NO880031L - Anordning for dataoverfoering ved borebroenner. - Google Patents
Anordning for dataoverfoering ved borebroenner.Info
- Publication number
- NO880031L NO880031L NO880031A NO880031A NO880031L NO 880031 L NO880031 L NO 880031L NO 880031 A NO880031 A NO 880031A NO 880031 A NO880031 A NO 880031A NO 880031 L NO880031 L NO 880031L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- signal
- effect sensor
- section
- threaded
- hall effect
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims abstract description 22
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 claims abstract description 52
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 66
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 claims description 43
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 11
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 10
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 8
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims description 2
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims 1
- 230000005294 ferromagnetic effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 21
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 12
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 10
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 10
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical group [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 6
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 5
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000003302 ferromagnetic material Substances 0.000 description 2
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009022 nonlinear effect Effects 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000792 Monel Inorganic materials 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000009429 electrical wiring Methods 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003442 weekly effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
- E21B47/017—Protecting measuring instruments
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Communication Control (AREA)
Abstract
Forbedret framgagnsmAteapparat for å overføre datasignaler i et brønnhull der det er opphengt en «treng av rerseksjoner, hvor det nyttes en anordning for å lage et elktromagnetlsk felt for A overføre signaler til en magnetisk feltføler. som er istand til A detektere konstante og tidsvarierende felter. Signalet blir sA tilpasset slik at datasignalene gjenskapes foc overføring over den etterfølgende gjengete skjøten ved hjelp av et tilsvarende par av anordning som lager elektromagnetisk felt og magnetisk føler.
Description
Denne oppfinnelsen angår overføring av data i et brønnhull, og er spesielt nyttig for å oppnå data eller målinger fra brønnen under boring.
Ved rotasjonsboring blir borekrona gjenget til den nedre enden av en borestreng eller rør. Røret blir senket og rotert slik at borekrona smuldrer opp geologiske formasjoner. Borekrona skjærer et hull som er større enn borerøret, slik at det blir dannet et ringformet rom. Borestrengen blir forlenget med seksjon etter seksjon av nye borerør ettersom nye dybder blir nådd.
Mens det blir boret blir en veske, ofte kalt boreslam, pumpet ned gjennom borerøret, gjennom borekrona, og opp til overflata gjennom det ringformete rommet, hvor den fører med seg avskjær fra bunnen av borehullet til overflata.
Det vil være fordelaktig å overvåke tilstanden i borehullet under boring. Mange av de ønskete data må imidlertid skaffes fra området nær bunnen av borehullet og disse er ikke lett å få tak i. Den ideelle framgangsmåte for innsamling av data bør ikke forsinke eller på annen måte
hindre ordinære boreoperasjoner, eller kreve ytterligere personale eller spesielle inngrep fra boremannskapet. I tillegg til dette vil øyeblikksdata, i sann tid, være av større nytte enn data som oppnås etter en tidsforsinkelse.
En teknikk for måling mens boring pågår, er nyttig i retningsstyrt boring. Retningsstyrt boring er en prosess hvor borekrona brukes til å bore et hull i en spesiel retning for å oppnå et eller annet boreobjekt. Målinger av vinkelavvik, asimut, og orientering av verktøyets front er alle til stor hjelp ved retningsstyrt boring. En teknikk for måling mens
boring pågår, ville erstatte enkeltmålinger og kabelstyring for derved å spare tid og redusere borekostnadene.
Systemer for måling mens boring pågår, vil også gi verdifull informasjon om borekronas tilstand, som vil hjelpe til å avgjøre når en slitt borekrone skal erstattes, slik at en unngår å trekke opp gode borekroner. Målinger av moment på borekrona er nyttige med hensyn til dette. Se T.Bates og C.Martin: "Multisensor Measurements-While Drilling Tool Improves Drilling Economics", Oil and Gas Journal, 19.mars, 1984, s. 119-37, og D.Grosso et al.: "Report on MWD Experimental Downhole Sensors", Journal of Petroleum Technology, Mai 1983, s.899-907.
Opplysninger om formasjonen, d.v.s. berggrunnen som det bores i, vil være en annen hensikt med et system for måling mens boring pågår. Gammastrålelogging, måling av formasjonsresistivitet, og måling av formasjonstrykket er nyttige hjelpemidler til å avgjøre om det er nødvendig med foringsrør, reduserer risikoen for utblåsninger, tillater bruken av boreslam med lavere vekt for mer hurtig boring, reduerer riskikoen for sirkulasjonsstopp, og reduserer risikoen for fastsuging. Se artikkelen som det er henvist til ovenfor av Bates og Martin.
Eksisterende systemer for måling mens boring pågår, blir sagt å forbedre bore-effektiviteten, med forkortelse av boretiden mer enn 10%, forbedre retningsstyringen med besparelse av boretiden med mer enn 10%, tilllate logging under boring med besparelse med mer enn 5% av boretiden, og gi økt sikkerhet med tilhørende indirekte fordeler. Se A.Kamp:"Downhole Telemetry From The User's Point og View", Journal og Petroleum Technology, Oktober 1983, s.1792-96.
Overføringen av undersjøiske data
fra undersjøiske følere til overflate-overvåkingsutstyr under boreoperasjoner, har vært gjenstand for omfattende
utviklingsarbeid og oppfinnervirksonhet de siste førti år. En av de eiste beskrivelser av et slikt system finnes i en utgave fra 15.juli 1935 av The Oil Weekly i en artikkel med tittelen "Electric Logging Experiments Develop Attachments for Use on Rotary Rigs" av J.C.Karcher. I denne artikkelen beskriver Karcher et system for å overføre resistansdata for en
geologisk formasjon til overflata mens boring pågår.
Et mangfold av data-overføringssystemer er foreslått eller forsøkt, men industriledere i olje og gassteknologi forsetter å lete etter nye og forbedrete systemer for data overføring. Slike forsøk og forslag omfatter overføringen av signaler gjennom ledninger i borestrengen, eller gjennom ledninger hengt opp i borehullet til borestrengen, overføring av signaler ved hjelp av elektromagnetiske bølger gjennom berggrunnen, overføring av signaler ved hjelp av akustiske eller seismiske bølger gjennom borerøret, berggrunnen, eller boreslammet, overføring av signaler ved hjelp av relestasjoner i borerøret, spesielt ved å bruke transformatorkoblinger ved rørforbindelsene, overføring av signaler ved hjelp av utløsning av kjemiske eller radioaktive indikatorer i boreslammet, lagring av signaler i en opptaker nede i brønnhullet, med periodiske eller kontinuerlig avspilling, og overføring av datasignaler ved hjelp av trykkpulser i boreslammet. Se generelt Arps, J.J. og Arps, J.L.: "The Subsurface Telemetry Problem - A Practical Solution", Journal of Petroleum Technology, Mai 1964, s. 487-93.
Mange av disse foreslåtte løsningsforslagene støter på en mengde praktisek problemer som utelukker enhver kommersiell utvikling. I en artikkel publisert i august 1983, "Review of Downhole Measurement-While-Drilling Systems", Society og Petroleum Engineers Paper nummer 10036, ga Wilton Gravley et overblikk over teknikkens stand angående måling mens boring pågår. I hans oversikt er bare to løsningsforslag for tiden kommersielt levedyktige: telemetri gjennom borevæska ved generering av trykkbølgesignaler og telemetri ved elektriske ledninger eller "hardwires".
Trykkbølge-datasignaler kan sendes gjennom borevæska på to måter: ved kontinuerlig bølge eller ved pulser.
Ved fjernmåling ved konstinuerlig bølge, blir en konstinuerlig trykkbølge med fast frekvens generert av en roterende ventil i strømmen av boreslam. Data fra sensorer nede i brønnhullet blir kodet på trykkbølgen på digital form med lav hastighet på 1,5 til 3 binære bit per sekund. Signalpulsen i boreslammet mister halvparten av sin amplitude for hver 450 til 900 meter dybde avhengig av en rekke faktorer. Disse pulsene blir detektert og dekodet ved overflata. Se generelt artikkel av W.Gravley som det er henvist til ovenfor s 1440.
Dataoverføring som nytter fjernmåling ved hjelp av pulser opererer flere ganger senere enn systemet med konstinuerlig bølge. I dette løsningsforslaget blir trykkpulser generert i borevæska enten ved å avgrense spenningen med et trykkstempel eller ved å la små mengder av væske passere fra innsida av borestrengen gjennom en åpning i borestrengen til det ringformede rommet. Fjernmåling med pulser krever omtrent et minutt for å overføre et informasjonsord. Se generelt arikkelen av W.Gravley side 1440-41.
På tross av problemene i forbindelse med fjernmåling gjennom borevæska, har den hatt delvis kommersiell suksess og gitt lovnader om forbedring av boreøkonomien. Den er blitt brukt til å overføre formasjonsddata ,slik som porøsitet, formasjonsradioaktivitet, formasjonstrykk, såvel som boredata slik som vekt på borekrone, boreslamtemperatur, og moment på borekrona.
Teleco Oilfield Services, Inc., utviklet det første kommersielt tilgjengelige fjernmålingssystemet ved hjelp av pulser i boreslam, primært for å skaffe retningsinformas jon, men som nå også omfatter gammalogging. Se artikkelen som det er henvist til ovenfor av Gravley og "New MWD-Gamma System Finds Many Field Applications", av P.Seaton, A.Roberts, og L.Schoonover, Oil &Gas Journal, 21.februar 1983, s. 80-84.
Et overføringssystem som bygger på pulser i boreslammet utviklet av Mobil R. & D. Corporation er beskrevet i "Dewwlopment and Successful Testing of a Continuos-Wave, Logging-While-Drilling Telemetry System", Journal of Petroleum Technology, oktober 1977, av Patton, B. J. et al. Dette overføringssystemet er integrert i et komplett system for måling under boring av The Analyst/Schlumberger.
Exploration Logging, Inc., har et måleutstyr som tar målinger ved hjelp av pulser i boreslammet mens boring pågår, som er i komversiell bruk, og som er til hjelp ved etningsstyrt boring, forbedrer boreaktiviteten og øker sikkerheten. Honeybourne, W.: "Future Measurement-While-Drilling Technology Will Focus On Two Levels", Oil & Gas Journal, 4.mars 1985,
s.71-75. I tillegg kan Exlog-systemet bli brukt til å måle utsendelse av gammastråler og formasjonsresistivitet mens boring pågår. Honeybourne,W.: "Formation MWD Benefits Evaluation og Efficiency", Oil & Gas Journal, 25.februar 1985, s 83-92.
Hovedproblemene i forbindelse med fjernmåling gjennom borevæska er : l)lav hastighet for dataoverføring, 2) stor dempning av signalene, 3) vanskeligheter med deteksjonen av signalene på grunn av pumpestøy, 4) besværlighet med tilknytning og harmonisering av data-fjernmålesystemet til den valgte slampumpe, og borekjerne, 5) fjernmålesystemets interferens med rigghydraulikken, og 6) krav til vedlikehold. Se generelt Hearn, E.: "How Operators Can Improve Performance of Measurement-While-Drilling Systems", Oil & Gas Journal, 29.oktober 1984, s. 80-84.
Bruken av elektriske ledere i overføringen av undersjøiske data presenterer også en rekke unike problemer. Først og fremst vanskeligheten med å lage en pålitelig elektrisk kobling ved hver rørskjøt.
Exxon Production Research Company har utviklet et system med elektrisek ledere som unngår problemene som er knyttet til det å lage fysiske telektrisek forbindelser ved gjengete rørskjøter. Exxon fjernmåle-systemet nytter en sammenhengende elektrisk ledning som er opphengt i hullet i borerøret.
Et slikt løsningsforslag byr fremdeles på forskjellige problemer. Den største vanskeligheten med en sammenhengende leder i en rørstreng er at hele lederen må heves når hver ny rørdel blir satt på eller fjernet fra borestrengen, eller lederen må selv være delt opp slik som rørdelene i strengen.
Løsningen fra Exxon er å bruke en lengre, mindre oppdelt leder, som blir lagret nede i brønnen på en trommel som vil gi ut mere ledning, eller ta opp slakke på ledningen etter som situasjonen krever det.
Exxon-løsningen krever imidlertid at boremannskapet utfører enkelte betjeningsoperasjoner for å forsikre at dette systemet fungerer skikkelig, og det krever en del tid i tillegg for betjeningsoperasjoner. Dette systemet er fullstendig beskrevet i L.H. Robinson et al.: "Exxon Completes Wireline Drilling Data Telemetry System", Oil & Gas Journal, 14.april 1980, s. 137-48.
Shell Development Company har arbeidet med et fjernmålinsgssystem som gjør bruk av modifisert borerør, som har elektriske kontaktringer på de tilstøtende delene av hver rørskjøt. En kabel løper gjennom rørhullet med elektrisk forbindelse til hver ende av røret. Når rørstrengen blir satt sammen av de enkelte rørdelene ved overflata, blir kontaktringene automatisk tilkoblet.
Selv om dette systemet vil overføre data tre ganger hurtigere enn systemet med pulser i boreslammet, har dette systemet også sine særegne problemer. Dersom det blir nyttet en metallbasert tetningsmasse for boerørskobling, eller "skjøtemasse" blir kretsen kortsluttet til jord. Det kreves en spesielt elektrisk isolerende tetningsmasse for borerørskonlingen for å forhindre dette. Etter som overføringen av signalene over hver rørskjøt avhenger av god fysisk kontakt mellom kontaktringene, må hver kontaktflate bli renset med en høytrykks-vannstøm før den spesielle "skjøtemassen" blir påført og skjøten blir satt sammen.
Shell systemet er godt beskrevet i artiklene av Denison, E.B.: "Downhole Measurements Through Modified Drill Pipe", Journal of Pressure Vessel Technology, mai 1977,s. 374-79; Denison, E.B.: "Shell's High Data Rate Drilling
Telemetry System Passes First Test", The Oil & Gas Journal, 13.juni, 1977,s. 63-66; og Denison, E.B.: "High Data Rate Drilling Telemetry System", Journal of Petroleum Technology, februar 1979,s. 155-63.
Søking i tidligere patentlitteratur avdekker mange forsøk på å sette inn en transformator eller kondensatorkobling i hver rørskjøt istedet for ledningsforbindelse. U.S.-patenskrift nr.2.379.800 beskriver bruken av en transformatorkobling ved hver rørskjøt. Den viktigste vanskeligheten ved bruken av tranformatorer er at de krever mye enrgi. U.S.-patentskrift nr.3.090.031 befatter seg med disse høye effekttapene, og har belæring om plassering av en forsterker og et batteri i hver rørskjøt.
De høye effekttapene i tranformatorkoblingen etterlot et problem, etter som levetiden til batteriet ble en kritisk faktor. I U.S.-patentskrift nr.4.215.426 er det nyttet en akustisk energiomformer for å omforme akustisk energi til elektrisk energi, for å forsyne tranformatorkoblingen med energi. Dette løsningsforslaget er imidlertid ikke noen direkte løsning på problemet med høyt effekttap i rørskjøten, men heller en måte å unngå et større problem på.
Transformatorer virker i samsvar med Faraday's induksjonslov. I korte trekk fastslår Faraday's induksjonslov at et tidsvariabelt magnetisk felt framkaller en elektromotorisk kraft som kan forårsake en elektrisk strøm i en passende lukket krets. Matematisk kan Faraday's induksjonslov uttrykkes slik: emk= - dø/dt, hvor emk er den elektromotoriske kraften i volt, og dø/dt er forandringen av den magnetisek fluxen pr. tidsenhet. Minustegnet er en indikasjon på at den elektromtriske kraften har en slik retning at den vil motvirke sin årsak, d.v.s. at en strøm forårsaket av den elektromotoriske kraften skaper et felt som addert til den opprinnelige fluxen, vil redusere styrken av den elektromotoriske kraften. Dette prinsippet er kjent som Lenz's Lov.
En tranformator med jernkjerne har to sett av viklinger viklet omkring en jernkjerne. Viklingene er elektrisk isolert fra hverandre, men har magnetisk kobling. Strøm som flyter gjennom det ene viklingssettet produserer en magnetisk flux som flyter gjennom jernkjerna, og induserer en emk i den andre viklingen som resulterer i at det flyter en strøm i den andre viklingen.
Jernkjerna kan analyseres som en magnetisk krets, analogt med analysen av en elektrisk likestrømskrets. Det er imidlertid noen viktige forskjeller, og blant disse er de ikke lineære egenskapene til ferromagetiske materialer.
I korte trekk, magnetiske materialer har en reluktans (magnetisk motstand) overfor den magnetiske fluxen analog med et ledermateriales elektriske resistans overfor elektrisk strøm. Reluktansen er en funskjon av lengden av et materiale, L, tverrsnittet, S, og dets permeabilitet u. Matematisk uttrykk for reluktansen blir: R m= L/(u<*>S), når en ser bort fra de ikke lineære egenskapene til ferromagnetiske materialer.
Eventuelle luftgap som eksisterer i transformatorens jernkjerne representerer en større hindring for gjennomstrømning av den magnetiske fluxen. Dette fordi jern har en permeabilitet som er ca. 4000 ganger større enn permeabiliteten for luft. Som en konsekvens blir en stor del av energien forbrukt i forholdvis små luftgap i tranformatorens jernkjerne. Se generelt HAYT: Energineering Electro-Magnetics, McGraw Hill, 1974 Third Edition, s. 305-312.
Tranformatorkoblingen som beskrives i det ovenfor nevnte patentskriftet virker som jernkjernetransformatorer med to luftgap. Luftgapene eksisterer fordi røredelene skal kunne tas fra hverandre.
Det er blitt gjort forsøk på å forbedre tranformatorkoblingen slik at den kan bli praktisk brukbar. I U.S: patenskrift nr.4.605.268 er ideen med å bruke en tranformatorkobling ytterligere utviklet. Her foreslår oppfinneren å bruke små ringspoler (toroider) som er innrettet nær opptil hverandre for å overføre data over en rørskjøt.
Til dags dato har ingen av de tidligere anstrengelsene nådd fram til et kommersielt vellykket data-overføringssystem ved hjelp av elektriske ledninger for bruk i et brønnhull.
Oppfinnelens prinsipp:
I den foretrukne utførelsesform nyttes midler for å generere et elektromagnetisk felt, slik som en spole og en ferrittkjerne, til å overføre elektriske datasignaler over en gjenget skjøt ved å gjøre bruk av et magnetisk felt. Det magnetiske feltet blir registrert av den tilstøtende rørdelen ved hjelp av en føler basert på Hall-effekt. Hall-effekt føleren lager et elektrisk signal som svarer til den magnetiske feltstyrken. Dette elektriske signalet overføres via en elektrisk leder som fortrinnsvis går langs innsiden av rørdelen til en signaltilpasningskrets for å skaffe en ensformet puls som svarer til det elektrike signalet. Denne ensformete pulsen blir sendt til en anordning for å generere et elektromagnetisk felt for overføring over den følgende gjengete skjøten. På denne måten samarbeider alle rørdelene for å overføre datasignaler på en effektiv måte.
Oppfinnelsen kan oppsummeres som en framgangsmåte som omfatter følgende trinn: Registrering av tilstanden i borehullet, generering av et opprinnelig signal som svarer til tilstanden i borehullet, overføring av signalet til en ønsket rørdel ved å generere ved hver etterfølgende gjenget skjøt et magnetsik felt som svarer til det opprinnelige signalet, registrering av det magnetisek feltet ved hver etterfølgende gjenget skjøt med en føler som er i stand til å detektere konstante og tidsvarierende magnetiske felter, generering av et elektrisk signal i hver etterfølgende rørdel som svarer til det registrerte magnetiske feltet, tilpasning av det generte elektriske signalet i hver etterfølgende rørdel for å gjennskape det opprinnelige signalet og overvåking av det opprinnelige signalet som svarer til tilstanden i borehullet hvor dette er ønsket.
Eksempel.
Fig.l er et delvis snitt på langs av to rørdeler forbundet med en gjenget stuss og en muffe, som avdekker de forskjellige delene som samvirker i rørseksjonene for å overføre datasignaler over den gjengete skjøten. Fig.2 er et delvis snitt på langs av en del av en rørseksjon som avdekker en lederanordning inne i en beskyttende rørdel. Fig.3 er et delvis snitt på langs av en del av gjengestussen til en rørseksjon som viser den foretrukne framgangsmåten for å plassere en Hall-effektføler inne i stussen. Fig.4 er en skisse av en borerigg med en borestreng sammensatt av rørseksjoner tilpasset for overføringen av
datasignaler fra følere nede i brønnhullet til overvåkingsutstyr ved overflata.
Fig.5 er et kretsskjerna av kretsene for signaltilpasning som er plassert i hver rørseksjon
Det foretrukne data-overføringssystemet bruker borerør med rørformete koblinger eller verktøyskjøter som muliggjør den virksomme overføringen av data fra bunnen av et brønnhull til overflata. Utformingen av koblingene
vil bli beskrevet innledningsvis fulgt av en beskrivelse av systemet.
I fig.l er det vist et langsgående snitt av den gjengete forbindelsen mellom to rørdeler 11, 13. Gjengestussen 15 på rørdelen 11 er forbundet til muffa 17 på rørdelen 13 med gjenger 18 og er tilpasset for å motta datasignaler mens muffa 17 er tilpasset for å sende datasignaler.
Hall-effekt føleren 19 befinner seg i den ytterste delen av gjengestussen 15 som vist i fig.3. Et hulrom 20 er maskinert inn i gjengestussen 15, og en gjenget holder 22 for en føler er skrudd inn i hulrommet 20. Deretter blir den utstikkende delen av følerholderen 22 fjernet ved maskinering.
Igjen med henvisning til fig.l er muffa 17 på rørdelen 13 utstyrt med en forsenket boring for å motta en ytre hylse 21 hvor det er innført en indre hylse 23. Den indre hylsa 23 er oppbygd av et ikke magnetisk stoff med høy elektrisk resistivitet slik som "Monel". Den ytre hylsa 21 og den indre hylsa 23 har en tetning ved 27, 27' og er festet i muffa 17 med en låsering 29 og utgjør en oppstilling 25 for sending av signaler. Den ytre hylsa 21 og den indre hylsa 23 har en hul sylindrisk utforming slik at strømmen av borevæsker gjennom boringen 31, 31' av rørledningene 11, 13 ikke blir hindret.
Beskyttet inne i den indre hylsa 23, fra de barske omgivelsene av borevæske, er en elektromagnet 32, i dette tilfelle en spole 33 viklet omkring en ferrittkjerne 35 (skjult av spolen 33) og en signaltilpasningskrets 39. Spolen 33 og kjerna 35 blir holdt på plass av en låsering 36.
Energiforsyningen til Hall-effekt føleren 19 skjer ved et litium batteri 41 som befinner seg i batterihuset 43, og er festet ved dekselet 45 som er tettet ved 46 og låsering 47. Energien flyter til Hall-effekt føleren 19 gjennom ledningene 49, 50 som befinner seg i et boret hull 51. Signaltilpasningskretsen 39 inne i rørseksjonen 13 får energi fra et batteri tilsvarende 41 (ikke tegnet) i rørseksjonen 13.
To signalledninger 53, 54 befinner seg i hulrommet 51, og leder signal fra Hall-effekt føleren 19. Ledningene 53, 54 går gjennom hulrommet 51 rundt batteriet 41, og inn i en beskyttende metallrørdel 57 for overføring til en signaltilpasningskrets og spole-kjerne arrangement i den øvre enden (ikke vist) av rørdelen 11 identisk med den som finnes i muffe-enden til rørdelen 13.
Energitilførselsledningen 55, 56 forbinder batteriet 41 og signaltilpasningskretsen ved den motsatte enden (ikke vist) av rørdelen 11. Batteriet 41 er jordet til rørdelen 11 som blir returleder for energilederne 55, 56. På denne måten vil røret 57 totalt inneholde fire ledninger.
Røret 57 er sølvloddet til rørdelen 11 for beskyttlse mot det aggresive miljøet i borestrengen. I tillegg tjener røret 57 som en elektrisk skjerm for signalledninger 53 og 54.
En tilsvarende rørdel 57' i rørdelen 13 inneholder signalledninger 53', 54' og ledere 55', 56' som leder til kretskortet og signaltilpasningskretsen 39 fra et batteri (ikke vist) og Hall-effekt føleren (ikke vist) i den motsatte enden av rørdelen 13.
På fig.4 er en mitre del av rørledningen 57 vist for å gjøre det klart at den henger fast til veggen av boringen 31 gjennom rørdelen 11, og vil ikke komme i berøring med passasjen av borevæske eller være i veien for wireverktøy. I tillegg vil rørlederen 57 skjerme signalledningene 53, 54 og lederne 55, 56 fra de barske omgivelsene med borevæske. Rørdelen 11 består generelt av en borerørskobling 59 sveiset ved 61 til en ende av borerøret 63.
Fig.5 er et elektrisk kretsskjema over de foretrukne signal behandlingsmidlene 111 mellom Hall-effekt føleren 19 og midlene for generering av elektromagnetisk felt 114, som i dette tilfelle er en spole 33 og kjerne 35.
Signaltilpasningskretsene 111 kan deles opp etter funksjon i to deler, en signalforsterkende krets 119 og en pulsgenerator 121. I forsterkerkretsen 119, er hovedkomponentene operasjonsforsterkere 123, 125 og 127. I pulsgeneratorkretsen 121, er hovedkomponentene en komparator 129 og multivibrator 131. Forskjellige motstander og kondensatorer blir valgt til å samvirke med disse hovedkomponentene for å oppnå ønsket tilpasning ved hvert trinn. Som vist i fig.5, vil det magnetiske feltet 32 påvirke Hall-effektføleren og skape en spenningspuls mellom terminalene A og B til Hall-effekt føleren 19. Hall-effektføleren 19 har egenskapene til et Hall-effekt halvlederelement som er i stand til å detektere konstante og tidsvarierende magnetiske felt. Den skiller seg fra følere slik som transformatorspoler som bare detekterer forandringer i magnetisk flux. En annen forskjell er at en spoleføler ikke krever energi for å detektere tidsvarierende felter, mens en Hall-effekt føler må tilføres energi.
Hall effektføleren 19 har en positiv inngangsterminal koblet til lederen 49 og en negativ inngangsterminal koblet til energilederen 50. Energilederne 49, 50 leder til batteriet 41.
Operasjonsforsterkeren 123 er koblet til
utgangsterminalen A, B til Hall effektføleren 19 gjennom motatander 135, 137. Motstanden 135 blir koblet mellom den inverterende inngangen til operasjonsforsterkeren 123 og terminalen A gjennom signallederen 53. Motstanden 137 blir koblet mellom den ikke inverterende inngangen til operasjonsforsterkeren 123 og terminalen B gjennom signallederen 54. En motstand 133 blir koblet mellom den inverterende inngangen og utgangen til operasjonsforsterkeren 123. En motstand 139 blir koblet mellom den ikke inverterende inngangen til operasjonsforsterkeren 123 og jord. Operasjonsforsterkeren 123 får energi gjennom en terminal L som er koblet til energilederen 56. Energilederen 56 er koblet til den positive terminalen på batteriet 41.
Operasjonsforsterkeren 123 virker som en diffrensialforsterker. I dette trinnet blir spenningspulsen forsterket ca. 3 ganger. Resistansverdier for forsterkermotstandene 133 og 135 ble valgt for å bestemme denne forsterkingen. Resistansverdiene for motstandene 137 og 139 blir valgt for å utfylle verdiene av motastanden 137 og 139.
Operasjonsforsterkeren 123 er koblet til
oeprasjonsforsterkeren 125 gjennom en kondensator 141 og motstand 143. Den forsterkete spenningen passerer gjennom konsensatoren 141, som blokkerer enhver
likestrømskomponent og hindrer passasje av
lavfrekvenskomponenter i signalet. Motstanden 143 kobles til den inverterende inngangen på operasjonsforsterkeren 125.
En kondensator 145 blir koblet mellom den inverterende inngangen og utgangen på operasjonsforsterkeren 125. Den ikke inverterende inngangen eller knutepunkt C på opersjonsforsterkeren 125 blir koblet til en motstand 147. Motstanden 147 er koblet til terminalen L som er forbundet med batteriet 41 gjennom lederen 56. En motstand 149 er koblet til den ikke inverterende inngangen på operasjonsforsterkeren 125 og til jord. En motstand 151 er koblet i parallell med konsensatoren 145.
Ved operasjonsforsterkeren 125 blir signalet ytterligere forsterket ca.20 ganger. Motstandsverdiene for motatandene 143, 151 blir valgt for å fastsette denne forsterkningen. Kondensatoren 145 skal redusere forsterkingen av høyfrekvenskomponentene i signalet som ligger over de ønskete driftsfrekvensene. Motstandene 147 og 149 blir valgt for å forspenne knutepunktet C med omkring det halve av batterispenningen til batteriet 441.
Opersjonsforsterkeren 125 blir koblet til operasjonsforsterkeren 127 gjennom en kondensator 153 og en motstand 155. Motstanden 155 er forbundet med den inverterende inngangen til operajonsforsterkeren 127. En motstand 157 er koblet mellom den inverterende inngangen og utgangen på operasjonsforsterkeren 127. Den ikke inverterende inngangen eller knutepunkt D på operasjonsforsterkeren 127 blir koblet gjennom en motstand 159 til terminalen L. Terminalen L leder til batteriet 41 gjennom lederen 56. En motstand 161 er koblet mellom den ikke inverterende inngangen på operasjonsforsterkeren 127 og jord.
Signalet fra operasjonsforsterkeren 125 passerer gjennom kondensatoren 153 som tar bort likestrømskomponenten, og ytterligere hindrer passasjen til de lavere frekvensenskomponentene av signalet. Operasjonsforsterkeren 127 inverterer signalet og sørger for en forsterkning på omtrent 30 ganger som er fastsatt ved valget av motstandene 155 og 157. Motstandene 159 og 161 er valgt for å skaffe et DC-nivå ved knutepunktet D.
Operasjonsforsterkeren 127 er koblet til komparatoren 129 gjennom en kondensator 163 for fjerning av
likestrømskomponenten. Kondensatoren 163 er koblet til den inverterende inngangen av komperatoren 129. Komparatoren 129 er en del av de pulsgenererende kretsene 121 og er en operasjonsforsterker drevet som en komparator. En motstand 165 er koblet til den inverterende inngangen av komparatoren 129 og til terminalen L. Terminalen L leder gjennom lederen 56 til batteriet 41. En motstand 167 er koblet mellom den inverterende inngangen på komparatoren 129 og jord. Den ikke inverterende inngangen på komparatoren 129 er koblet til terminalen L gjennom motstanden 169. Den ikke inverterende inngagnen er også koblet til jord gjennom seriemotstandene 171, 173.
Komparatoren 129 sammenlikner spenningen på den inverterende inngangen i punktet E med spenningen på den ikke inverterende inngangen i punktet F. Motstanden 165 og 167 forspenner knutepunktet E på komparatoren 129 til halvparten av batterispenningen fra batteriet 41. Motstandene 169, 171 og 173 samvirker for å få knutepunktet F på en spenning over halvparten av spenningen fra batteriet 41.
Når det ikke tilføres noe signal fra utgangen av operasjonsforsterkeren 127, er speningen i punktet E mindre enn spenningen i punktet F, og utgangen av komperatoren 129 er i sin ordinære høy-tilstand (d.v.s. samme spenningsnivå som forsyningsspenningen). Forskjellen i spenning mellom punktene E og F skulle være tilstrekkelig for å hindre at støyspenninger aktiverer komparatoren 129. Når et signal ankommer til knutepunktet E, vil den totale spenningen i punktet E overstige spenningen i punktet F. Når dette inntreffer, vil utgangen på komperatoren 129 bli lav, og forbli lav så lenge som det er signal til stede i punktet E.
Komparatoren 129 er koblet til en multivibrator 131 gjennom kondensatoren 85. Kondensatoren 175 er koblet til pinne 2 på multivibratoren 131. Multivibratoren 131 er fortrinnsvis en L 555 monostabil multivibrator.
En motstand 177 er koblet mellom pinne 2 på multivibratoren 131 og jord. En motstand 179 er koblet mellom pinne 4 og pinne 2. En kondensator 181 er koblet mellom jord og pinnene 6, 7. Kondensatoren 181 er også koblet gjennom en motstand 183 til pinne 8. Energi blir tilført gjennom energilederne 55 til pinnene 4, 8. Lederen 55 leder til batteriet 41 liksom lederen 56, men er en leder separat fra lederen 56. Valget av motstandene 177 og 179 tjener til å forspenne inngangspinnen 2 eller punktet G med en spenningverdi større enn en tredjedel av spenningen fra batteriet 41.
En kondensator 185 er koblet til jord og til lederen 55. Kondensatoren 185 er en energilagringskondensator og hjelper til å føre energi til multivibratoren 131 når det genereres en utgangspuls. En kondesator 187 er koblet mellom pinne 5 og jord. Pinne 1 er jordet. Pinnene 6 og 7 er koblet til hverandre. Pinnene 4, 8 er også koblet til hverandre. Utgangspinne 3 er koblet til en diode 189 og til spolen 33 gjennom en leder 193. En diode 191 er koblet mellom jord og katoden på dioden 189.
Konsdensatoren 175 og motstandene 177, 179 utgjør en RC tidskonstant slik at f irkantpulsene på utgangen av komperatoren 129 blir transformert til spisse triggepulser. Triggepulsene fra komparatoren 129 blir matet til inngangspinnen 2 på multivibratoren 181 På denne måten blir multivibratoren 131 følsom for de lave utgangsnivåene fra komparatoren 129. Kondensatoren 181 og motstanden 183 ble valgt for å fastsette pulsbredden av utgangspulsen ved utgangspinne 3 eller punkt H. I denne utførelsesformen er pulsbredden 100 mikrosekunder.
Multivibratoren 131 er følsom for "lav"-pulsene fra utgangen av komperatoren 129, men forsyner en høy puls, nær opptil verdien av spenningen fra batteriet 41, som utganssignal. Diodene 189 og 191 skal hindre uønsket tilbakekobling eller oscillasjon som kan oppstå når pulsene blir sendt gjennom lederen 193 til spolen 33. Mer spesielt, dioden 191 absorberer energien som blir generert ved sammenbrudd av det magnetiske feltet. Ved spolen 83 skapes et magnettisk felt 32' for sending av datasignalene over den etterfølgende skjøten mellom rørdelene.
Som vist i fig.4, er det ovenfor beskrevne eksemplet vist tilpasset for dataoverføring i et brønnhull.
En borestreng 211 bærer en borekrone 213 i et brønnhull 215 og omfatter en rørdel 217 som har en modul med følere (ikke vist) for å detektere tilstandene i brønnhullet. Rørdelene 11,13 vist i fig.l like under overflata 218 er typiske for hvert sett av koblinger og innehoder de mekaniske og elektroniske apparatene fra figurene 1 og 5.
Den øvre enden av rørdelen og følermodulen 217 er frtrinnsvis tilpasset med de samme komponentene som rørdelen 13 og omfatter en spole 33 for å generere et magnetisk felt. Den nedre enden av koblingen 227 har en Hall-effekt føler lik føleren 19 i den nedre enden av rørdelen 11 i fig.l.
Hver rørdel 219 i borestrengen 211 har en ende tilpasset for å motta datasignaler og den andre enden er tilpasset for å sende datasignaler.
Rørdelene samvirker for å overføre datasignaler opp til borehullet 115. I denne illustrasjonen blir data registrert i borekrona 213 og i formasjonen 227 og disse blir overført opp gjennom borestrengen 211 til boreriggen 229 hvor de blir overført ved passende hjelpemidler slik som radiobølger 231 til overvåkningsutstyr ved overflata og opptaks og lagringsutstyr 233. Ethvert passende kommersielt tilgjengelig radiooverføringssystem kan nyttes. En type system som kan nyttes er PMD "Wireless Link", mottakermodell R 102 og sendermodell T 201 A.
Ved drift av de elektriske kretsene vist i fig.5 blir likespenning fra batteriet 41 forsynt til Hall-effekt føleren 19, operasjonsforsterkeren 123, 125, 127 komparatoren 129 og multivibratoren 131. Også med referanse til fig.4 forårsaker datasignaler fra følermodulen 217 at et elektromagnetisk felt 32 blir generert ved hver gjenget kobling av borestrengen 211.
I hver rørdel forårsaker det elektromagnetiske feltet 32 en utgangsspenningspuls på terminalene A, B til Hall effekt føleren 19. Spenningspulsen blir forsterket av operasjonsforsterkerne 123, 125 og 127. Utgangssignalet fra komperatoren 129 vil gå lavt ved mottak av pulsen, og danne en skarp negativ triggepuls. Multivibratoren 131 vil skaffe en 100 millisekunders puls ved mottak av triggepulsen fra komparatoren 129. Utgangssignalet fra multivibratoren 131 passerer gjennom spolen 33 for å generere et elektromagnetisk felt 32' for overføring til den neste rørdelen.
Denne oppfinnelsen har mange fordeler framfor eksisterende fjernmålesystemer basert på elektriske ledningsforbindelser. En sammenhengende strøm av data-signal pulser som inneholder informasjon fra en lang rekke følere nede i brønnhullet bli overført til overflata i sann tid. Slik overføring krever ikke fysisk kontakt ved rørskjøtene, og den involverer heller ikke opphenging av noen kabel nede i brønnhullet. Ordinære boreoperasjoner blir ikke vesentlig hindret, det kreves ingen spesiell tetningsmasse i rørskjøten, og direkte inngrep fra boremanskapene er minimalisert.
De høye effekttapene i forbindelse med en tranformatorkobling ved hver gjenget rørskjøt er også unngått.
Hver rørdel har et batteri for energiforsyning til Hall-effektføleren, og signaltilpasningskretsen, men slike batterier kan være i drift i overkant av tusen timer p.g.av. det lave energibehovet til utstyret i denne oppfinnelsen.
Den foreliggende oppfinnelsen nytter virksomme elektromagnetiske fenomener for å overføre datasignaler over forbindelsen mellom de gjengete rørsesjoner. Den foretrukne utførelsesformen nytter Hall-effekten som ble oppdaget i 1879 av Dr. Edwin Hall. I korte trekk, kan Hall-effekten observeres når en strømførende leder blir plassert i et magnetisk felt. Den magnetiske feltstyrkekomponenten som er vinkelrett på strømmen utøver en Lorenz-kraft på strømmen, og denne kraften forstyrrer strømfordelingen og dette resulterer i en potensialfoskjell tvers over strømbanen. Denne potnsialforskjellen er kalt Hall-spenningen.
Den grunnleggende likninga som beskriver samspillet mellom magnetisk felt og strøm, som resulterer i Hall-spenningen er:
I er strømmen som flyter gjennom Hallføleren.
B SIN X er komponenten av den magnetisk fluxtettheten som står normalt på strømbanen.
R„ Her Hall koeffisienten og t er tykkelsen av lederplata.
Dersom strømmen blir holdt konstant, og de andre konstantene blir satt utenfor, vil Hall spenningen være direkte proposjonal med den magnetiske flukstettheten.
De største fordelene med å bruke Hall-effekt til å overføre data over en rørskjøt er evnen til å overføre datasiganaler over en gjenget skjøt uten å måtte lage en fysisk kontakt, det lave effektbehovet for en overføring og resulterende økning i batteriets levetid.
Denne oppfinnelsen har flere tydelige forskjeller framfor overføringssystemet med pulser i slammet som er kommersielt tilgjengelig, og som representerer teknikkens stand. Først og fremst har en det faktum at denne oppfinnelsen kan overføre data 2 eller 3 ganger hurtigere enn slam-pulssystemet. Denne farten oppnås uten å interferere med ordinære boreoperasjoner. Dessuten vil signalet ikke få noen total dempning siden det blir generert på nytt i hver rørseksjon.
Claims (10)
1. Forbedret system for dataoverføring i et brønnhull karakterisert ved at det omfatter: en rørsekjon med gjengete ender tilpasset for sammenkobling i en borestreng med en ende tilpasset for å sende signaler og den andre enden tilpasset for å motta datasignaler, midler for å generere et elektromagnetisk felt inneholdt i senderenden av rørseksjonen, en Hall-effektføler inneholdt i mottakerenden av rørseksjonen for å motta datasignaler, en signaltilpasningskrets plassert i rørseksjonen elektrisk koblet til Hall effektføleren og midlene for generering av det elektromagnetiske feltet for å tilpasse datasignalene, og en energiforsyning plassert i rørseksjonen for forsyning av energi til Hall effektføleren og til signaltilpasningskretsen som hver er elektrisk tilkoblet energiforsyningen.
2. Forbedret anordning for å overføre elektriske signaler i en borestreng som har flere seksjoner koblet sammen, hvilke seksjoner har en ende tilpasset for å motta datasignaler og den andre enden tilpasset for å sende datasignaler, karakterisert ved at anordningen omfatter en Hall-effektføler montert i den mottakende enden på hver seksjon for registrering av et elektromagnetisk felt og for å produsere elektriske signaler som svarer til dette, en signaltilpasningskrets plassert i hver seksjon for å produsere behandlete elektriske signaler som svarer til de elektriske signalene fra Hall effektføleren, en anordning for generering av elektromagnetiske felt montert i sender-enden på hver seksjon for å generere et elektromagnetisk felt som svarer til de behandlete elektriske signalene fra signaltilpasningskretsen, energiforsyning for å skaffe elektrisk energi til Hall effektføleren og signaltilpasningskretsen og en anordning med elektriske ledere for forbindelse mellom Hall-effektføleren, signaltilpasningskretsen, anordningen som lager det elektromagnetiske feltet og energiforsyningen.
3. Forbedret dataoverføringssystem for bruk i et brønnhull, karakterisert ved at det omfatter:
en rørseksjon med gjengede ender tilpasset for å kobles til i en borestreng, hvilken seksjon har en gjenget rørstuss tilpasset for å motta datasignaler, og en gjenget muffe-ende tilpasset for å sende datasignaler, en Hall-effektføler montert i den gjengete rørstussen på rørseksjonen for å registrere et magnetisk felt og for å lage elektriske signaler som svarer til styrken av dette, en signaltilpasningskrets i rørseksjonen for å lage elektriske signaler som svarer til signalene fra Hall-effektføleren, en elektromagnet montert i muffedelen av rørseksjonen for å generere et magnetisk felt i samsvar med utgangssignalet fra signaltilpasningskretsen, elektriske ledere for forbindelse mellom Hall-effektføleren, signaltilpasningskretsen og elektromagneten og energiforsyning for å skaffe elektrisk energi til Hall effektføleren og signaltilpasningskretsen, elektrisk tilkoblet hver av disse.
4. Forbedret dataoverføringssystem i en borestreng med flere sammenkoblete seksjoner hvor hver seksjon har en muffedel ved den øvre enden av hver seksjon og en gjenget stuss på den nedre enden av hver seksjon hvilket dataoverføringssytem er
karakterisert ved at det omfatter: en Hall effektføler montert i den gjengete stussen av hver seksjon for å registrere et magnetisk felt og for å produsere et elektrisk signal som svarer til dette, en signaltilpasningskrets plassert i hver seksjon for å lage elektrisek pulser i samsvar med de elektriske signalene produsert av Hal <1> effektføleren, en elektromagnet montert i muffe-enden av hver seksjon for å generere et magnetisk felt i samsvar med pulsene som kommer fra signaltilpasningskretsen, et batteri for å tilføre elektrisk energi til Hall effektføleren og til signal tilpasningskretsen, og en anordning med elektriske ledere for forbindelse mellom Hall-effektføleren, signaltilpasningskretsen, elektromagneten og energiforsyningen.
5. Forbedret anorning for dataoverføring i en borestreng som har en rekke rørformete seksjoner koblet sammen, hvor hver seksjon har en gjenget rørstuss og en muffeende, hvilken anordning for dataoverføring er
karakterisert ved at den omfatter: en Hall effektføler montert i gjengestussen av hver rørseksjon som registrerer den magnetiske flukstettheten til et magnetisk felt for å generere en Hall-spenning som svarer til dette, anordning for signalforsterkning og filtrering av Hall-spenningen generert av Hal1-effektføleren som er elektrisk forbundet med Hall-efektføleren plassert i hver rørseksjon, anordning for å generere pulser for å produsere en puls med ensformet amplitude og varighet i samsvar med den forsterkete og filtrerte Hall-spenningen, elektrisk koblet til signalforsterkeranordningen og plassert i hver rørseksjon, spole viklet rundt en ferromgnetisk HF kjerne plassert i muffe-enden i hver rørseksjon elektrisk tilkoblet til anordningen for å generere pulser for å lage et elektrisk felt i samsvar med pulsene, og et batteri plassert i hver rørseksjon for å forsyne Hall-effektføleren, signaltilpasningskretsen og anordningen for å generere pulser, med elektrisk energi ved elektrisk tilkobling til hver av disse.
6. Forbedret dataoverføringssystem for bruk i et brønnhull karakterisert ved at det omfatter: en rørseksjon med gjengete ender tilpasset for innkobling i en borestreng, hvilken rørseksjon har en gjengestuss i den ene enden tilpasset for å motta datasignaler og en muffe-ende i den andre enden tilpasset for å sende datasignaler, en Hall-effektføler montert i gjengestussen på hver rørseksjon for å registrere den magnetisk flukstettheten til et magnetisk felt, for å generere Hall spenning som svarer til dette, en signaltilpasningskrets sammensatt av en signalforsterkende anordning og en pulsgenererende anordning, elektrisk koblet til Hall-effektføleren og plassert i hver rørseksjon, en signalforsterkerkrets for å forsterke Hall-spenningen generert av Hall-føleren, en pulsgenertorkrets for å lage en puls med ensformet amplitude og varighet i samsvar med den forsterkete Hall-spenningen, en ferritt kjerne plassert i muffe enden av hver rørseksjon, en spole viklet omkring ferrittkjerna, elektrisk tilkoblet til signaltilpasnongskretsen for å lage et elektromagnetisk felt i samsvar med pulsen fra pulsgeneratorkretsen, og et batteri tilkoblet til Hall-effektføleren og signaltilpasningskretsen for å forsyne disse med elektrisk energi.
7. Framgangsmåte for å overføre data i brønnhullet der det er opphengt en streng med rørseksjoner med gjengete sammenkoblinger, hvilken framgangsmåte omfatter følgende trinn: registrering av tilstanden i et borehull, generering av et opprinnelig signal som svarer til den registrerte borehulltilstanden, forsyning av det opprinnelige signalet til en ønsket rørseksjon, generering ved hver etterfølgende gjenget sammenkobling et magnetisk felt som svarer til det opprinnelige signalet, registrering av det magnetiske feltet ved hver etterfølgende gjenget sammenkobling med en føler som er i stand til å detektere konstante eller tidsvarierende magnetiske felter, generering av et elektrisk signal i hver etterfølgende rørseksjon som svarer til det registrerte magnetiske feltet, tilpasning av det genererte elektriske signalet i hver etterfølgende rørseksjon for å generere på nytt det opprinnelige signalet, overvåking av tilstanden i borehullet enten i borehullet eller ved jordoverflaten etter ønske.
8. Framgangsmåte for å overføre datasignaler i et brønnhull der det er opphengt en rekke av rørseksjoner sammenkoblet med gjengete koblinger hvilken framgangsmåte er karakterisert ved at den består av følgende trinn: generering av et magnetisk felt ved en gjenget skjøt som svarer til datasignalet som skal overføres, registrering av det magnetiske feltet over den gjengete skjøten med en føler som er i stand til å detektere både konstante og tidsvarierende magnetiske felter, generering av et elektrisk signal som svarer til det registrerte magnetiske feltet, tilpasning av det genererte elektriske signalet for å gjenskape datasignalet, gjentakelse av trinnene ovenfor ved hver gjenget skjøt inntil datasignalet kommer fram til det ønskete sted og overvåking av datasignalet på det ønskede sted.
9. Framgangsmåte for å overføre data i et brønnhull med rørseksjoner som har gjengete skjøter hvilken framgangsmåte er karakterisert ved følgende trinn:
registrering av en borehulltilstand, generering av det opprinnelige signalet som svarer til den regisrerte borehulltilstanden, generering ved hver gjenget skjøt et
magnetisk felt som svarer til det opprinnelige signalet,
registrering av det magnetiske feltet ved hver gjenget skjøt med en føler som er istand til å detektere konstante eller variable magnetiske feltstyrker, generering i hver rørseksjon et elektrisk signal som svarer til det registrerte magnetiske feltet, tilpasning av det genererte elektrisek signalet i hver rørseksjon for å gjenskape det opprinnelige signalet og overvåking av borehulltilstanden.
10. Framgangsmåte for brønnlogging gjennom borestrengen mens boring pågår der det nyttes en rekke av sammenkoblete gjengete rørseksjoner, som er opphengt i et brønnhull, hvilken framgangsmåte omfatter følgende trinn:
registrering av en formasjonstilstand, generering av et opprinnelig signal som svarer til den registrerte formasjonstilstanden, forsyning av det opprinnelige signalet til en ønsket rørseksjon, generering ved hver etterfølgende gjenget skjøt et magnetisk felt som svarer til det opprinnelige signalet, registrering av det magnetiske feltet ved hver etterfølgende gjenget skjøt med en føler som er i stand til å detektere konstante eller tidsvarierende magnetiske felter, generering av et elektrisk signal i hver etterfølgende rørseksjon som svarer til det registrerte magnetiske feltet, tilpasning av det genererte elektriske signalet i hver etterfølgende rørseksjon for å gjenskape det opprinnelige signalet, overvåke formasjonstilstanden i borehullet eller ved jordoverflata etter ønske, laging av en logg eller et opptak av formasjonstilstanden.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/001,286 US4788544A (en) | 1987-01-08 | 1987-01-08 | Well bore data transmission system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO880031D0 NO880031D0 (no) | 1988-01-06 |
NO880031L true NO880031L (no) | 1988-07-11 |
Family
ID=21695261
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO880031A NO880031L (no) | 1987-01-08 | 1988-01-06 | Anordning for dataoverfoering ved borebroenner. |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4788544A (no) |
EP (1) | EP0274457B1 (no) |
JP (1) | JPS63176589A (no) |
BR (1) | BR8800035A (no) |
CA (1) | CA1255358A (no) |
DE (1) | DE3861322D1 (no) |
NO (1) | NO880031L (no) |
Families Citing this family (145)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4884071A (en) * | 1987-01-08 | 1989-11-28 | Hughes Tool Company | Wellbore tool with hall effect coupling |
US4845493A (en) * | 1987-01-08 | 1989-07-04 | Hughes Tool Company | Well bore data transmission system with battery preserving switch |
US4914433A (en) * | 1988-04-19 | 1990-04-03 | Hughes Tool Company | Conductor system for well bore data transmission |
JPH02209515A (ja) * | 1989-02-07 | 1990-08-21 | Kajima Corp | 土質調査方法 |
US5160925C1 (en) * | 1991-04-17 | 2001-03-06 | Halliburton Co | Short hop communication link for downhole mwd system |
US5172112A (en) * | 1991-11-15 | 1992-12-15 | Abb Vetco Gray Inc. | Subsea well pressure monitor |
US6710600B1 (en) | 1994-08-01 | 2004-03-23 | Baker Hughes Incorporated | Drillpipe structures to accommodate downhole testing |
US6230822B1 (en) * | 1995-02-16 | 2001-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
EP1632643B1 (en) * | 1995-02-16 | 2011-06-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of operating conditions of a downhole drill bit during drilling operations |
US6742596B2 (en) | 2001-05-17 | 2004-06-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for tubular makeup interlock |
US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
US5942990A (en) * | 1997-10-24 | 1999-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic signal repeater and method for use of same |
US6144316A (en) * | 1997-12-01 | 2000-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic and acoustic repeater and method for use of same |
US6177882B1 (en) | 1997-12-01 | 2001-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic-to-acoustic and acoustic-to-electromagnetic repeaters and methods for use of same |
US6218959B1 (en) | 1997-12-03 | 2001-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fail safe downhole signal repeater |
US6018501A (en) * | 1997-12-10 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea repeater and method for use of the same |
US6018301A (en) * | 1997-12-29 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Disposable electromagnetic signal repeater |
US6098727A (en) * | 1998-03-05 | 2000-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically insulating gap subassembly for downhole electromagnetic transmission |
CA2272044C (en) * | 1998-05-18 | 2005-10-25 | Denis S. Kopecki | Drillpipe structures to accommodate downhole testing |
US7407006B2 (en) | 1999-01-04 | 2008-08-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | System for logging formations surrounding a wellbore |
US20030147360A1 (en) * | 2002-02-06 | 2003-08-07 | Michael Nero | Automated wellbore apparatus |
US7513305B2 (en) | 1999-01-04 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for operating a tool in a wellbore |
US6845822B2 (en) * | 1999-05-24 | 2005-01-25 | Merlin Technology, Inc | Auto-extending/retracting electrically isolated conductors in a segmented drill string |
US7253745B2 (en) * | 2000-07-19 | 2007-08-07 | Intelliserv, Inc. | Corrosion-resistant downhole transmission system |
US6992554B2 (en) * | 2000-07-19 | 2006-01-31 | Intelliserv, Inc. | Data transmission element for downhole drilling components |
US6717501B2 (en) * | 2000-07-19 | 2004-04-06 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
US7040003B2 (en) * | 2000-07-19 | 2006-05-09 | Intelliserv, Inc. | Inductive coupler for downhole components and method for making same |
US6670880B1 (en) | 2000-07-19 | 2003-12-30 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
US7098767B2 (en) * | 2000-07-19 | 2006-08-29 | Intelliserv, Inc. | Element for use in an inductive coupler for downhole drilling components |
US6888473B1 (en) | 2000-07-20 | 2005-05-03 | Intelliserv, Inc. | Repeatable reference for positioning sensors and transducers in drill pipe |
US6847300B2 (en) * | 2001-02-02 | 2005-01-25 | Motorola, Inc. | Electric power meter including a temperature sensor and controller |
US6467341B1 (en) | 2001-04-24 | 2002-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Accelerometer caliper while drilling |
US6856255B2 (en) * | 2002-01-18 | 2005-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems |
SE524538C2 (sv) * | 2002-02-19 | 2004-08-24 | Volvo Lastvagnar Ab | Anordning för styrning av utgående motormoment vid lastfordon utrustat med differentialspärrar |
US6666274B2 (en) | 2002-05-15 | 2003-12-23 | Sunstone Corporation | Tubing containing electrical wiring insert |
US7362235B1 (en) * | 2002-05-15 | 2008-04-22 | Sandria Corporation | Impedance-matched drilling telemetry system |
US7105098B1 (en) | 2002-06-06 | 2006-09-12 | Sandia Corporation | Method to control artifacts of microstructural fabrication |
US7243717B2 (en) * | 2002-08-05 | 2007-07-17 | Intelliserv, Inc. | Apparatus in a drill string |
US6799632B2 (en) | 2002-08-05 | 2004-10-05 | Intelliserv, Inc. | Expandable metal liner for downhole components |
US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
CA2499331A1 (en) * | 2002-10-10 | 2004-04-22 | Varco I/P, Inc. | Apparatus and method for transmitting a signal in a wellbore |
US20040206511A1 (en) * | 2003-04-21 | 2004-10-21 | Tilton Frederick T. | Wired casing |
US7163065B2 (en) * | 2002-12-06 | 2007-01-16 | Shell Oil Company | Combined telemetry system and method |
US6982384B2 (en) * | 2003-09-25 | 2006-01-03 | Intelliserv, Inc. | Load-resistant coaxial transmission line |
US7224288B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-05-29 | Intelliserv, Inc. | Link module for a downhole drilling network |
US7098802B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-08-29 | Intelliserv, Inc. | Signal connection for a downhole tool string |
US7207396B2 (en) * | 2002-12-10 | 2007-04-24 | Intelliserv, Inc. | Method and apparatus of assessing down-hole drilling conditions |
US7193527B2 (en) * | 2002-12-10 | 2007-03-20 | Intelliserv, Inc. | Swivel assembly |
AU2003303398A1 (en) * | 2002-12-23 | 2004-07-22 | The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. | Dowhole chemical sensor and method of using same |
US6830467B2 (en) * | 2003-01-31 | 2004-12-14 | Intelliserv, Inc. | Electrical transmission line diametrical retainer |
US6844498B2 (en) * | 2003-01-31 | 2005-01-18 | Novatek Engineering Inc. | Data transmission system for a downhole component |
US7852232B2 (en) * | 2003-02-04 | 2010-12-14 | Intelliserv, Inc. | Downhole tool adapted for telemetry |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
US6913093B2 (en) * | 2003-05-06 | 2005-07-05 | Intelliserv, Inc. | Loaded transducer for downhole drilling components |
US6929493B2 (en) | 2003-05-06 | 2005-08-16 | Intelliserv, Inc. | Electrical contact for downhole drilling networks |
US7528736B2 (en) * | 2003-05-06 | 2009-05-05 | Intelliserv International Holding | Loaded transducer for downhole drilling components |
US7053788B2 (en) * | 2003-06-03 | 2006-05-30 | Intelliserv, Inc. | Transducer for downhole drilling components |
US20050001738A1 (en) * | 2003-07-02 | 2005-01-06 | Hall David R. | Transmission element for downhole drilling components |
US6981546B2 (en) * | 2003-06-09 | 2006-01-03 | Intelliserv, Inc. | Electrical transmission line diametrical retention mechanism |
US20050001736A1 (en) * | 2003-07-02 | 2005-01-06 | Hall David R. | Clamp to retain an electrical transmission line in a passageway |
US7193526B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-03-20 | Intelliserv, Inc. | Downhole tool |
US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
US7390032B2 (en) * | 2003-08-01 | 2008-06-24 | Sonstone Corporation | Tubing joint of multiple orientations containing electrical wiring |
US7226090B2 (en) | 2003-08-01 | 2007-06-05 | Sunstone Corporation | Rod and tubing joint of multiple orientations containing electrical wiring |
US7139218B2 (en) * | 2003-08-13 | 2006-11-21 | Intelliserv, Inc. | Distributed downhole drilling network |
US7019665B2 (en) * | 2003-09-02 | 2006-03-28 | Intelliserv, Inc. | Polished downhole transducer having improved signal coupling |
US6991035B2 (en) * | 2003-09-02 | 2006-01-31 | Intelliserv, Inc. | Drilling jar for use in a downhole network |
US20050074998A1 (en) * | 2003-10-02 | 2005-04-07 | Hall David R. | Tool Joints Adapted for Electrical Transmission |
US7017667B2 (en) * | 2003-10-31 | 2006-03-28 | Intelliserv, Inc. | Drill string transmission line |
US20050093296A1 (en) * | 2003-10-31 | 2005-05-05 | Hall David R. | An Upset Downhole Component |
US6968611B2 (en) * | 2003-11-05 | 2005-11-29 | Intelliserv, Inc. | Internal coaxial cable electrical connector for use in downhole tools |
US20050107079A1 (en) * | 2003-11-14 | 2005-05-19 | Schultz Roger L. | Wireless telemetry systems and methods for real time transmission of electromagnetic signals through a lossy environment |
US6945802B2 (en) * | 2003-11-28 | 2005-09-20 | Intelliserv, Inc. | Seal for coaxial cable in downhole tools |
US20050115717A1 (en) * | 2003-11-29 | 2005-06-02 | Hall David R. | Improved Downhole Tool Liner |
US7291303B2 (en) * | 2003-12-31 | 2007-11-06 | Intelliserv, Inc. | Method for bonding a transmission line to a downhole tool |
US7069999B2 (en) * | 2004-02-10 | 2006-07-04 | Intelliserv, Inc. | Apparatus and method for routing a transmission line through a downhole tool |
AU2005224600B2 (en) * | 2004-03-04 | 2011-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple distributed force measurements |
US7253671B2 (en) | 2004-06-28 | 2007-08-07 | Intelliserv, Inc. | Apparatus and method for compensating for clock drift in downhole drilling components |
US20050284659A1 (en) * | 2004-06-28 | 2005-12-29 | Hall David R | Closed-loop drilling system using a high-speed communications network |
US7091810B2 (en) | 2004-06-28 | 2006-08-15 | Intelliserv, Inc. | Element of an inductive coupler |
US7198118B2 (en) * | 2004-06-28 | 2007-04-03 | Intelliserv, Inc. | Communication adapter for use with a drilling component |
US7319410B2 (en) * | 2004-06-28 | 2008-01-15 | Intelliserv, Inc. | Downhole transmission system |
US7093654B2 (en) * | 2004-07-22 | 2006-08-22 | Intelliserv, Inc. | Downhole component with a pressure equalization passageway |
US7201240B2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-04-10 | Intelliserv, Inc. | Biased insert for installing data transmission components in downhole drilling pipe |
US7274304B2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-09-25 | Intelliserv, Inc. | System for loading executable code into volatile memory in a downhole tool |
US7303029B2 (en) * | 2004-09-28 | 2007-12-04 | Intelliserv, Inc. | Filter for a drill string |
US7165633B2 (en) * | 2004-09-28 | 2007-01-23 | Intelliserv, Inc. | Drilling fluid filter |
US7135933B2 (en) * | 2004-09-29 | 2006-11-14 | Intelliserv, Inc. | System for adjusting frequency of electrical output pulses derived from an oscillator |
US8033328B2 (en) * | 2004-11-05 | 2011-10-11 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole electric power generator |
US7156676B2 (en) * | 2004-11-10 | 2007-01-02 | Hydril Company Lp | Electrical contractors embedded in threaded connections |
US7548068B2 (en) * | 2004-11-30 | 2009-06-16 | Intelliserv International Holding, Ltd. | System for testing properties of a network |
GB0426594D0 (en) * | 2004-12-03 | 2005-01-05 | Expro North Sea Ltd | Downhole communication |
US7298287B2 (en) * | 2005-02-04 | 2007-11-20 | Intelliserv, Inc. | Transmitting data through a downhole environment |
US7132904B2 (en) * | 2005-02-17 | 2006-11-07 | Intelliserv, Inc. | Apparatus for reducing noise |
GB2424432B (en) | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
US7489134B2 (en) * | 2005-03-10 | 2009-02-10 | Arcady Reiderman | Magnetic sensing assembly for measuring time varying magnetic fields of geological formations |
US7212040B2 (en) * | 2005-05-16 | 2007-05-01 | Intelliserv, Inc. | Stabilization of state-holding circuits at high temperatures |
US20060256718A1 (en) * | 2005-05-16 | 2006-11-16 | Hall David R | Apparatus for Regulating Bandwidth |
US7504963B2 (en) | 2005-05-21 | 2009-03-17 | Hall David R | System and method for providing electrical power downhole |
US7535377B2 (en) | 2005-05-21 | 2009-05-19 | Hall David R | Wired tool string component |
US8264369B2 (en) | 2005-05-21 | 2012-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent electrical power distribution system |
US7382273B2 (en) * | 2005-05-21 | 2008-06-03 | Hall David R | Wired tool string component |
US7268697B2 (en) * | 2005-07-20 | 2007-09-11 | Intelliserv, Inc. | Laterally translatable data transmission apparatus |
US8826972B2 (en) * | 2005-07-28 | 2014-09-09 | Intelliserv, Llc | Platform for electrically coupling a component to a downhole transmission line |
US20070023185A1 (en) * | 2005-07-28 | 2007-02-01 | Hall David R | Downhole Tool with Integrated Circuit |
US7275594B2 (en) * | 2005-07-29 | 2007-10-02 | Intelliserv, Inc. | Stab guide |
US7299867B2 (en) * | 2005-09-12 | 2007-11-27 | Intelliserv, Inc. | Hanger mounted in the bore of a tubular component |
US7649474B1 (en) | 2005-11-16 | 2010-01-19 | The Charles Machine Works, Inc. | System for wireless communication along a drill string |
US8297375B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole turbine |
US8522897B2 (en) | 2005-11-21 | 2013-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
US8360174B2 (en) | 2006-03-23 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
US8267196B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Flow guide actuation |
US7571780B2 (en) | 2006-03-24 | 2009-08-11 | Hall David R | Jack element for a drill bit |
US7298286B2 (en) * | 2006-02-06 | 2007-11-20 | Hall David R | Apparatus for interfacing with a transmission path |
US7598886B2 (en) * | 2006-04-21 | 2009-10-06 | Hall David R | System and method for wirelessly communicating with a downhole drill string |
CA2544457C (en) | 2006-04-21 | 2009-07-07 | Mostar Directional Technologies Inc. | System and method for downhole telemetry |
US7336199B2 (en) * | 2006-04-28 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc | Inductive coupling system |
GB2451784B (en) | 2006-05-12 | 2011-06-01 | Weatherford Lamb | Stage cementing methods used in casing while drilling |
US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
US7595737B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shear coupled acoustic telemetry system |
US7557492B2 (en) | 2006-07-24 | 2009-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermal expansion matching for acoustic telemetry system |
US8459359B2 (en) * | 2007-04-20 | 2013-06-11 | Shell Oil Company | Treating nahcolite containing formations and saline zones |
US7934570B2 (en) * | 2007-06-12 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Data and/or PowerSwivel |
EP2350697B1 (en) | 2008-05-23 | 2021-06-30 | Baker Hughes Ventures & Growth LLC | Reliable downhole data transmission system |
US8810428B2 (en) * | 2008-09-02 | 2014-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical transmission between rotating and non-rotating members |
FR2936554B1 (fr) * | 2008-09-30 | 2010-10-29 | Vam Drilling France | Element de garniture de forage a instruments |
RU2513120C2 (ru) | 2009-01-02 | 2014-04-20 | МАРТИН САЙНТИФИК ЭлЭлСи | Надежная система передачи данных по проводному трубопроводу |
US8049506B2 (en) | 2009-02-26 | 2011-11-01 | Aquatic Company | Wired pipe with wireless joint transceiver |
US8028768B2 (en) * | 2009-03-17 | 2011-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | Displaceable plug in a tool string filter |
BE1022391B1 (fr) * | 2009-03-24 | 2016-03-21 | Tercel Ip Ltd | Dispositif comprenant un equipement de mesure de parametres d'une operation de forage ou de carottage et installation comprenant un tel dispositif |
US9175515B2 (en) * | 2010-12-23 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Wired mud motor components, methods of fabricating the same, and downhole motors incorporating the same |
US9309720B2 (en) * | 2012-11-09 | 2016-04-12 | Scientific Drilling International, Inc. | Double shaft drilling apparatus with hanger bearings |
US9810806B2 (en) | 2012-12-21 | 2017-11-07 | Baker Hughes Incorporated | Electronic frame for use with coupled conduit segments |
GB2527430B (en) * | 2012-12-21 | 2018-05-02 | Baker Hughes Inc | Electronic frame for use with coupled conduit segments |
US9598951B2 (en) * | 2013-05-08 | 2017-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Coupled electronic and power supply frames for use with borehole conduit connections |
CN103266885A (zh) * | 2013-05-15 | 2013-08-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 气体钻井随钻通讯中继短节 |
US20150061885A1 (en) * | 2013-08-28 | 2015-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe surface sub |
US9512682B2 (en) | 2013-11-22 | 2016-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe and method of manufacturing wired pipe |
US9920581B2 (en) | 2014-02-24 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Electromagnetic directional coupler wired pipe transmission device |
BR112017024767B1 (pt) | 2015-05-19 | 2023-04-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Sistemas de comunicação de fundo de poço e equipamento de comunicação de fundo de poço do mesmo |
WO2017007591A1 (en) | 2015-07-06 | 2017-01-12 | Martin Scientific, Llc | Dipole antennas for wired-pipe systems |
US10954781B2 (en) | 2016-01-27 | 2021-03-23 | Evolution Engineering Inc. | Multi-mode control of downhole tools |
US9797234B1 (en) | 2016-09-06 | 2017-10-24 | Baker Hughes Incorporated | Real time untorquing and over-torquing of drill string connections |
WO2019218053A1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-11-21 | Mccoy Global Inc. | Sensor on clamp device |
CN109057780B (zh) * | 2018-07-12 | 2024-04-05 | 东营市创元石油机械制造有限公司 | 石油钻井中带有线通讯的随钻电磁波测量系统 |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2379800A (en) * | 1941-09-11 | 1945-07-03 | Texas Co | Signal transmission system |
US2414719A (en) * | 1942-04-25 | 1947-01-21 | Stanolind Oil & Gas Co | Transmission system |
US2370818A (en) * | 1942-07-30 | 1945-03-06 | Stanolind Oil & Gas Co | Well measurement |
US3090031A (en) * | 1959-09-29 | 1963-05-14 | Texaco Inc | Signal transmission system |
US3186222A (en) * | 1960-07-28 | 1965-06-01 | Mccullough Tool Co | Well signaling system |
BE626380A (no) * | 1961-12-22 | |||
US3387606A (en) * | 1962-03-12 | 1968-06-11 | Robertshaw Controls Co | Inductive signal transfer device, useful for aviators' helmets |
US3209323A (en) * | 1962-10-02 | 1965-09-28 | Texaco Inc | Information retrieval system for logging while drilling |
US3332009A (en) * | 1963-11-04 | 1967-07-18 | United States Steel Corp | Apparatus for detecting the relative location of a member in a selected coordinate direction |
US3495209A (en) * | 1968-11-13 | 1970-02-10 | Marguerite Curtice | Underwater communications system |
DE2246424A1 (de) * | 1972-09-21 | 1974-04-04 | Siemens Ag | Einrichtung zur uebertragung von steuerbefehlen von einem feststehenden auf einen rotierenden teil von elektrischen maschinen |
US3905010A (en) * | 1973-10-16 | 1975-09-09 | Basic Sciences Inc | Well bottom hole status system |
JPS513548A (en) * | 1974-06-26 | 1976-01-13 | Mitsubishi Electric Corp | Shingodensosochi |
US4390975A (en) * | 1978-03-20 | 1983-06-28 | Nl Sperry-Sun, Inc. | Data transmission in a drill string |
GB1571677A (en) * | 1978-04-07 | 1980-07-16 | Shell Int Research | Pipe section for use in a borehole |
US4215426A (en) * | 1978-05-01 | 1980-07-29 | Frederick Klatt | Telemetry and power transmission for enclosed fluid systems |
US4468665A (en) * | 1981-01-30 | 1984-08-28 | Tele-Drill, Inc. | Downhole digital power amplifier for a measurements-while-drilling telemetry system |
US4403218A (en) * | 1981-08-19 | 1983-09-06 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Portable instrumentation telemetry device |
US4538248A (en) * | 1982-04-01 | 1985-08-27 | Mobil Oil Corporation | Recording system for a borehole logging tool |
US4605268A (en) * | 1982-11-08 | 1986-08-12 | Nl Industries, Inc. | Transformer cable connector |
DE3336717A1 (de) * | 1983-10-08 | 1985-04-25 | Dai Nippon Printing Co., Ltd., Tokio/Tokyo | Verfahren und vorrichtung zur kontaktlosen, elektromagnetischen hin- und rueckuebertragung von steuerbefehlen und daten |
-
1987
- 1987-01-08 US US07/001,286 patent/US4788544A/en not_active Expired - Fee Related
- 1987-09-11 CA CA000546675A patent/CA1255358A/en not_active Expired
-
1988
- 1988-01-06 DE DE8888630007T patent/DE3861322D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1988-01-06 NO NO880031A patent/NO880031L/no unknown
- 1988-01-06 EP EP88630007A patent/EP0274457B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-01-07 BR BR8800035A patent/BR8800035A/pt unknown
- 1988-01-08 JP JP63003030A patent/JPS63176589A/ja active Pending
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0274457A2 (en) | 1988-07-13 |
JPS63176589A (ja) | 1988-07-20 |
EP0274457A3 (en) | 1989-03-01 |
NO880031D0 (no) | 1988-01-06 |
US4788544A (en) | 1988-11-29 |
CA1255358A (en) | 1989-06-06 |
DE3861322D1 (de) | 1991-02-07 |
BR8800035A (pt) | 1988-08-02 |
EP0274457B1 (en) | 1991-01-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO880031L (no) | Anordning for dataoverfoering ved borebroenner. | |
US4914433A (en) | Conductor system for well bore data transmission | |
US4884071A (en) | Wellbore tool with hall effect coupling | |
US4845493A (en) | Well bore data transmission system with battery preserving switch | |
CA2476521C (en) | Electromagnetic mwd telemetry system incorporating a current sensing transformer | |
US7573397B2 (en) | System and method for downhole telemetry | |
CA2412388C (en) | Electromagnetic power and communication link particularly adapted for drill collar mounted sensor systems | |
CA2552514C (en) | Formation evaluation system and method | |
US6753791B2 (en) | Burst QAM downhole telemetry system | |
CA2540434C (en) | Well communication system | |
NO333729B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for telemetri langs en borestreng med nedihulls drivkjede | |
BRPI1002391A2 (pt) | sistema de instrumentaÇço de uso em poÇos, e mÉtodo para perfilagem de poÇos | |
US5959548A (en) | Electromagnetic signal pickup device | |
JP2009503308A (ja) | 測定及び掘削制御のための双方向の掘削ストリング遠隔測定システム | |
NO319695B1 (no) | Elektromagnetisk signalforsterkeranordning og fremgangsmate for a kommunisere informasjon mellom utstyr nedsenket i et bronnhull og utstyr pa overflaten | |
EA032746B1 (ru) | Оптимизация передачи скважинных данных с помощью наддолотных датчиков и узлов | |
US20090065254A1 (en) | Short Normal Electrical Measurement Using an Electromagnetic Transmitter | |
US20080204270A1 (en) | Measurement-while-drilling mud pulse telemetry reflection cancelation | |
GB2346509A (en) | Borehole communication system | |
CN109996929A (zh) | 用于在提取地层流体的井中进行无缆双向数据传输和稳定流体连续循环的管以及包括所述管中的至少一个管的管柱 | |
US10808524B2 (en) | System for cableless bidirectional data transmission in a well for the extraction of formation fluids | |
GB2402147A (en) | Communication method for use with drill collar mounted sensor systems |