsittingspunktet. Den variasjon i permeabilitet vist ved sammenligning av de to logginger lokaliserer nøyaktig sammenføyningsstedet for borerøret 15a som sitter fast i borerøret. En eksplosiv ladning som bæres ved den nedre enden av verktøyet 10 kan så detoneres umiddelbart fra overflaten mens dreiemoment påføres strengen og den øvre delen av borestrengen løsnes ved det sammenføyningsstedet. Alternativt kan den kjemiske kutteren som bæres av den nedre enden av verktøyet også anvendes til å kutte bore-strengseks jonen slik at den øvre delen av denne kan fjernes fra borehullet. In summary regarding the operation, a first signal line logging is taken of the magnetic permeability of the steel walls in the drill pipe 15 sections in the area of the attachment point with all stress removed from the drill string as described above. The drill string is then put under stress by applying force to the drill pipe at the surface using longitudinal tension, compression or rotational torque, and a second logging is taken along the same area of the pipe. A comparison of the two logs will give a sharp variation in the magnetic permeability value at the fixed point S due to the differences in stress above and below the fixation point. The variation in permeability shown when comparing the two logs precisely locates the joining point for the drill pipe 15a which is stuck in the drill pipe. An explosive charge carried at the lower end of the tool 10 can then be detonated immediately from the surface while torque is applied to the string and the upper part of the drill string is loosened at the joint. Alternatively, the chemical cutter carried by the lower end of the tool can also be used to cut the drill string so that the upper part of it can be removed from the borehole.

Det ansees således at operasjonen og konstruksjonen ifølge den foreliggende oppfinnelse vil være tydelig fra den foregående beskrivelse. Seiv om fremgangsmåten og anordningen som er vist og beskrevet er blitt kjennetegnet som foretrukket, vil det være innlysende at forskjellige endringer og modifikasjoner kan foretas i disse uten å avvike fra oppfinnelsens ide og omfang som angitt i de etterfølgende patentkrav. It is thus considered that the operation and construction according to the present invention will be clear from the preceding description. Even if the method and device shown and described have been characterized as preferred, it will be obvious that various changes and modifications can be made in these without deviating from the idea and scope of the invention as stated in the subsequent patent claims.

Claims

System for detecting by measuring magnetic permeability the location at which a ferromagnetic pipe section is stuck in a borehole, characterized in that means for generating a magnetic permeability logging of said pipe,

said generating means including a first coil for producing an alternating magnetic flux in said tube, and a second coil for receiving a flux signal from said tube,

means for placing said pipe in the fastening area under stress and for removing the stress,

means for recording first and second permeability logging of said pipe when said pipe is first in a state without stress and then in a state under stress, and

means for comparing said first and second logs to locate the variation in permeability due to variation in stress in said pipe and thereby define the location of the stuck point in the drill pipe.

2.

System as stated in claim 1, characterized in that said means for putting said pipe under stress and removing the stress includes a crown block in a drilling rig arranged at the top of the borehole.

3.

Signal line device for detecting the place where a

drill pipe is stuck in a drill hole, of the type where first and second permeability logging of the drill pipe is produced using the device that is lowered through the drill pipe, characterized in that the device includes:

a first excitation coil placed inside the device for producing an alternating magnetic flux which is adapted for induction in the side walls of said pipe within the borehole and the generation of eddy currents in the pipe,

a receiver coil separate from said excitation coil and adapted to receive a flux signal produced by the eddy currents flowing in said drill pipe,

means for producing a logging signal as an indication of a characteristic of the eddy current induced in said pipe walls and the magnetic flux produced therefrom, and

means for comparing said first and second logging to locate the variations in magnetic permeability in said pipe walls and thereby define the location of the fixation point.

4.

Device as stated in claim 3, characterized in that said first and said second coils are mutually separated by a distance of the order of 152 mm and that said first coil is excited with a frequency of the order of 130 Hz.

5.

Device as stated in claim 3, characterized in that said means for generating a logging signal produces a signal characteristic of the magnitude of the received magnetic flux produced by the eddy currents flowing in the pipe walls.

6.

Device as stated in claim 3, characterized in that said means for generating a logging signal produces a signal characteristic of the phase difference between the received magnetic flux produced by the eddy currents flowing in the pipe walls and the flux generated by its excitation coil.

7.

Device as stated in claim 3, characterized in that it also includes means for separating sections of the drill pipe in a borehole, said means being placed adjacent to said device for separating the drill pipe in the vicinity of said fixed point.

8.

Method for detecting the location of a fixed point for a drill pipe in a borehole of the type where ferromagnetic pipe sections are placed in a borehole for drilling it and become stuck at some point along it, characterized by providing a signal line device adapted for immersion within the drill pipe located in the borehole and arranged for sensing the magnetic permeability of the pipe,

to generate an alternating magnetic flux in said device to thereby induce said magnetic flux in said drill pipe,

to receive a magnetic flux signal with said device receiver coil, said signal originating from eddy currents in said drill pipe and being an indication of the permeability in the pipe,

moving said device along the drill pipe within said borehole to produce a first logging of the pipe's magnetic permeability with said pipe in an unstressed state,

moving said device along the drill pipe within said borehole to produce a second logging of the pipe's magnetic permeability with said pipe in a state under stress, and

comparing said first and second permeability logs to locate the variation in permeability indicative of the sticking point of said pipe within said borehole.

9.

Method as stated in claim 8, characterized in that the generation of the first logging includes calculating the depth within said borehole of the attachment point, calculating the approximate weight of the drill pipe above said attachment point, and applying an upward force to said drill string within said borehole for a total of essential to remove all compression forces in said drill pipe at said attachment point.

10.

Method as stated in claim 9, characterized in that the generation of said second logging includes applying a compression force or a torque load to said drill string within said borehole to increase the stress on or to apply a high positional stress to said drill pipe section at the said fixing point for to enable the detection of stress concentrations above this.