RU2215142C1 - Bottomhole telemetering system with retrievable downhole instrument - Google Patents

Bottomhole telemetering system with retrievable downhole instrument Download PDF

Info

Publication number
RU2215142C1
RU2215142C1 RU2002113178/03A RU2002113178A RU2215142C1 RU 2215142 C1 RU2215142 C1 RU 2215142C1 RU 2002113178/03 A RU2002113178/03 A RU 2002113178/03A RU 2002113178 A RU2002113178 A RU 2002113178A RU 2215142 C1 RU2215142 C1 RU 2215142C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
downhole
telemetry system
drill pipe
pipe string
insert
Prior art date
Application number
RU2002113178/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Г.А. Григашкин
С.Е. Варламов
Original Assignee
Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты"
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 Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" filed Critical Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты"
Priority to RU2002113178/03A priority Critical patent/RU2215142C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2215142C1 publication Critical patent/RU2215142C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: well drilling; applicable in monitoring of bottomhole parameters in course of well drilling. SUBSTANCE: bottomhole telemetering system has downhole instrument casing accommodating electronic unit with transducers, for instance, inclinometric ones, device for transmission of information through electromagnetic and/or hydraulic communication channels, and generator located downward. Downhole instrument is installed in insert in drill pipe string above bottomhole motor. Generator is kinematically connected through flexible connection directly or through multiplier, or via directly by coupling. Installed above inclinometric transducers may be communication hydraulic channel pulser whose upper part may have partition with holes for passage of drilling mud. One or several said holes are closed with sealing plugs. Windows for passage of drilling mud may be made on both sides of partition. Installed between said windows are diaphragm and valve. Insert in drill pipe string may be provided with device of axial fixation made in form of landing seat and shear pin. Downhole instrument casing has device for radial fixation of downhole instrument casing inside insert to drill pipe string. Said radial fixation device is made in form of projection and recess. Installed in casing of retrievable downhole instrument may be power supply battery. Insert into drill pipe string may have power splitter. Multiplier may be made in form of planetary reducing gear, and flexible connection, in form of rope length. System may have catcher for connection with lock of removable device. EFFECT: increased operate reliability of bottomhole telemetering system with retrievable downhole instrument. 12 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к геофизическим исследованиям, предназначено для контроля забойных параметров в процессе бурения и может использоваться как для телеметрических систем с электромагнитным каналом связи, так и для телеметрических систем с гидравлическим каналом связи. The invention relates to geophysical research, is intended to control downhole parameters during drilling and can be used both for telemetry systems with an electromagnetic communication channel, and for telemetric systems with a hydraulic communication channel.

Известна телеметрическая система для передачи информации с забоя по гидравлическому каналу связи по А. С. СССР 471429, МПК Е 21 В 47/12, содержащая корпус, электрический генератор, датчики и приемники забойных параметров, а также расположенный в конфузорно-диффузорном канале корпуса герметичный сосуд с жидкостью, выполненным в виде двух усеченных конусов, соединенных между собой сильфоном с жесткой перегородкой, которая делит сосуд на две части, в каждой из которых расположены электроды, соединенные через блок управления с датчиками забойных параметров. Known telemetry system for transmitting information from the bottom through a hydraulic communication channel according to A. S. USSR 471429, IPC E 21 V 47/12, containing a housing, an electric generator, sensors and receivers downhole parameters, as well as sealed in the confuser-diffuser channel of the housing a vessel with liquid, made in the form of two truncated cones, interconnected by a bellows with a rigid partition, which divides the vessel into two parts, in each of which there are electrodes connected through the control unit to downhole sensors dimensions.

Недостатками устройства являются его низкая надежность и большое потребление энергии для питания разрядного контура и низкая скорость передачи информации с забоя скважины, вызванная высокой инерционностью системы. The disadvantages of the device are its low reliability and high energy consumption for powering the discharge circuit and the low speed of information transfer from the bottom of the well, caused by the high inertia of the system.

Известна телеметрическая система по А. С. СССР 286891, МПК Е 21 В 47/12 (прототип), которая содержит рабочий клапан, управляющий клапан, связанный с преобразователем информации, цилиндр с поршнем, связанный с рабочим клапаном, полость высокого и низкого давления, сообщенные между собой через калиброванные каналы, дополнительную камеру с каналами, перекрывающимися управляющим клапаном. Known telemetry system according to A. S. of the USSR 286891, IPC E 21 V 47/12 (prototype), which contains a working valve, a control valve associated with the information converter, a cylinder with a piston connected with a working valve, a cavity of high and low pressure, communicated with each other through calibrated channels, an additional chamber with channels overlapping by a control valve.

Недостатками этой телеметрической системы являются высокие энергозатраты на привод управляющего клапана, вызванные отсутствием разгрузки от осевых усилий, которые возникают при перекрытии проточного отверстия под рабочим клапаном, инерционность системы, обусловленная задержкой срабатывания управляющего и рабочего клапанов, вызванная перепадом давления перед и после управляющего клапана, большие диаметральные габариты, препятствующие применению устройства для бурения скважин малого диаметра, высокое гидравлическое сопротивление, вызванное наличием трех диафрагм с отверстиями, снижающее эффективность работы забойного двигателя и генератора питания телеметрической системы. The disadvantages of this telemetry system are the high energy consumption for the control valve actuator, caused by the lack of axial forces that occur when the flow hole is blocked under the operating valve, the inertia of the system, due to the delay in the operation of the control and operating valves, caused by the pressure drop before and after the control valve, is large diametric dimensions that prevent the use of the device for drilling small diameter wells, high hydraulic resistance caused by the presence of three diaphragms with holes, reducing the efficiency of the downhole motor and the power generator of the telemetric system.

Известна забойная телеметрическая система с извлекаемым скважинным прибором, установленным внутри вставки в колонну бурильных труб над забойным двигателем, и содержащая электронный блок с датчиками, передающее устройство для передачи информации по электромагнитному и/или гидравлическому каналу связи и генератор, по св. РФ на полезную модель 16759, Е 21 В 47/12, опубл. 10.02.01 г. Known downhole telemetry system with a removable downhole tool installed inside the insert in the drill pipe string above the downhole motor, and containing an electronic unit with sensors, a transmitting device for transmitting information via an electromagnetic and / or hydraulic communication channel and a generator, according to St. RF for utility model 16759, E 21 V 47/12, publ. 02/10/01

Недостатками системы являются:
1) ограниченный ресурс работы генератора и его неработоспособностью при малых расходах бурового раствора;
2) невозможностью съема скважинного прибора при прихвате колонны бурильных труб.The disadvantages of the system are:
1) the limited life of the generator and its inoperability at low flow rates of the drilling fluid;
2) the inability to remove the downhole tool while sticking the drill pipe string.

Задачами создания изобретения является повышение надежности его работы забойной телеметрической системы, а также улучшение потребительских свойств. The objectives of the invention is to increase the reliability of its downhole telemetry system, as well as improving consumer properties.

Решение указанной задачи достигнуто за счет того что забойная телеметрическая забойная телеметрическая система с извлекаемым скважинным прибором, установленным внутри вставки в колонну бурильных труб над забойным двигателем, содержащая размещенные в кожухе скважинного прибора датчики, например инклинометрические, передающее устройство для передачи информации по электромагнитному и/или гидравлическому каналу связи и генератор, размещенный внизу, генератор кинематически соединен через муфту или гибкую связь с забойным двигателем напрямую или через мультипликатор. Над инклинометрическими датчиками установлен пульсатор гидроканала связи. В верхней части пульсатора гидроканала связи установлена перегородка с отверстиями для прохождения бурового раствора, одно или несколько из которых закрыты герметичными пробками. Перегородка, выполненная на пульсаторе гидроканала связи, уплотнена относительно вставки в колонну бурильных труб. По обе стороны перегородки выполнены окна для прохождения бурового раствора, между которыми установлены диафрагма и клапан. Вставка в колонну бурильных труб оборудована устройством осевой фиксации, выполненным в виде посадочного седла и срезного штифта. Устройство радиальной фиксации кожуха скважинного прибора внутри вставки в колонну бурильных труб, выполнено, например, в виде выступа и паза. В кожухе извлекаемого скважинного прибора установлен батарейный источник питания. Вставка в колону бурильных труб выполнена в виде электрического разделителя. Мультипликатор выполнен в виде планетарного редуктора. Система содержит ловитель для стыковки с замком съемного устройства. Гибкая связь выполнена в виде отрезка троса. The solution to this problem was achieved due to the fact that the downhole telemetric downhole telemetry system with an extractable downhole tool installed inside the insert in the drill pipe string above the downhole motor, containing sensors, for example, inclinometric, located in the casing of the downhole tool, transmitting information via electromagnetic and / or hydraulic communication channel and the generator located below, the generator is kinematically connected through a coupling or flexible connection with a downhole motor n directly or through a multiplier. A pulsator of a communication channel is installed above the inclinometer sensors. In the upper part of the pulsator of the communication channel, a partition is installed with holes for the passage of the drilling fluid, one or more of which are closed by sealed plugs. The partition made on the pulsator of the communication channel is sealed relative to the insertion into the string of drill pipes. On both sides of the partition there are windows for drilling fluid passage, between which a diaphragm and a valve are installed. The insert in the drill pipe string is equipped with an axial fixation device made in the form of a landing seat and shear pin. The radial fixation device of the casing of the downhole tool inside the insert into the drill pipe string is, for example, in the form of a protrusion and a groove. A battery pack is installed in the housing of the recoverable downhole tool. The insert in the drill pipe string is made in the form of an electrical splitter. The multiplier is made in the form of a planetary gear. The system includes a catcher for docking with the lock of the removable device. Flexible connection is made in the form of a piece of cable.

Предложенное техническое решение обладает критериями изобретения: новизной, промышленной применимостью и изобретательским уровнем. Новизна подтверждается проведенными патентными исследованиями. The proposed technical solution has the criteria of the invention: novelty, industrial applicability and inventive step. Novelty is confirmed by patent research.

Сущность изобретения поясняется на чертежах (фиг. 1...4). The invention is illustrated in the drawings (Fig. 1 ... 4).

На фиг. 1 изображена телеметрическая система со съемным скважинным прибором, в состав которой входят мультипликатор и муфта. In FIG. 1 shows a telemetry system with a removable downhole tool, which includes a multiplier and a coupling.

На фиг. 2 изображена телеметрическая система со съемным скважинным прибором, в состав которой входит только муфта. In FIG. 2 shows a telemetry system with a removable downhole tool, which includes only a coupling.

На фиг. 3 изображена телеметрическая система со съемным скважинным прибором, в состав которой входит гибкая связь. In FIG. 3 shows a telemetry system with a removable downhole tool, which includes flexible communication.

На фиг. 4 изображена телеметрическая система со съемным скважинным прибором, в состав которой входят мультипликатор и гибкая связь. In FIG. 4 shows a telemetry system with a removable downhole tool, which includes a multiplier and a flexible connection.

Телеметрическая система (фиг. 1) содержит вставку в колонну бурильных труб 1, которая может содержать электрический разделитель 2. Внутри вставки в колонну бурильных труб установлен кожух скважинного прибора 3. В кожухе скважинного прибора 3 установлены инклинометрические датчики 4, передатчик 5, электронный блок 6, генератор 7, мультипликатор 8, муфта 9, содержащая водило 10 и вилку 11. Муфта 9 может иметь и другую конструкцию. Ниже муфты 9 находится забойный двигатель 12, шпиндель забойного двигателя 13. В верхней части может быть установлен пульсатор гидроканала 14, который, в свою очередь, состоит из кольцевой вставки 15 с отверстиями для прохода бурового раствора А, одно или несколько из которых могут быть закрыты герметичными пробками 16. Пульсатор гидроканала 14 содержит диафрагму 17, две группы окон Б и В, клапан 18 и привод клапана 19. Внутри кожуха скважинного прибора 3 может быть установлен батарейный источник питания 20. Для фиксации предусмотрено посадочное седло 21 и один или несколько срезных штифтов 22. Также предусмотрено устройство радиальной фиксации 23 и ловитель 24 для стыковки с замком устройства съема скважинного прибора (замок устройства съема на фиг.1 не показан). Центратор 25 выполнен в месте стыковки пульсатора гидроканала 14 с кожухом скважинного прибора 3. Инклинометрические феррозондовые датчики должны быть удалены от намагниченных масс на расстояние L≥2 м. The telemetry system (Fig. 1) contains an insert into the drill pipe string 1, which may contain an electrical splitter 2. Inside the insert into the drill pipe string, a casing of the downhole tool 3 is installed. In the casing of the downhole tool 3, inclinometric sensors 4, a transmitter 5, an electronic unit 6 are installed , a generator 7, a multiplier 8, a clutch 9 containing a carrier 10 and a plug 11. The clutch 9 may also have another design. Below the clutch 9 is the downhole motor 12, the spindle of the downhole motor 13. In the upper part, a pulser of the hydrochannel 14 can be installed, which, in turn, consists of an annular insert 15 with holes for the passage of drilling mud A, one or more of which can be closed hermetic plugs 16. Hydrochannel pulsator 14 contains a diaphragm 17, two groups of windows B and C, valve 18 and valve actuator 19. A battery power source 20 can be installed inside the casing of the downhole tool 3. For fixing, a seat saddle is provided 21 and one or more shear pins 22. A radial fixation device 23 and a catcher 24 are also provided for docking with the lock of the downhole tool removal device (the lock of the removal device is not shown in FIG. 1). The centralizer 25 is made at the junction of the pulsator of the hydrochannel 14 with the casing of the downhole tool 3. Inclinometric flux-gate sensors must be removed from the magnetized masses by a distance L≥2 m.

На фиг. 2 приведена схема забойной телеметрической системы, в которой мультипликатор 8 отсутствует, и генератор соединен через муфту с забойным двигателем напрямую. In FIG. 2 shows a diagram of a downhole telemetry system in which the multiplier 8 is absent, and the generator is connected directly through a clutch to a downhole motor.

На фиг. 3 приведена схема забойной телеметрической системы, в которой генератор кинематически соединен через гибкую связь 26 с забойным двигателем напрямую. In FIG. 3 is a diagram of a downhole telemetry system in which the generator is kinematically connected via a flexible connection 26 directly to the downhole motor.

На фиг. 4 приведена схема забойной телеметрической системы, у которой генератор соединен с забойным двигателем через гибкую связь 26 и через мультипликатор 8. In FIG. 4 is a diagram of a downhole telemetry system in which a generator is connected to a downhole motor through a flexible connection 26 and through a multiplier 8.

Работает забойная телеметрическая система следующим образом. The downhole telemetry system works as follows.

Параметры бурения измеряются инклинометрическими датчиками 4 и передаются на электронный блок 6. Буровой раствор приводит во вращение забойный двигатель 14 (точнее, его ротор) или винтовой турбобур. В результате часть мощности через муфту 11 отбирается для привода генератора 7. Генератор 7 обеспечивает электроэнергией электронные модули забойной телеметрической системы. Сигнал с электронного блока 6 поступает либо на пульсатор гидроканала 15, если используется гидроканал связи, или на передатчик 5 и электрический разделитель 2, если передача информации идет по электромагнитному каналу связи. В случае использования гидравлического канала связи буровой раствор проходит через диафрагму 17 и клапан 18, предназначенный для формирования гидравлического сигнала. Клапан 18 совершает возвратно-поступательное движение, в результате чего уменьшается проходное сечение бурового раствора и создается волна давления, несущая информацию по гидравлическому каналу связи. The drilling parameters are measured by inclinometric sensors 4 and transmitted to the electronic unit 6. The drilling fluid drives the downhole motor 14 (more precisely, its rotor) or a screw turbodrill. As a result, part of the power through the clutch 11 is taken to drive the generator 7. The generator 7 provides electric power to the electronic modules of the downhole telemetry system. The signal from the electronic unit 6 is supplied either to the pulsator of the hydrochannel 15, if a communication channel is used, or to the transmitter 5 and the electrical splitter 2, if the information is transmitted via the electromagnetic communication channel. In the case of using a hydraulic communication channel, the drilling fluid passes through the diaphragm 17 and the valve 18, designed to generate a hydraulic signal. The valve 18 performs a reciprocating motion, as a result of which the flow area of the drilling fluid is reduced and a pressure wave is generated that carries information through the hydraulic communication channel.

В случае использования электромагнитного канала связи сигнал поступает на передатчик и диполь и по породе передается на поверхность, где принимается антенной и преобразуется в наземной приемной аппаратуре (наземная приемная аппаратура на фиг. 1...4 не показана). In the case of using an electromagnetic communication channel, the signal is transmitted to the transmitter and dipole and transmitted through the rock to the surface where it is received by the antenna and converted into ground receiving equipment (ground receiving equipment in Figs. 1 ... 4 is not shown).

Возможна одновременная передача сигнала по электромагнитному и гидравлическому каналам связи. Непродолжительное время забойная телеметрическая система может работать и без прокачки бурового раствора, при этом питание электронного блока 6 осуществляется от батарейного источника питания 20. Кроме инклинометрических данных на поверхность передается сигнал о частоте вращения забойного двигателя и генератора, а также любые другие технологические параметры. Simultaneous signal transmission through electromagnetic and hydraulic communication channels is possible. For a short time, the downhole telemetry system can work without pumping the drilling fluid, while the power supply of the electronic unit 6 is provided from the battery power supply 20. In addition to inclinometric data, the surface speed signal of the downhole motor and generator, as well as any other technological parameters, are transmitted to the surface.

Извлекается скважинный прибор при помощи ловителя 24, на который сбрасывается замок устройства для съема скважинного прибора, который захватывает верхнюю утолщенную часть ловителя 24. К замку устройства присоединен конец сбрасываемого троса, другой конец находится на поверхности, и за него вытаскивается забойная телеметрическая система (замок и трос на чертежах не показаны). The downhole tool is removed using a catcher 24, on which the lock of the downhole tool removal device is released, which captures the upper thickened part of the trap 24. The end of the discharged cable is attached to the device lock, the other end is on the surface, and the downhole telemetry system is pulled out (the lock and the cable is not shown in the drawings).

Генератор 7 забойной телеметрической системы фиг. 2 приводится в действие напрямую через муфту 9, в схеме на фиг. 3 приводится в действие через гибкую связь 26, в системе фиг. 4 - через мультипликатор 8 и через гибкую связь 26. Downhole telemetry system generator 7 of FIG. 2 is driven directly through the sleeve 9, in the circuit of FIG. 3 is driven through flexible coupling 26, in the system of FIG. 4 - through the multiplier 8 and through a flexible connection 26.

Применение изобретения позволило следующее. The application of the invention allowed the following.

1. Повысить надежность системы. 1. Improve system reliability.

2. Обеспечить сохранность скважинного прибора в аварийных ситуациях за счет возможности извлечения его на поверхность без подъема бурильных труб. 2. To ensure the safety of the downhole tool in emergency situations due to the possibility of extracting it to the surface without lifting the drill pipe.

3. Надежно зафиксировать кожух скважинного прибора от осевых и радиальных перемещений. 3. Securely fix the casing of the downhole tool from axial and radial movements.

4. Обеспечить работоспособность генератора и передачу информации при небольших расходах бурового раствора. 4. To ensure the operability of the generator and the transmission of information at low drilling fluid costs.

5. Измерять частоту вращения шпинделя забойного двигателя. 5. Measure the spindle speed of the downhole motor.

6. Отдалить инклинометрические датчики от намагниченных масс и тем самым устранить помехи и повысить точность измерения. 6. Move away the inclinometric sensors from the magnetized masses and thereby eliminate interference and improve measurement accuracy.

Claims (12)

1. Забойная телеметрическая система с извлекаемым скважинным прибором, установленным внутри вставки в колонну бурильных труб над забойным двигателем, содержащая размещенные в кожухе скважинного прибора электронный блок с датчиками, например, инклинометрическими, передающее устройство для передачи информации по электромагнитному и/или гидравлическому каналу связи и генератор, размещенный внизу, отличающаяся тем, что генератор кинематически соединен через гибкую связь напрямую, или через мультипликатор, или через муфту напрямую. 1. Downhole telemetry system with a removable downhole tool installed inside the insert in the drill pipe string above the downhole motor, containing an electronic unit located in the casing of the downhole tool with sensors, for example, inclinometric, a transmitting device for transmitting information via an electromagnetic and / or hydraulic communication channel and generator located at the bottom, characterized in that the generator is kinematically connected through a flexible connection directly, or through a multiplier, or through a coupling directly. 2. Забойная телеметрическая система по п. 1, отличающаяся тем, что над инклинометрическими датчиками установлен пульсатор гидроканала связи. 2. Downhole telemetry system according to claim 1, characterized in that a pulsator of a communication channel is installed above the inclinometric sensors. 3. Забойная телеметрическая система по п. 2, отличающаяся тем, что в верхней части пульсатора гидроканала связи установлена перегородка с отверстиями для прохождения бурового раствора, одно или несколько из которых закрыты герметичными пробками. 3. The downhole telemetry system according to claim 2, characterized in that in the upper part of the pulsator of the communication channel there is a partition with holes for the passage of the drilling fluid, one or more of which are closed by sealed plugs. 4. Забойная телеметрическая система по п. 3, отличающаяся тем, что перегородка, выполненная на пульсаторе гидроканала связи, уплотнена относительно вставки в колонну бурильных труб. 4. The downhole telemetry system according to claim 3, characterized in that the septum made on the pulsator of the communication channel is sealed relative to the insertion into the drill pipe string. 5. Забойная телеметрическая система по п. 4, отличающаяся тем, что по обе стороны перегородки выполнены окна для прохождения бурового раствора, между которыми установлены диафрагма и клапан. 5. Downhole telemetry system according to claim 4, characterized in that on both sides of the septum there are windows for drilling fluid passage, between which a diaphragm and a valve are installed. 6. Забойная телеметрическая система по любому из пп. 1-5, отличающаяся тем, что вставка в колонну бурильных труб оборудована устройством осевой фиксации, выполненным в виде посадочного седла и срезного штифта. 6. Downhole telemetry system according to any one of paragraphs. 1-5, characterized in that the insertion into the drill pipe string is equipped with an axial fixation device made in the form of a landing seat and shear pin. 7. Забойная телеметрическая система по любому из пп. 1-6, отличающаяся тем, что кожух скважинного прибора снабжен устройством радиальной фиксации кожуха скважинного прибора внутри вставки в колонну бурильных труб, которое выполнено, например, в виде выступа и паза. 7. Downhole telemetry system according to any one of paragraphs. 1-6, characterized in that the casing of the downhole tool is provided with a device for radially fixing the casing of the downhole tool inside the insert into the drill pipe string, which is made, for example, in the form of a protrusion and a groove. 8. Забойная телеметрическая система по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что в кожухе извлекаемого скважинного прибора установлен батарейный источник питания. 8. Downhole telemetry system according to any one of paragraphs. 1-7, characterized in that in the casing of the extracted downhole tool installed battery power source. 9. Забойная телеметрическая система по любому из пп. 1-8, отличающаяся тем, что вставка в колонну бурильных труб может содержать электрический разделитель. 9. Downhole telemetry system according to any one of paragraphs. 1-8, characterized in that the insert in the drill pipe string may contain an electrical splitter. 10. Забойная телеметрическая система по любому из пп. 1-9, отличающаяся тем, что мультипликатор выполнен в виде планетарного редуктора. 10. Downhole telemetry system according to any one of paragraphs. 1-9, characterized in that the multiplier is made in the form of a planetary gear. 11. Забойная телеметрическая система по любому из пп. 1-10, отличающаяся тем, что она содержит ловитель для стыковки с замком съемного устройства скважинного прибора. 11. Downhole telemetry system according to any one of paragraphs. 1-10, characterized in that it contains a catcher for docking with the lock of the removable device of the downhole tool. 12. Забойная телеметрическая система по любому из пп. 1-11, отличающаяся тем, гибкая связь выполнена в виде отрезка троса. 12. Downhole telemetry system according to any one of paragraphs. 1-11, characterized in that the flexible connection is made in the form of a piece of cable.
RU2002113178/03A 2002-05-20 2002-05-20 Bottomhole telemetering system with retrievable downhole instrument RU2215142C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002113178/03A RU2215142C1 (en) 2002-05-20 2002-05-20 Bottomhole telemetering system with retrievable downhole instrument

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002113178/03A RU2215142C1 (en) 2002-05-20 2002-05-20 Bottomhole telemetering system with retrievable downhole instrument

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2215142C1 true RU2215142C1 (en) 2003-10-27

Family

ID=31989197

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2002113178/03A RU2215142C1 (en) 2002-05-20 2002-05-20 Bottomhole telemetering system with retrievable downhole instrument

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2215142C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7781939B2 (en) 2006-07-24 2010-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Thermal expansion matching for acoustic telemetry system
RU2639335C1 (en) * 2016-09-06 2017-12-21 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ВНИИГИС - Забойные телеметрические комплексы" (ООО НПФ "ВНИИГИС" - ЗТК") Device to secure casings of downhole instrumentation of bottomhole telemetric system inside drilling string insert

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
МОЛЧАНОВ А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. - М.: Недра,1983, с. 171-177. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7781939B2 (en) 2006-07-24 2010-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Thermal expansion matching for acoustic telemetry system
RU2639335C1 (en) * 2016-09-06 2017-12-21 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ВНИИГИС - Забойные телеметрические комплексы" (ООО НПФ "ВНИИГИС" - ЗТК") Device to secure casings of downhole instrumentation of bottomhole telemetric system inside drilling string insert

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6745844B2 (en) Hydraulic power source for downhole instruments and actuators
US5182731A (en) Well bore data transmission apparatus
CN100401098C (en) Through tubing real time downhole wireless gauge
AU768198B2 (en) An acoustic transmission system
US6389890B1 (en) Hydraulic strain sensor
WO1996024751A1 (en) An acoustic transmisson system
NO20150378L (en) Methods and apparatus for activating a downhole tool
CA2398381A1 (en) Instrumented cementing plug and system
CA2690921A1 (en) Harvesting vibration for downhole power generation
US20120061095A1 (en) Apparatus and Method For Remote Actuation of A Downhole Assembly
CN109267999A (en) One kind is based on signal measurement and wireless transmitting system under the self-powered rod-pumped well of piezo-electric crystal
CN102226393B (en) Pressure monitoring and sound wave generation device of downhole blowout prevention system and control method thereof
RU2215142C1 (en) Bottomhole telemetering system with retrievable downhole instrument
WO2016023068A1 (en) Monitoring of drilling parameters of drilling operations
CN109267962A (en) A kind of motor driven compression rubber downhole blow-out preventer
RU25535U1 (en) REMOVABLE BOTH BOTTOM TELEMETRY SYSTEM
CN109209351A (en) One kind is based on signal measurement and wireless transmitting system under the self-powered rod-pumped well of piezoelectric fabric
RU2701747C2 (en) Siren for drilling fluid with high signal power for remote measurements during drilling
CN113389542B (en) Novel stratified water injection pulse generation system
RU2215139C1 (en) Generator-multiplier for supply of bottomhole telemetering system
RU188077U1 (en) Measuring device of an electric submersible pump installation
RU152446U1 (en) BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL
CN109184670A (en) One kind is based on signal measurement and wireless transmitting system under the self-powered rod-pumped well of electromagnetic induction electricity generating principle
RU2646287C1 (en) Telemetry system of wellbore monitoring
RU2777043C1 (en) Downhole electrovalve (options)

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20050521

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20080227

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20150521