RU2044878C1 - Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft - Google Patents
Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft Download PDFInfo
- Publication number
- RU2044878C1 RU2044878C1 RU93017238A RU93017238A RU2044878C1 RU 2044878 C1 RU2044878 C1 RU 2044878C1 RU 93017238 A RU93017238 A RU 93017238A RU 93017238 A RU93017238 A RU 93017238A RU 2044878 C1 RU2044878 C1 RU 2044878C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- downhole
- unit
- block
- information
- frequency
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технической акустике и может быть использовано для получения забойной информации по беспроводному каналу связи и обработки ее наземной аппаратурой. The invention relates to technical acoustics and can be used to obtain downhole information on a wireless communication channel and process it with ground-based equipment.
Известна телеметрическая система, используемая при бурении скважин, с проводным каналом связи [1]
Недостатком известной телеметрической системы является низкая помехоустойчивость и точность передачи информации.Known telemetry system used when drilling wells with a wired communication channel [1]
A disadvantage of the known telemetry system is low noise immunity and accuracy of information transfer.
Наиболее близкой к предлагаемой является телеметрическая система контроля забойных параметров процесса бурения скважин, содержащая забойные датчики информационных сигналов, забойные модуляторы, забойный излучатель, бурильную колонну, приемник, усилитель, демодулятор, блок регистрации и отображения информации. Closest to the proposed one is a telemetric system for monitoring downhole parameters of a drilling process containing downhole information signal sensors, downhole modulators, downhole emitter, drill string, receiver, amplifier, demodulator, information recording and display unit.
Недостатком известной телеметрической системы контроля забойных параметров является низкая помехоустойчивость и точность передачи информации из-за отсутствия кодового информационного сигнала при формировании измеряемого параметра и преобразования ее наземной измерительной аппаратурой. A disadvantage of the known telemetric system for monitoring downhole parameters is the low noise immunity and accuracy of information transfer due to the lack of a code information signal during the formation of the measured parameter and its conversion by ground measuring equipment.
Целью изобретения является повышение помехоустойчивости и точности передачи забойной информации путем введения кода при формировании информации в процессе измерения технологического параметра и извлечения ее из спектра шума наземной измерительной аппаратурой. The aim of the invention is to increase the noise immunity and accuracy of the transmission of downhole information by entering a code when generating information in the process of measuring a technological parameter and extracting it from the noise spectrum by ground-based measuring equipment.
Цель достигается тем, что система снабжена последовательно соединенными блоками декодирования, сравнения трех сигналов, расположенных между усилителем и блоком регистрации и отображения информации, блок декодирования выполнен в виде трех каналов, каждый из которых состоит из полосового фильтра, детектора, логического элемента И-НЕ, блока вычисления длительности импульса τ и периода их следования Т, блока проверки на скважность c T/τ кроме того забойный датчик информационных сигналов выполнен в виде резонансного глушителя, а забойный модулятор выполнен в виде трубы с продольным сквозным пазом, расположенным внутри кодовой перфорированной трубы, причем забойный излучатель выполнен в виде турбинных лопаток турбобура. The goal is achieved in that the system is equipped with sequentially connected decoding units, comparing three signals located between the amplifier and the information recording and display unit, the decoding unit is made in the form of three channels, each of which consists of a band-pass filter, detector, AND-NOT logic element, the unit for calculating the pulse duration τ and their repetition period T, the unit for checking the duty cycle with T / τ; in addition, the downhole sensor of information signals is made in the form of a resonant silencer, and the downhole ulyator formed as a tube with a longitudinal through slot, disposed within the perforated tube of the code, wherein the downhole transducer is in the form of turbine blades turbodrill.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявленное устройство дополнительно снабжено блоком декодирования и блоком сравнения трех сигналов. Comparative analysis with the prototype shows that the claimed device is additionally equipped with a decoding unit and a unit for comparing three signals.
Таким образом предлагаемое изобретение соответствует критерию "Новизна". Thus, the invention meets the criterion of "Novelty."
Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями показывает, что телеметрическая система для контроля числа оборотов вала турбобура известна. Однако при введении новых элементов в систему, в частности кодовой перфорированной трубы, настроенной на три частоты поглощения звука, позволяет при вращении модулятора одновременно кодировать в спектре шума, генерируемого турбинными лопатками турбобура, три информационных сигнала об одном и том же технологическом параметре, повышая помехоустойчивость и точность передачи информации. Comparison of the claimed solution with other technical solutions shows that a telemetry system for controlling the number of revolutions of the turbo-drill shaft is known. However, when introducing new elements into the system, in particular, a code perforated pipe tuned to three sound absorption frequencies, when rotating the modulator, it is possible to simultaneously encode three information signals about the same technological parameter in the noise spectrum generated by turbo-blades of a turbo-drill, increasing noise immunity and accuracy of information transfer.
В наземной части аппаратуры новые элементы позволяют, в частности блок вычисления длительности импульса τ и периода их следования Т, с последующим сравнением трех сигналов осуществлять жесткий контроль за технологическим параметром в случае зашумленности одного или двух сигналов одновременно при прохождении информации по каналу связи. In the ground part of the equipment, new elements allow, in particular, a unit for calculating the pulse duration τ and their repetition period T, with subsequent comparison of three signals, to tightly control the technological parameter in case of noisiness of one or two signals at the same time when information passes through the communication channel.
Таким образом предлагаемое изобретение соответствует критерию "Изобретательский уровень". Thus, the present invention meets the criterion of "Inventive step".
Предложенное решение может быть неоднократно использовано на любых буровых установках до полного износа механической части и элементной базы наземного прибора при турбинном бурении нефтяных и газовых скважин. The proposed solution can be repeatedly used in any drilling rigs until the mechanical part and the elemental base of the ground device are completely worn out during turbine drilling of oil and gas wells.
Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию "Промышленная применимость". Thus, the present invention meets the criterion of "Industrial applicability".
На фиг.1 изображена структурная схема телеметрической системы для контроля числа оборотов вала турбобура; на фиг.2 забойный датчик резонансный глушитель и забойный модулятор труба с продольным сквозным пазом; на фиг.3 спектрограммы и осциллограммы информационного сигнала. Figure 1 shows a structural diagram of a telemetry system for controlling the number of revolutions of a shaft of a turbodrill; figure 2 downhole sensor resonant silencer and downhole modulator pipe with a longitudinal through groove; figure 3 spectrograms and oscillograms of the information signal.
Структурная схема телеметрической системы содержит: 1 забойный излучатель; 2 забойный датчик; 3 забойный модулятор; 4 бурильную колонну; 5 приемник; 6 усилитель; 7 блок декодирования; 8 блок сравнения трех сигналов; 9 блок регистрации и отображения информации; 10.1 полосовой фильтр, настроенный на частоту f1; 10.2 полосовой фильтр, настроенный на частоту f2; 10.3 полосовой фильтр, настроенный на частоту f3; 11.1-11.3 детекторы; 12.1-12.3 логические элементы И-НЕ; 13.1 блок вычисления длительности импульса τ1 и периода их следования Т1 на частоте f1; 13.2 блок вычисления длительности импульса τ2 и периода их следования Т2 на частоте f2; 13.3 блок вычисления длительности импульса τ3 и периода их следования Т3 на частоте f3; 14.1 блок проверки на скважность c1 T1/τ1 для частоты f1; 14.2 блок проверки на скважность c2 T2/τ2 для частоты f2; 14.3 блок проверки на скважность c3 T3/τ3 для частоты f3.The structural diagram of the telemetry system contains: 1 downhole emitter; 2 downhole sensor; 3 downhole modulator; 4 drill string; 5 receiver; 6 amplifier; 7 decoding unit; 8 block comparing three signals; 9 block registration and display information; 10.1 bandpass filter tuned to frequency f 1 ; 10.2 bandpass filter tuned to frequency f 2 ; 10.3 bandpass filter tuned to frequency f 3 ; 11.1-11.3 detectors; 12.1-12.3 logical elements AND NOT; 13.1 unit for calculating the pulse duration τ 1 and the period of their repetition T 1 at a frequency f 1 ; 13.2 unit for calculating the pulse duration τ 2 and the period of their repetition T 2 at a frequency f 2 ; 13.3 unit for calculating the pulse duration τ 3 and the period of their repetition T 3 at a frequency f 3 ; 14.1 block duty cycle test c 1 T 1 / τ 1 for frequency f 1 ; 14.2 block test for duty cycle c 2 T 2 / τ 2 for frequency f 2 ; 14.3 duty cycle test block c 3 T 3 / τ 3 for frequency f 3 .
Забойный датчик содержит: 15 нижний соединительный переводник; 16 вал-модулятор; 17 продольный сквозной паз; 18 центральную кодовую перфорированную трубу; 19 внутреннюю полость резонансного глушителя; 20 корпус; 21 верхнее упорное кольцо; 22 верхний соединительный переводник; 23 первое звукопоглощающее горло на информационную частоту поглощения f1; 24 второе звукопоглощающее горло на информационную частоту поглощения f2; 25 третье звукопоглощающее горло на информационную частоту f3; 26 нижнее упорное кольцо; 27 окно для прохода промывочной жидкости; 28 соединительную полумуфту.The downhole sensor contains: 15 lower connecting sub; 16 shaft modulator; 17 longitudinal through groove; 18 central perforated code tube; 19 the internal cavity of the resonant silencer; 20 building; 21 upper thrust ring; 22 upper connecting sub; 23 first sound-absorbing throat at the information absorption frequency f 1 ; 24 a second sound-absorbing throat at the information absorption frequency f 2 ; 25 third sound-absorbing throat at the information frequency f 3 ; 26 bottom thrust ring; 27 window for the passage of flushing fluid; 28 connecting coupling half.
Статический режим. Забойный датчик для контроля частоты вращения вала турбобура размещается над третьей секцией шпиндельного турбобура типа ЗТСШ1-195 (или ЗТСШ-195 ТЛ). Static mode. The downhole sensor for monitoring the rotational speed of the turbo-drill shaft is located above the third section of the spindle turbo-drill of the type ZTSSh1-195 (or ZTSSh-195 TL).
Сборка датчика: в корпус 20 вставляется нижнее упорное кольцо 26 (фиг. 2), далее наворачивается нижний соединительный переводник 15. Внутрь корпуса 20 вставляется центральная кодовая перфорированная труба 18 до упора с нижним упорным кольцом 26, затем вставляют верхнее упорное кольцо 21 и наворачивают верхний соединительный переводник 22. Sensor assembly: the
На буровой торец вала турбобура (не показан) надевают на шлицы забойный модулятор вал-модулятор 16 посредством соединительной полумуфты 28 и наворачивают на корпус турбобура (не показан) забойный датчик с собранными элементами. A downhole modulator shaft-
Действие резонансного глушителя с надлежащим затуханием будучи возбужденным падающей на него волной отбирает от звукового поля достаточно большую энергию в области частот, примыкающих к собственной частоте резонатора, которая определяется по формуле
f где с скорость звука в трубопроводе;
V объем резонансной камеры;
F площадь зваукопоглощающего отверстия (горла);
h высота горла.The action of a resonant silencer with proper attenuation, being excited by the incident wave, selects a sufficiently large energy from the sound field in the frequency region adjacent to the natural frequency of the resonator, which is determined by the formula
f where s is the speed of sound in the pipeline;
V volume of the resonance chamber;
F is the area of the sound-absorbing hole (throat);
h throat height.
Чтобы повысить помехоустойчивость и точность передачи забойной информации, достаточно контролируемый параметр передать по каналу связи одновременно несколькими сигналами, например, тремя поглощаемыми частотами. Тогда в случае зашумленности одного или двух сигналов в любой комбинации информация о контролируемом параметре выделяется. In order to increase noise immunity and accuracy of downhole information transmission, it is enough to transmit a controlled parameter through a communication channel simultaneously with several signals, for example, three absorbed frequencies. Then, in the case of noisy one or two signals in any combination, information about the monitored parameter is highlighted.
Это можно сделать следующим образом. This can be done as follows.
Вдоль образующей центральной трубы 18 (фиг.2) располагаются, например, три звукопоглощающих отверстия F1, F2, F3, причем каждое отверстие при одном объеме резонансного глушителя будет поглощать три частоты f1, f2 и f3.Along the generatrix of the central pipe 18 (FIG. 2), there are, for example, three sound-absorbing holes F 1 , F 2 , F 3 , and each hole with one volume of the resonant silencer will absorb three frequencies f 1 , f 2 and f 3 .
Тогда при одновременном открывании валом-модулятором 16 (фиг.2) трех звукопоглощающих отверстий (горла 23-25) в шумовом спектре звуковой вибрации произойдет поглощение трех частот f1, f2 и f3одновременно. Кроме того при заданной ширине звукопоглощающих отверстий (при одинаковой ширине всех трех отверстий) будет одинаковой и скважность, т.е. отношение периода к длительности импульса.Then, when the shaft-modulator 16 (Fig. 2) simultaneously opens three sound-absorbing holes (throat 23-25) in the noise spectrum of the sound vibration, three frequencies f 1 , f 2 and f 3 will be absorbed simultaneously. In addition, for a given width of sound-absorbing holes (with the same width of all three holes), the duty cycle will be the same, i.e. ratio of period to pulse duration.
Таким образом заданная геометрией постоянная скважность и трех поглощаемых одновременно частот об одном и том же параметре является кодом. Thus, the constant duty cycle specified by the geometry and the three frequencies absorbed simultaneously about the same parameter is a code.
Пример расчета. Внутренний диаметр переводника 165 мм; внутренний объем резонансной камеры V 5000 см3; внутренний диаметр камеры 105 мм; длина горла h 2 см; площадь отверстия F1 0,7 см2; резонансная частота поглощения для F1, f1 200 Гц; площадь отверстия F2 1,58 см2; резонансная частота поглощения для F2, f2 300 Гц; площадь отверстия F3= 2,8 см2; резонансная частота поглощения для F3, f3 400 Гц.Calculation example. The inner diameter of the sub is 165 mm; the internal volume of the resonance chamber V 5000 cm 3 ; inner diameter of the chamber 105 mm;
Динамический режим. При включении буровых насосов промывочная жидкость по бурильной колонне (не показана) поступает в турбобур (не показан) через внутреннюю полость вала-модулятора 16 (фиг.2) и промывочные окна 27 (фиг.2). Dynamic mode. When the mud pumps are turned on, flushing fluid through a drill string (not shown) enters the turbodrill (not shown) through the internal cavity of the modulator shaft 16 (FIG. 2) and flushing windows 27 (FIG. 2).
Вращение вала турбины (не показан) через соединительную полумуфту 28 (фиг.2) приводит во вращение вал-модулятор 16. На каждый оборот вала турбины продольный сквозной паз 17 вала-модулятора 16 совмещается со звукопоглощающими отверстиями 23-25 акустического резонатора, в результате чего происходит поглощение энергии частот f1 200 Гц, f2 300 Гц и f3 400 Гц, выполняя операцию амплитудно-импульсной модуляции.The rotation of the turbine shaft (not shown) through the connecting coupling half 28 (Fig. 2) drives the
На фиг.3,а приведена спектрограмма шумового процесса, генерируемого турбинками турбобура. Figure 3, a shows the spectrogram of the noise process generated by the turbo-drill turbines.
На фиг.3,б та же спектрограмма, но при поглощенной частоте f1 200 Гц от первого звукопоглощающего отверстия F1, f2 300 Гц от второго звукопоглощающего отверстия F2 и f3 400 Гц от третьего звукопоглощающего отверстия F3.Figure 3, b is the same spectrogram, but with the absorbed frequency f 1 200 Hz from the first sound-absorbing hole F 1 , f 2 300 Hz from the second sound-absorbing hole F 2 and f 3 400 Hz from the third sound-absorbing hole F 3 .
Эта информация распространяется по бурильной колонне 4 (фиг.1), принимается приемником 5, усиливается усилителем 6, поступает на полосовой фильтр 10.1, настроенный на частоту f1 200 Гц, на полосовой фильтр 10.2, настроенный на частоту f2 300 Гц, и на полосовой фильтр 10.3, настроенный на частоту f3 400 Гц. Все три информационных сигнала детектируются детекторами 11.1, 11.2 и 11.3 и инвертируются элементами И-НЕ 12.1, 12.2 и 12.3.This information is distributed through the drill string 4 (FIG. 1), received by the receiver 5, amplified by the amplifier 6, fed to a band-pass filter 10.1 tuned to a frequency f 1 200 Hz, to a band-pass filter 10.2 tuned to a frequency f 2 300 Hz, and band-pass filter 10.3 tuned to a frequency f 3 400 Hz. All three information signals are detected by detectors 11.1, 11.2 and 11.3 and are inverted by AND-NOT 12.1, 12.2 and 12.3 elements.
В блоке 13.1 (фиг. 1 и 3, г) замеряется длительность волновой паузы (импульса время поглощения частоты), сформированной забойным датчиком на частоте f1 200 Гц, и интервал между ними (периодическое перекрывание валом-модулятором звукопоглощающего отверстия формирует последовательность волновых пауз (для примера скважность выбрана 4).In block 13.1 (Figs. 1 and 3, d), the duration of the wave pause (pulse is the frequency absorption time) generated by the downhole sensor at a frequency f 1 200 Hz is measured and the interval between them (periodic overlapping of the sound-absorbing hole by the modulator shaft forms a sequence of wave pauses ( for example, duty cycle selected 4).
В блоке 13.2 (фиг. 1 и 3,д) осуществляется вычислительная операция, аналогичная операция, выполняемой блоком 13.1, но на частоте f2 300 Гц.In block 13.2 (Figs. 1 and 3, d), a computational operation is carried out, similar to the operation performed by block 13.1, but at a frequency f 2 300 Hz.
В блоке 13.3 (фиг. 1 и 3,е) осуществляется вычислительная операция, аналогичная операции, выполняемой блоком 13.1, но на частоте f3 400 Гц.In block 13.3 (Fig. 1 and 3, e), a computational operation is carried out similar to the operation performed by block 13.1, but at a frequency f 3 400 Hz.
В блоке 14.1 осуществляется проверка информационного сигнала на скважность c1 T1/τ1 для частоты f1.In block 14.1, the information signal is checked for duty cycle c 1 T 1 / τ 1 for frequency f 1 .
В блоке 14.2 осуществляется проверка информационного сигнала на скважность c2 T2/τ2 для частоты f2.In block 14.2, the information signal is checked for duty cycle c 2 T 2 / τ 2 for frequency f 2 .
В блоке 14.3 осуществляется проверка информационного сигнала на скважность c3 T3/τ3 для частоты f3.In block 14.3, the information signal is checked for duty cycle c 3 T 3 / τ 3 for frequency f 3 .
В блоке 8 сравнения (фиг.1) три сигнала сравниваются и преобразуются в последовательность импульсов пропорционально числу оборотов (фиг.3,к) далее поступают в блок 9 регистрации и отображения информации. In
В случае зашумления сигнала, например, на частоте поглощения f2 300 Гц (фиг. 3,в) кодовая информация перераспределится следующим образом: по каналу преобразования частоты f1 200 Гц, на выходе блока 14.1 сигнал имеет вид, изображенный на фиг.3,ж по каналу преобразования частоты f2 300 Гц; на выходе блока 14.2 сигнал имеет вид, изображенный на фиг.3,з; по каналу преобразования частоты f3 400 Гц на выходе блока 14.3 сигнал имеет вид, изображенный на фиг.3,и.If the signal is noisy, for example, at the absorption frequency f 2 300 Hz (Fig. 3, c), the code information is redistributed as follows: along the frequency conversion channel f 1 200 Hz, at the output of block 14.1, the signal has the form shown in Fig. 3, g on the frequency conversion channel f 2 300 Hz; at the output of block 14.2, the signal has the form shown in FIG. 3, h; on the frequency conversion channel f 3 400 Hz at the output of block 14.3, the signal has the form shown in figure 3, and.
В блоке 8 сравнения (фиг.1) три сигнала сравниваются в последовательности импульсов от двух сигналов f1 200 Гц и f3 400 Гц (при отсутствии сигнала на частоте f2 300 Гц), представленных на фиг.3,к и далее, поступают на блок 9 регистрации и отображения информации.In
Если в процессе бурения скважины произойдет зашумленность частот, например f1 200 Гц и f3 400 Гц (или любая другая комбинация), то наземный прибор все равно покажет забойную информацию о частоте вращения вала турбобура.If during the well drilling there will be a noise of frequencies, for example f 1 200 Hz and f 3 400 Hz (or any other combination), then the ground-based device will still show downhole information on the rotational speed of the turbo-drill shaft.
Предложенная телеметрическая система для контроля числа оборотов вала турбобура при его реализации позволит по сравнению с известными техническими решениями увеличить механическую скорость и проходку на долото за счет поддержания заданного значения осевой нагрузки по геолого-технологическому наряду. The proposed telemetry system for controlling the number of revolutions of the turbo-drill shaft during its implementation will allow, in comparison with the known technical solutions, to increase the mechanical speed and the penetration of the bit by maintaining the specified value of the axial load along the geological and technological range.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93017238A RU2044878C1 (en) | 1993-03-31 | 1993-03-31 | Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93017238A RU2044878C1 (en) | 1993-03-31 | 1993-03-31 | Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2044878C1 true RU2044878C1 (en) | 1995-09-27 |
RU93017238A RU93017238A (en) | 1995-11-27 |
Family
ID=20139658
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93017238A RU2044878C1 (en) | 1993-03-31 | 1993-03-31 | Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2044878C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456446C1 (en) * | 2010-12-23 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Monitoring method of axial load on bit at turbine drilling |
RU2480583C1 (en) * | 2011-09-09 | 2013-04-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нпа Вира Реалтайм" | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring |
CN104912539A (en) * | 2015-06-18 | 2015-09-16 | 中国地质大学(北京) | Turbodrill closed-loop drilling system and bit pressure control method |
-
1993
- 1993-03-31 RU RU93017238A patent/RU2044878C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент США N 3588804, кл. G 01V 1/40, 1971. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456446C1 (en) * | 2010-12-23 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Monitoring method of axial load on bit at turbine drilling |
RU2480583C1 (en) * | 2011-09-09 | 2013-04-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нпа Вира Реалтайм" | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring |
EA021687B1 (en) * | 2011-09-09 | 2015-08-31 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нпа Вира Реалтайм" | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring |
CN104912539A (en) * | 2015-06-18 | 2015-09-16 | 中国地质大学(北京) | Turbodrill closed-loop drilling system and bit pressure control method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3309656A (en) | Logging-while-drilling system | |
RU2499283C1 (en) | Method and device for borehole spectral noise logging | |
CA2457426C (en) | Acoustical telemetry | |
US4293936A (en) | Telemetry system | |
US4733232A (en) | Method and apparatus for borehole fluid influx detection | |
US2810546A (en) | Drill tool telemetering systems | |
US4532812A (en) | Parametric acoustic flow meter | |
CN105443117B (en) | A kind of acoustic logging system | |
US3908454A (en) | Method and apparatus for logging flow characteristics of a well | |
US2958821A (en) | Turbodrill tachometer | |
RU2044878C1 (en) | Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft | |
RU2291961C2 (en) | Acoustic telemeter system for controlling number of revolutions of shaft of turbo-drill | |
US3860902A (en) | Logging method and system | |
US4930109A (en) | Method and apparatus of measuring ultrasonic time travel information obtained from logging operations in a well borehole | |
RU93017238A (en) | TELEMETRIC SYSTEM FOR THE CONTROL OF THE NUMBER OF TURNS SHAFT | |
RU2480583C1 (en) | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring | |
SU1689598A1 (en) | Drilling bit rotation frequency sensing head | |
SU1129336A1 (en) | Apparatus for receiving information from hole bottom through hydraulic communication channel | |
SU1640396A1 (en) | Method of transmitting information in turbodrilling of wells | |
RU2068495C1 (en) | Method of noise modulation in operational well casing string outside space during periodical liquid pumping off by submerged electrical pump using oil well tubing | |
SU1758222A2 (en) | Method of information transmission in turbodrilling | |
SU1696664A1 (en) | Transducer of drill bit rotation speed in turbodrilling | |
RU2070291C1 (en) | Device for control of angle of installation of deflecting tool | |
RU2038471C1 (en) | Acoustical emission sensor for controlling of turbodrill shaft rotational speed | |
SU1390349A1 (en) | Apparatus for monitoring well crookedness |