RU152446U1 - BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL - Google Patents

BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL Download PDF

Info

Publication number
RU152446U1
RU152446U1 RU2014149325/03U RU2014149325U RU152446U1 RU 152446 U1 RU152446 U1 RU 152446U1 RU 2014149325/03 U RU2014149325/03 U RU 2014149325/03U RU 2014149325 U RU2014149325 U RU 2014149325U RU 152446 U1 RU152446 U1 RU 152446U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
modules
downhole
telemetry system
downhole telemetry
centralizers
Prior art date
Application number
RU2014149325/03U
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Павлович Семенищев
Михаил Валентинович Галкин
Андрей Анатольевич Лямзин
Александр Борисович Коркодинов
Алексей Анатольевич Возмищев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Орбита"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Орбита" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Орбита"
Priority to RU2014149325/03U priority Critical patent/RU152446U1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU152446U1 publication Critical patent/RU152446U1/en

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

1. Забойная телеметрическая система модульной конструкции с центраторами и двунаправленным гидравлическим каналом связи, содержащая скважинный прибор, инициатор импульсов давления в буровом растворе и наружный корпус, являющийся одновременно бурильной трубой, отличающаяся тем, что центраторы скважинного прибора имеют резинометаллическую конструкцию на каждом модуле, причём все модули связаны между собой с помощью быстроразъёмных герметичных электрических соединений, а инициатор импульсов давления снабжён встроенным датчиком определения циркуляции бурового раствора, выполнен на основе роторного клапана возвратно-поворотного типа, размещённого в коротком циркуляционном переводнике, и подсоединён к скважинному прибору с помощью кабеля, размещённого в герметичном корпусе с многоконтактным разъёмом.2. Забойная телеметрическая система по п. 1, отличающаяся тем, что все модули используют электронный протокол обмена информацией CAN.3. Забойная телеметрическая система по п. 1, отличающаяся тем, что модули, из которых состоит скважинный прибор, могут быть разных типов - как измерительными, так и модулями автономного электрического питания.4. Забойная телеметрическая система по пп. 1 и 3, отличающаяся тем, что состав и количество измерительных модулей и модулей автономного электрического питания можно изменять перед спуском в скважину в зависимости от текущих требований к процессу бурения.5. Забойная телеметрическая система по п. 1, отличающаяся тем, что наружный корпус, циркуляционный переводник и резинометаллические центраторы могут быть выполнены под любой диаметр бурового инструмента.1. Downhole telemetry system of modular design with centralizers and a bi-directional hydraulic communication channel, comprising a downhole tool, an initiator of pressure pulses in the drilling fluid and an outer casing, which is also a drill pipe, characterized in that the downhole tool centralizers have a rubber-metal construction on each module, and all the modules are interconnected using quick disconnect sealed electrical connections, and the pressure pulse initiator is equipped with an integrated sensor ELENITE mud circulation is made on the basis of a rotary valve reciprocating rotary type, placed in a short circulating sub, and connected to the downhole device with a cable, housed in a sealed enclosure with multipin razomom.2. The downhole telemetry system according to claim 1, characterized in that all the modules use the CAN electronic communication protocol. 3. The downhole telemetry system according to claim 1, characterized in that the modules that make up the downhole tool can be of different types - both measuring and self-contained electrical power supply modules. 4. Downhole telemetry system according to paragraphs. 1 and 3, characterized in that the composition and number of measuring modules and modules of autonomous electric power can be changed before launching into the well, depending on the current requirements for the drilling process. 5. The downhole telemetry system according to claim 1, characterized in that the outer casing, the circulation sub and the rubber-metal centralizers can be made for any diameter of the drilling tool.

Description

Настоящая полезная модель относится к устройствам для исследования скважин во время бурения, передающим сигналы на поверхность посредством положительных импульсов давления бурового раствора.This utility model relates to devices for researching wells while drilling, transmitting signals to the surface through positive pressure pulses of the drilling fluid.

Из существующего уровня техники известна забойная телеметрическая система с гидравлическим каналом связи, содержащая корпус скважинного прибора с диафрагмой, перекрывающей проходное сечение колонны бурильных труб, рабочий клапан, имеющий сквозное отверстие и состоящий из штока, клапана и поршня, выполненных совместно, и управляющий клапан (RU 16523 U1, Е21В 47/12, приоритет 04.10.2000 опубл. 10.01.01 г.). Недостатками известной системы являются следующее:From the existing level of technology, a downhole telemetry system with a hydraulic communication channel is known, comprising a downhole tool body with a diaphragm overlapping the bore of the drill pipe string, a service valve having a through hole and consisting of a stem, valve and piston made together, and a control valve (RU 16523 U1, Е21В 47/12, priority 04.10.2000 publ. 01.10.01). The disadvantages of the known system are the following:

1. Не содержит встроенного датчика определения циркуляции бурового раствора и, следовательно, не может принимать команды, пришедшие с поверхности по гидравлическому каналу связи.1. Does not contain a built-in sensor for determining the circulation of the drilling fluid and, therefore, cannot accept commands that have come from the surface via a hydraulic communication channel.

2. Не имеет модульной конструкции скважинного прибора, что усложняет и замедляет процесс подготовки забойной телеметрической системы к бурению.2. Does not have a modular design of the downhole tool, which complicates and slows down the process of preparing the downhole telemetry system for drilling.

3. Имеет рабочий клапан типа «шток-седло», который подвержен повышенному абразивному износу и засорению посторонними включениями в буровом растворе.3. It has a working valve of the "stem-seat" type, which is subject to increased abrasive wear and clogging by foreign inclusions in the drilling fluid.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является забойная телеметрическая система модульной конструкции, содержащая наружный корпус, измерительный модуль, модуль электропитания и передающий модуль, формирующий импульсы давления промывочной жидкости для передачи информации по гидравлическому каналу связи, в которой все модули зацентрированы в наружном корпусе. (RU 16759U1, Е21В 47/12, опубл. 10.02.2001 г).The closest in technical essence and the achieved result to the proposed technical solution is a downhole telemetry system of modular design, comprising an outer casing, a measuring module, a power supply module and a transmitting module that generates pressure pulses of the washing fluid for transmitting information through the hydraulic communication channel in which all the modules are centered in the outer casing. (RU 16759U1, Е21В 47/12, published on 02/10/2001).

Недостатками системы - прототипа являются следующее:The disadvantages of the prototype system are as follows:

1. Не содержит встроенного датчика определения циркуляции бурового раствора и, следовательно, не может принимать команды, пришедшие с поверхности по гидравлическому каналу связи, и не может переходить в режим пониженного энергопотребления при отсутствии циркуляции бурового раствора.1. Does not contain a built-in sensor for determining the circulation of the drilling fluid and, therefore, cannot accept commands that have come from the surface via the hydraulic communication channel, and cannot switch to low power mode in the absence of circulation of the drilling fluid.

2. Содержит центраторы, которые не предназначены для снижения уровня вибрационного воздействия на забойную телеметрическую систему.2. Contains centralizers that are not designed to reduce the level of vibration exposure to the downhole telemetry system.

3. Не имеет короткого по сравнению с бурильной трубой циркуляционного переводника, что замедляет процесс подготовки забойной телеметрической системы к бурению.3. It does not have a short circulation sub in comparison with the drill pipe, which slows down the process of preparing the downhole telemetry system for drilling.

4. Не использует электронный протокол обмена информацией CAN для передачи информации между модулями, а, следовательно, сильнее подвержена отказу электрической части под воздействием механических и тепловых нагрузок.4. It does not use the electronic CAN information exchange protocol to transfer information between modules, and, therefore, is more susceptible to failure of the electrical part under the influence of mechanical and thermal loads.

5. Имеет рабочий клапан типа «шток-седло», который подвержен повышенному абразивному износу и засорению посторонними включениями в буровом растворе.5. Has a working valve of the "stem-seat" type, which is subject to increased abrasive wear and clogging by foreign inclusions in the drilling fluid.

6. В составе наружного корпуса содержит электрический разделитель, который затрудняет использование забойной телеметрической телесистемы совместно с буровым инструментом широкой номенклатуры диаметров.6. The outer casing contains an electrical splitter, which makes it difficult to use a downhole telemetry telemetry system in conjunction with a wide range of drilling tools with diameters.

Задачей, на решение которой направлена заявляемая полезная модель, является разработка простой и надежной забойной телеметрической системы модульной конструкции, устраняющей недостатки прототипа.The task to which the claimed utility model is directed is to develop a simple and reliable downhole telemetry system with a modular design that eliminates the disadvantages of the prototype.

Данная задача решается с помощью признаков указанных в 1-м пункте формулы полезной модели, общих с прототипом, таких как забойная телеметрическая система модульной конструкции с центраторами и двунаправленным гидравлическим каналом связи, содержащая скважинный прибор, инициатор импульсов давления в буровом растворе и наружный корпус, являющийся одновременно бурильной трубой, и отличительных, существенных признаков таких как центраторы скважинного прибора имеют резинометаллическую конструкцию на каждом модуле, причем все модули связаны между собой с помощью быстроразъемных герметичных электрических соединений, а инициатор импульсов давления снабжен встроенным датчиком определения циркуляции бурового раствора, выполнен на основе роторного клапана возвратно-поворотного типа, размещенного в коротком циркуляционном переводнике, и подсоединен к скважинному прибору с помощью кабеля, размещенного в герметичном корпусе с многоконтактным разъемом.This problem is solved using the features specified in paragraph 1 of the utility model formula common with the prototype, such as a downhole telemetry system of modular design with centralizers and a bi-directional hydraulic communication channel, containing a downhole tool, an initiator of pressure pulses in the drilling fluid and an outer casing, which simultaneously with a drill pipe, and distinctive, essential features such as downhole tool centralizers have a rubber-metal construction on each module, and all communication modules They are interconnected using quick-disconnect tight electrical connections, and the pressure pulse initiator is equipped with a built-in mud circulation detection sensor, is made on the basis of a rotary check valve located in a short circulation sub, and connected to the downhole tool using a cable placed in a tight multi-pin housing.

Согласно п. 2 формулы полезной модели все модули забойной телеметрической системы используют электронный протокол обмена информацией CAN.According to paragraph 2 of the utility model formula, all the modules of the downhole telemetry system use the CAN electronic communication protocol.

Согласно п. 3 формулы полезной модели модули, из которых состоит скважинный прибор, могут быть разных типов - как измерительными, так и модулями автономного электрического питания.According to paragraph 3 of the utility model formula, the modules that make up the downhole tool can be of various types - both measuring and autonomous electrical power modules.

Согласно п. 4 формулы полезной модели состав и количество измерительных модулей и модулей автономного электрического питания можно изменять перед спуском в скважину в зависимости от текущих требований к процессу бурения.According to paragraph 4 of the utility model formula, the composition and number of measuring modules and modules of autonomous electric power can be changed before going into the well, depending on the current requirements for the drilling process.

Согласно п. 5 формулы полезной модели наружный корпус, циркуляционный переводник и резинометаллические центраторы могут быть выполнены под любой диаметр бурового инструмента.According to paragraph 5 of the utility model formula, the outer casing, the circulation sub, and the rubber-metal centralizers can be made for any diameter of the drilling tool.

Техническими результатами, обеспечиваемыми выше приведенной совокупностью признаков, являются:The technical results provided by the above set of features are:

1. Возможность передачи команд на забойную телеметрическую систему с поверхности по гидравлическому каналу связи и уменьшение энергопотребления забойной телеметрической системы, а, следовательно, и увеличенное время ее работы на забое скважины благодаря наличию встроенного датчика определения циркуляции бурового раствора.1. The ability to transmit commands to the downhole telemetry system from the surface through the hydraulic communication channel and reduce the energy consumption of the downhole telemetry system, and, consequently, the increased time of its operation at the bottom of the well due to the presence of an integrated sensor for determining the circulation of the drilling fluid.

2. Снижение уровня вибрационного воздействия на забойную телеметрическую систему благодаря наличию резинометаллических центраторов.2. Reducing the level of vibration exposure to the downhole telemetry system due to the presence of rubber-metal centralizers.

3. Ускорение процесса подготовки забойной телеметрической системы к бурению благодаря использованию быстроразъемных герметичных электрических соединений между модулями скважинного прибора забойной телеметрической системы и благодаря использованию короткого по сравнению с бурильной трубой циркуляционного переводника.3. Acceleration of the process of preparing the downhole telemetric system for drilling due to the use of quick-disconnect tight electrical connections between the modules of the downhole tool of the downhole telemetry system and due to the use of a short circulation sub in comparison with the drill pipe.

4. Повышение электрической отказоустойчивости забойной телеметрической системы благодаря использованию электронного протокола обмена информацией CAN между модулями скважинного прибора забойной телеметрической системы.4. Improving the electrical fault tolerance of the downhole telemetry system by using the electronic CAN information exchange protocol between the modules of the downhole tool of the downhole telemetry system.

5. Повышение механической отказоустойчивости забойной телеметрической системы благодаря использованию роторного клапана возвратно-поворотного типа, стойкого к абразивному износу и загрязнению посторонними включениями в буровом растворе.5. Improving the mechanical fault tolerance of the downhole telemetry system due to the use of a rotary valve of the rotary type, which is resistant to abrasion and contamination by foreign inclusions in the drilling fluid.

6. Расширение номенклатуры бурового инструмента, с которым забойная телеметрическая система может работать, благодаря использованию наружных корпусов и циркуляционных переводников с разными наружными диаметрами и резинометаллических центраторов с разной высотой.6. Expansion of the range of drilling tools with which the downhole telemetry system can work, thanks to the use of external casings and circulation sub with different external diameters and rubber-metal centralizers with different heights.

Настоящая полезная модель поясняется фиг. 1, на которой изображена забойная телеметрическая система в снаряженном (собранном) состоянии.The present utility model is illustrated in FIG. 1, which depicts a downhole telemetry system in an equipped (assembled) state.

Забойная телеметрическая система 1 с двунаправленным гидравлическим каналом связи содержит скважинный прибор 3, инициатор 4 импульсов давления в буровом растворе, циркуляционный переводник 9 и наружный корпус 5. Скважинный прибор состоит из измерительных модулей и модулей автономного электрического питания с резинометаллическими центраторами 2 на каждом модуле. Модули скважинного прибора связаны друг с другом с помощью быстроразъемных герметичных электрических соединений 6, а инициатор импульсов давления имеет встроенный датчик определения циркуляции бурового раствора 7, выполнен на основе роторного клапана 8 возвратно-поворотного типа(может быть выполнен, например как http://www.aps-tech.com/tds/APS-Rotary_Pulser.pdf) и соединен со скважинным прибором посредством кабеля 10 с многоконтактным разъемом 12, находящегося в герметичном корпусе 11.The downhole telemetry system 1 with a bi-directional hydraulic communication channel contains a downhole tool 3, an initiator of 4 pressure pulses in the drilling fluid, a circulation sub 9 and an outer casing 5. The downhole tool consists of measuring modules and self-contained electrical power modules with rubber-metal centralizers 2 on each module. The modules of the downhole tool are connected to each other using quick-disconnect sealed electrical connections 6, and the pressure pulse initiator has a built-in sensor for determining the circulation of the drilling fluid 7, made on the basis of a rotary valve 8 of a reciprocating type (can be performed, for example, as http: // www .aps-tech.com / tds / APS-Rotary_Pulser.pdf) and connected to the downhole tool via cable 10 with multi-pin connector 12 located in the sealed enclosure 11.

Забойная телеметрическая система 1 с двунаправленным гидравлическим каналом связи работает следующим образом. Перед началом бурения на поверхности из отдельных модулей благодаря наличию у них быстроразъемных герметичных электрических соединений 6 собирается скважинный прибор 3 забойной телеметрической системы, который затем подсоединяется к инициатору импульсов давления 4 с помощью кабеля 10 в герметичном корпусе 11. Одновременно на устье скважины собирается компоновка низа бурильной колонны. К вершине компоновки привинчивается наружный корпус 5 забойной телеметрической системы с циркуляционным переводником 9. С помощью лебедки скважинный прибор 3 в сборе с инициатором импульсов давления 4 поднимается на буровую вышку (на чертеже не показаны), а затем опускается в наружный корпус 5 и крепится в циркуляционном переводнике 9. К вершине циркуляционного переводника привинчивается первая бурильная труба, и телеметрическая система 1 опускается на забой скважины постепенным наращиванием количества бурильных труб. Внутрь бурильных труб, а, следовательно, и циркуляционного переводника 9 и наружного корпуса 5 забойной телеметрической системы подается непрерывный поток бурового раствора. Забойная телеметрическая система 1 определяет появление циркуляции бурового раствора с помощью встроенного датчика циркуляции 7 и задействует роторный клапан возвратно-поворотного типа 8 инициатора импульсов давления 4. Ротор клапана, вращаясь, по определенному алгоритму открывает и закрывает отверстия для протока бурового раствора, тем самым приводя к возникновению пульсаций давления бурового раствора над клапаном 8. Благодаря неразрывности потока бурового раствора пульсации давления распространяются до устья скважины, где и могут быть приняты и декодированы. В последовательности пульсаций давления бурового раствора закодирована информация о забое скважины, как то направление, зенитный угол, состав окружающих горных пород и т.п., полученная одним или несколькими измерительными модулями скважинного прибора 3 забойной телеметрической системы 1 и переданная инициатору импульсов давления 4 с помощью электронного протокола обмена информацией CAN(http://www.boschsemiconductors.de/media/pdf_1/canliteratur/can2spec.pdf).Downhole telemetry system 1 with a bi-directional hydraulic communication channel operates as follows. Before drilling on the surface from individual modules, due to the presence of quick disconnect tight electrical connections 6, the downhole tool 3 of the downhole telemetry system is assembled, which is then connected to the pressure pulse initiator 4 using cable 10 in a sealed housing 11. At the same time, the bottom of the drill assembly is assembled at the wellhead the columns. The outer case 5 of the downhole telemetry system with a circulation sub 9 is screwed to the top of the assembly. Using a winch, the downhole tool 3, assembled with a pressure pulse initiator 4, is lifted onto the drill rig (not shown in the drawing), and then lowered into the outer case 5 and mounted in the circulation sub 9. The first drill pipe is screwed to the top of the circulation sub, and the telemetry system 1 is lowered to the bottom of the well by gradually increasing the number of drill pipes. Inside the drill pipe, and, consequently, the circulation sub 9 and the outer housing 5 of the downhole telemetry system, a continuous flow of drilling fluid is supplied. The downhole telemetry system 1 detects the appearance of drilling fluid circulation using the built-in circulation sensor 7 and activates a rotary valve type 8 of the pressure pulses initiator 4. The rotor of the valve, rotating, by a certain algorithm, opens and closes the holes for the mud flow, thereby leading to the occurrence of pressure pulsations of the drilling fluid above the valve 8. Due to the continuity of the flow of the drilling fluid, pressure pulsations propagate to the wellhead, where they can Be received and decoded. In the sequence of pressure pulsations of the drilling fluid, information about the bottom of the well is encoded, such as direction, zenith angle, composition of surrounding rocks, etc., obtained by one or more measuring modules of the downhole tool 3 of the downhole telemetry system 1 and transmitted to the pressure pulse initiator 4 using CAN electronic communication protocol (http://www.boschsemiconductors.de/media/pdf_1/canliteratur/can2spec.pdf).

Энергию для работы инициатора импульсов давления 4 и измерительных модулей забойная телеметрическая система 1 получает от модулей автономного электрического питания. При технологических операциях на устье скважины, как то наращивание колонны бурильных труб, проработка пробуренного интервала скважины и т.п.производится прекращение циркуляции бурового раствора. Самостоятельно определив прекращение циркуляции, забойная телеметрическая система 1 переходит в режим пониженного потребления энергии от модулей автономного электрического питания. Во время бурения колонна бурильных труб подвержена сильным ударным и вибрационным нагрузкам, но благодаря тому, что скважинный прибор 3 соприкасается с наружным корпусом 5 через амортизирующие резинометаллические центраторы 2, измерительные модули и модули автономного электрического питания функционируют без сбоев. Благодаря датчику определения циркуляции 7, забойная телеметрическая система 1 может принимать команды, пришедшие с устья скважины и закодированные последовательностью включений/выключений циркуляции бурового раствора.The downhole telemetry system 1 receives energy for the operation of the pressure pulse initiator 4 and the measurement modules from the independent electric power supply modules. During technological operations at the wellhead, such as the extension of the drill pipe string, development of the drilled interval of the well, etc., the circulation of the drilling fluid is stopped. Having independently determined the cessation of circulation, the downhole telemetry system 1 switches to a mode of reduced energy consumption from the modules of autonomous electric power. During drilling, the drill string is subject to strong shock and vibration loads, but due to the fact that the downhole tool 3 is in contact with the outer casing 5 through shock-absorbing rubber-metal centralizers 2, the measuring modules and self-contained electric power modules function without failures. Thanks to the circulation detection sensor 7, the downhole telemetry system 1 can receive commands coming from the wellhead and encoded by a sequence of on / off mud circulation.

Хотя настоящая полезная модель описана посредством примеров ее выполнения и чертежом, объем данной полезной модели не ограничивается этими примерами, но определяется лишь формулой полезной модели с учетом возможных эквивалентов.Although the present utility model is described through examples of its implementation and the drawing, the scope of this utility model is not limited to these examples, but is determined only by the formula of the utility model, taking into account possible equivalents.

Claims (5)

1. Забойная телеметрическая система модульной конструкции с центраторами и двунаправленным гидравлическим каналом связи, содержащая скважинный прибор, инициатор импульсов давления в буровом растворе и наружный корпус, являющийся одновременно бурильной трубой, отличающаяся тем, что центраторы скважинного прибора имеют резинометаллическую конструкцию на каждом модуле, причём все модули связаны между собой с помощью быстроразъёмных герметичных электрических соединений, а инициатор импульсов давления снабжён встроенным датчиком определения циркуляции бурового раствора, выполнен на основе роторного клапана возвратно-поворотного типа, размещённого в коротком циркуляционном переводнике, и подсоединён к скважинному прибору с помощью кабеля, размещённого в герметичном корпусе с многоконтактным разъёмом.1. Downhole telemetry system of modular design with centralizers and a bi-directional hydraulic communication channel, comprising a downhole tool, an initiator of pressure pulses in the drilling fluid and an outer casing, which is also a drill pipe, characterized in that the downhole tool centralizers have a rubber-metal construction on each module, and all the modules are interconnected using quick disconnect sealed electrical connections, and the pressure pulse initiator is equipped with an integrated sensor ELENITE mud circulation is made on the basis of a rotary valve reciprocating rotary type, placed in a short circulating sub, and connected to the downhole device with a cable, housed in a sealed enclosure with multipin connector. 2. Забойная телеметрическая система по п. 1, отличающаяся тем, что все модули используют электронный протокол обмена информацией CAN.2. The downhole telemetry system according to claim 1, characterized in that all the modules use the CAN electronic communication protocol. 3. Забойная телеметрическая система по п. 1, отличающаяся тем, что модули, из которых состоит скважинный прибор, могут быть разных типов - как измерительными, так и модулями автономного электрического питания.3. Downhole telemetry system according to claim 1, characterized in that the modules that make up the downhole tool can be of different types - both measuring and self-contained electrical power modules. 4. Забойная телеметрическая система по пп. 1 и 3, отличающаяся тем, что состав и количество измерительных модулей и модулей автономного электрического питания можно изменять перед спуском в скважину в зависимости от текущих требований к процессу бурения.4. Downhole telemetry system according to paragraphs. 1 and 3, characterized in that the composition and number of measuring modules and modules of autonomous electrical power can be changed before launching into the well, depending on the current requirements for the drilling process. 5. Забойная телеметрическая система по п. 1, отличающаяся тем, что наружный корпус, циркуляционный переводник и резинометаллические центраторы могут быть выполнены под любой диаметр бурового инструмента.
Figure 00000001
5. Downhole telemetry system according to claim 1, characterized in that the outer casing, circulation sub and rubber-metal centralizers can be made for any diameter of the drilling tool.
Figure 00000001
RU2014149325/03U 2014-12-08 2014-12-08 BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL RU152446U1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014149325/03U RU152446U1 (en) 2014-12-08 2014-12-08 BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014149325/03U RU152446U1 (en) 2014-12-08 2014-12-08 BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU152446U1 true RU152446U1 (en) 2015-05-27

Family

ID=53297809

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014149325/03U RU152446U1 (en) 2014-12-08 2014-12-08 BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU152446U1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU170989U1 (en) * 2016-01-22 2017-05-17 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" DEVICE FOR MEASURING GEOPHYSICAL ROCK PARAMETERS DURING DRILLING

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU170989U1 (en) * 2016-01-22 2017-05-17 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" DEVICE FOR MEASURING GEOPHYSICAL ROCK PARAMETERS DURING DRILLING

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20090045974A1 (en) Short Hop Wireless Telemetry for Completion Systems
NO325157B1 (en) Device for downhole control of well tools in a production well
US9103204B2 (en) Remote communication with subsea running tools via blowout preventer
US20090080291A1 (en) Downhole gauge telemetry system and method for a multilateral well
CA2707923C (en) Remote-controlled gravel pack crossover tool utilizing wired drillpipe communication and telemetry
RU2622574C2 (en) Downhole drilling motor and method of use
CN104763333B (en) A kind of well system and boring method based on subsea pump pressure control
CN106089186B (en) Segmented water injection well mouth and well bottom signal wireless transmitting and receiving device and wireless transmission method
CN104727810B (en) With bore TT＆C system downgoing communication device and its under pass the means of communication
NO20050729L (en) Underwater chemical injection unit for additive injection and monitoring system for oilfield operations
CN207144931U (en) A kind of presser sensor stratum controlled pressure drilling monitoring system
CN105144568A (en) Downhole power generation system
CN104278986B (en) Bottomhole pressure monitoring while drilling device with pulse generator
AU2013222158A1 (en) Mud pulse telemetry mechanism using power generation turbines
RU2587205C2 (en) Piston pulling system used in underground wells
RU2613222C2 (en) Method and device for data transfer from well
CN103790576A (en) MWD wireless pressure sensor transmission device for petroleum drilling well
CN105525907B (en) It is programmable to automatically control downgoing communication system and downlink signal transmission
HRP20230289T1 (en) Monitoring well installations
RU152446U1 (en) BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL
CN202850902U (en) Underground turbine generator closed loop controlling system
RU2509210C1 (en) Measurements while drilling
CN109267962A (en) A kind of motor driven compression rubber downhole blow-out preventer
CN202866799U (en) Measurement while drilling (MWD) wireless pressure sensor transmission set for petroleum drilling
RU2646287C1 (en) Telemetry system of wellbore monitoring

Legal Events

Date Code Title Description
MM9K Utility model has become invalid (non-payment of fees)

Effective date: 20201209