RU2219336C2 - Telemetering system controlling downhole parameters - Google Patents
Telemetering system controlling downhole parameters Download PDFInfo
- Publication number
- RU2219336C2 RU2219336C2 RU2001104365/03A RU2001104365A RU2219336C2 RU 2219336 C2 RU2219336 C2 RU 2219336C2 RU 2001104365/03 A RU2001104365/03 A RU 2001104365/03A RU 2001104365 A RU2001104365 A RU 2001104365A RU 2219336 C2 RU2219336 C2 RU 2219336C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- modules
- centralizers
- module
- centralizer
- electronic equipment
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к технологии обеспечения бурения под нефть, газ и для других целей. Конкретно, изобретение предназначено для определения пространственной ориентации компоновки низа бурильной колонны, а также оперативного управления бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин.The invention relates to a technology for providing drilling for oil, gas and for other purposes. Specifically, the invention is intended to determine the spatial orientation of the layout of the bottom of the drill string, as well as the operational control of the drilling of directional and horizontal wells.
Известна телеметрическая система “Забой” по отчету ВНИИГИС, 1993, имеющая модульную компоновку и содержащая модули технологических, геофизических и инклинометрических преобразователей, турбогенератор, модуль передающего устройства, электрический разделитель. Недостатком телеметрической системы является наличие корпусных деталей, конструкция которых имеет высокую жесткость, ограничивающую радиус траектории при бурении наклонно-направленных скважин.The well-known telemetry system “Slaughter” according to the report of VNIIGIS, 1993, having a modular layout and containing modules of technological, geophysical and inclinometric converters, a turbogenerator, a transmitter module, an electric separator. The disadvantage of the telemetry system is the presence of body parts, the design of which has high rigidity, limiting the radius of the trajectory when drilling directional wells.
Известна телеметрическая система по патенту РФ №2105880, МКП 6 Е 21 В 47/12, включающая бурильную колонну, корпус, блок питания, измерительные модули, модуль передающего устройства, электрический разделитель. Диаметры корпуса измерительных модулей и блока питания выполнены меньше внутреннего диаметра бурильной колонны. Отдельные модули соединены между собой гибкими в радиальном направлении и жесткими в продольном направлении связями. В качестве связи между модулями использованы гибкие в радиальном направлении металлические трубы диаметром, меньшим диаметра корпуса модулей. На трубах у оснований модулей расположены центраторы, а внутри труб размещены электрические провода, осуществляющие электрическую связь между модулями. Сложность конструкции приводит к снижению надежности и увеличивает время на подготовку телеметрической системы к работе. Существенным недостатком телеметрической системы является также отсутствие фиксации модулей и центраторов от разворота, вследствие чего снижается точность измерения инклинометрических параметров, а также происходит разгерметизация корпуса модуля и выход из строя электронной аппаратуры.Known telemetry system according to the patent of the Russian Federation No. 2105880, MCP 6 E 21 V 47/12, including a drill string, a housing, a power supply, measuring modules, a transmitter module, an electrical splitter. The diameters of the housing of the measuring modules and the power supply are made smaller than the inner diameter of the drill string. The individual modules are interconnected by flexible in the radial direction and rigid in the longitudinal direction of the bonds. As a connection between the modules, radially flexible metal pipes with a diameter smaller than the diameter of the module casing were used. Centralizers are located on the pipes at the base of the modules, and inside the pipes are electric wires that provide electrical communication between the modules. The complexity of the design leads to a decrease in reliability and increases the time to prepare the telemetry system for work. A significant drawback of the telemetry system is also the lack of fixation of modules and centralizers from a turn, which reduces the accuracy of measuring inclinometric parameters, as well as depressurization of the module housing and failure of electronic equipment.
Задачами создания изобретения являются:The objectives of the invention are:
- обеспечение крепления и защиты скважинной аппаратуры от воздействия высокого давления;- providing fastening and protection of downhole equipment from high pressure;
- обеспечение бесперебойной работы скважинной аппаратуры,- ensuring the smooth operation of downhole equipment,
- повышение точности измерений,- improving the accuracy of measurements,
- обеспечение удобства в работе,- providing convenience in work,
- повышение скорости монтажа и демонтажа телеметрической системы в составе бурильной колонны.- increasing the speed of installation and dismantling of the telemetry system in the composition of the drill string.
Указанные задачи решены за счет новой компоновки телеметрической системы контроля забойных параметров.These problems are solved by the new layout of the telemetric monitoring system for downhole parameters.
Телеметрическая система контроля забойных параметров содержит передающее устройство и электронную аппаратуру, включающую блок питания, датчики измеряемых параметров, электронику обработки данных. Электронная аппаратура смонтирована в виде модулей, которые установлены после передающего устройства непосредственно в бурильной трубе, причем между отдельными модулями установлены центраторы. Каждый модуль зафиксирован от разворота подвижной втулкой, установленной на центраторе и прижатой к торцу корпуса модуля гайкой. На торцах подвижной втулки и корпусов модулей выполнены зубья, входящие при сборке в зацепление. Подвижные втулки центраторов имеют возможность только осевого перемещения и зафиксированы от разворота направляющими винтами или штифтами. Центратор с двух сторон имеет присоединительные резьбы, соединительные разъемы и концентрические канавки под уплотнительные кольца, что обеспечивает электрическое соединение отдельных модулей и герметичность электронной аппаратуры. Нижний центратор закрыт со свободной стороны крышкой, имеющей на торце такие же зубья, как на торцах подвижной втулки и корпусах модулей.The downhole telemetry monitoring system includes a transmitting device and electronic equipment, including a power supply, sensors of measured parameters, data processing electronics. The electronic equipment is mounted in the form of modules that are installed directly after the transmitter in the drill pipe, and centralizers are installed between the individual modules. Each module is fixed from rotation by a movable sleeve mounted on a centralizer and pressed against the end of the module housing by a nut. At the ends of the movable sleeve and the module housings, teeth are made that engage during assembly. The movable hubs of the centralizers can only axially move and are secured against rotation by guide screws or pins. The centralizer has connecting threads, connecting sockets and concentric grooves for sealing rings on both sides, which ensures the electrical connection of individual modules and the tightness of electronic equipment. The lower centralizer is closed on the free side by a cover having the same teeth on the end face as on the ends of the movable sleeve and the module housings.
Применение этих узлов и деталей позволило надежно смонтировать электронную аппаратуру и обеспечить ее работоспособность в скважинных условиях при высоком давлении и температуре, а также надежно сцентрировать и зафиксировать от разворота модуль с инклинометрическими датчиками, что позволило повысить точность измерения.The use of these units and parts made it possible to reliably mount electronic equipment and ensure its operability in downhole conditions at high pressure and temperature, as well as reliably center and fix a module with inclinometric sensors from a turn, which made it possible to increase the measurement accuracy.
Проведенные патентные исследования показали, что предложенное техническое решение обладает новизной, промышленной применимостью и изобретательским уровнем, т.е. удовлетворяет критериям изобретения. Изобретательский уровень подтверждается тем, что новая совокупность существенных признаков обеспечивает получение новых технических результатов.Patent studies have shown that the proposed technical solution has novelty, industrial applicability and inventive step, i.e. satisfies the criteria of the invention. The inventive step is confirmed by the fact that a new set of essential features provides new technical results.
Сущность изобретения поясняется на фиг.1-3, гдеThe invention is illustrated in figures 1-3, where
на фиг.1 приведена забойная телеметрическая система,figure 1 shows the downhole telemetry system,
на фиг.2 показано соединение отдельных модулей с центратором,figure 2 shows the connection of individual modules with a centralizer,
на фиг.3 показан вариант исполнения зубьев, которые обеспечивают фиксацию корпуса модуля подвижной втулкой от разворота,figure 3 shows an embodiment of the teeth, which provide fixation of the module housing with a movable sleeve from a turn,
на фиг.4 показан вид на зубья со стороны торца.figure 4 shows a view of the teeth from the side of the end.
Телеметрическая система контроля забойных параметров содержит передающее устройство 1 и электронную аппаратуру, включающую блок питания, датчики измеряемых параметров, электронику обработки данных. Электронная аппаратура смонтирована в виде модулей 2, которые установлены после передающего устройства непосредственно в бурильной трубе 3, причем между отдельными модулями установлены центраторы 4. Каждый модуль зафиксирован от разворота подвижной втулкой 5, установленной на центраторе 4 и прижатой к торцу корпуса модуля гайкой 6. На торцах подвижной втулки и корпусов модулей выполнены зубья 7 и 8, входящие при сборке в зацепление. Подвижные втулки центраторов имеют возможность только осевого перемещения и зафиксированы от разворота направляющими винтами или штифтами 9. Центратор с двух сторон имеет присоединительные резьбы, соединительные разъемы 10 и концентрические канавки под уплотнительные кольца 11. Нижний центратор закрыт со свободной стороны крышкой 12, имеющей на торце такие же зубья, как на торцах подвижной втулки 5 и корпусах модулей 2.The telemetry system for monitoring downhole parameters includes a
Телеметрическая система контроля забойных параметров работает следующим образом. Датчики измеряемых параметров производят регистрацию температуры, давления, магнитного поля и т.д. Полученная информация поступает на электронику обработки данных, где информация обрабатывается, и поступает на передающее устройство 1, которое формирует сигнал для передачи на поверхность. Блок питания обеспечивает электронную аппаратуру электроэнергией. Чтобы уменьшить погрешность измерения магнитного поля, необходимого для определения азимута скважины датчики измеряемых параметров размещены внизу, что соответствует максимальному удалению от стальных замков легкосплавной бурильной трубы 3. Центраторы 4 соединяют отдельные модули 2 между собой, ориентируют модули в бурильной трубе. При сборке модуля с центратором происходит электрическое соединение разъема, допускающего вращение, и герметизация соединения модуля с центратором уплотнительными кольцами 13. Подвижные втулки 5 центраторов зафиксированы от разворота направляющими винтами или штифтами 9. Каждая подвижная втулка 5, установленная на центраторе 4, входит своими зубьями 7 в зацепление с зубьями 8, выполненными на торце модуля, и фиксируется гайкой 6, которая предотвращает ее осевое смещение, а также разворот модуля. Угол α, образованный зубом, меньше, чем половина угла β, образованного зубом и впадиной, что обеспечивает свободную сборку модуля и центратора.The telemetric system for monitoring downhole parameters works as follows. Sensors of measured parameters record temperature, pressure, magnetic field, etc. The received information goes to the data processing electronics, where the information is processed, and goes to the transmitting
Применение изобретения позволило:The application of the invention allowed:
1. Обеспечить крепление и защиту скважинной аппаратуры от воздействия высокого давления и температуры.1. To secure and protect the downhole equipment from high pressure and temperature.
2. Повысить точность измерений.2. Improve measurement accuracy.
3. Обеспечить бесперебойную работу скважинной аппаратуры.3. To ensure uninterrupted operation of downhole equipment.
4. Обеспечить унификацию деталей телеметрической системы.4. To ensure the unification of the details of the telemetry system.
5. Снизить трудоемкость обслуживания при эксплуатации телеметрической системы.5. Reduce the complexity of maintenance during the operation of the telemetry system.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001104365/03A RU2219336C2 (en) | 2001-02-19 | 2001-02-19 | Telemetering system controlling downhole parameters |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001104365/03A RU2219336C2 (en) | 2001-02-19 | 2001-02-19 | Telemetering system controlling downhole parameters |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2001104365A RU2001104365A (en) | 2003-02-20 |
RU2219336C2 true RU2219336C2 (en) | 2003-12-20 |
Family
ID=32065265
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001104365/03A RU2219336C2 (en) | 2001-02-19 | 2001-02-19 | Telemetering system controlling downhole parameters |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2219336C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2651826C1 (en) * | 2017-02-10 | 2018-04-24 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Илмасоник-Наука" | Flexible connection for well complexes |
CN111648763A (en) * | 2020-07-15 | 2020-09-11 | 重庆科技学院 | While-drilling well leakage prediction and leakage point measurement nipple |
-
2001
- 2001-02-19 RU RU2001104365/03A patent/RU2219336C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
МОЛЧАНОВ А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. - М.: Недра, 1983, с.151-183. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2651826C1 (en) * | 2017-02-10 | 2018-04-24 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Илмасоник-Наука" | Flexible connection for well complexes |
CN111648763A (en) * | 2020-07-15 | 2020-09-11 | 重庆科技学院 | While-drilling well leakage prediction and leakage point measurement nipple |
CN111648763B (en) * | 2020-07-15 | 2024-03-19 | 重庆科技学院 | Short joint for leakage prediction and leakage point measurement while drilling |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6688396B2 (en) | Integrated modular connector in a drill pipe | |
US5725061A (en) | Downhole drill bit drive motor assembly with an integral bilateral signal and power conduction path | |
RU2304718C2 (en) | Section of pipe column with wires (variants) and inductive communication device for said section | |
US9874083B2 (en) | Downhole probes and systems | |
US10287871B2 (en) | Axially-supported downhole probes | |
RU2524068C1 (en) | Universal adapter for downhole drill motor with conductors or ports | |
US8474875B2 (en) | Repeater for wired pipe | |
US20110308795A1 (en) | Downhole signal coupling system | |
RU2552249C2 (en) | Port of light connection for use on well instruments | |
RU2219336C2 (en) | Telemetering system controlling downhole parameters | |
RU19091U1 (en) | BOTTOM TELEMETRY SYSTEM | |
CN106685630A (en) | Underground bidirectional communication device | |
CN112771246A (en) | Data collection and communication device between tubular columns of oil and gas well | |
RU2190097C2 (en) | Telemetering system for logging in process of drilling | |
CN213176013U (en) | Wired electric pump testing device for offshore oil field | |
US8821137B2 (en) | Modular down hole gauge for use in retrievable electric submersible pump systems with wet connect | |
US10060216B2 (en) | Multiple channel rotary electrical connector | |
CN112483010B (en) | Downhole tool | |
CN201943692U (en) | Main measuring housing for measuring instrument while drilling | |
CN116723428B (en) | Near-bit guiding system and screw drilling tool | |
RU94042363A (en) | Downhole telemetering system | |
CN214273627U (en) | Mining continuous wave mud impulse generator | |
CN110761777B (en) | Pulse generator for well logging | |
US11473418B1 (en) | Horizontal directional drilling system and method | |
RU2101488C1 (en) | Device for measuring changes of inner diameter of casing strings |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040220 |