RU2304718C2 - Секция снабженной проводами колонны труб (варианты) и индуктивное устройство связи для нее - Google Patents
Секция снабженной проводами колонны труб (варианты) и индуктивное устройство связи для нее Download PDFInfo
- Publication number
- RU2304718C2 RU2304718C2 RU2003116162/03A RU2003116162A RU2304718C2 RU 2304718 C2 RU2304718 C2 RU 2304718C2 RU 2003116162/03 A RU2003116162/03 A RU 2003116162/03A RU 2003116162 A RU2003116162 A RU 2003116162A RU 2304718 C2 RU2304718 C2 RU 2304718C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- annular
- pipe
- section
- ledge
- coil
- Prior art date
Links
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 title claims description 92
- 238000004891 communication Methods 0.000 title description 59
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 claims abstract description 120
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 56
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 108
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 51
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 51
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 51
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 44
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 claims description 25
- 239000010974 bronze Substances 0.000 claims description 25
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 229910052790 beryllium Inorganic materials 0.000 claims description 15
- ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N beryllium atom Chemical compound [Be] ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 14
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 claims description 10
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 10
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000010951 brass Substances 0.000 claims description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 10
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000010931 gold Substances 0.000 claims description 10
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000004332 silver Substances 0.000 claims description 10
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 10
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 10
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 9
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 9
- 238000005266 casting Methods 0.000 claims description 7
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 claims description 7
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 18
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 10
- 238000012546 transfer Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 14
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 8
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 6
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 5
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 5
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 229910000815 supermalloy Inorganic materials 0.000 description 2
- UDQTXCHQKHIQMH-KYGLGHNPSA-N (3ar,5s,6s,7r,7ar)-5-(difluoromethyl)-2-(ethylamino)-5,6,7,7a-tetrahydro-3ah-pyrano[3,2-d][1,3]thiazole-6,7-diol Chemical compound S1C(NCC)=N[C@H]2[C@@H]1O[C@H](C(F)F)[C@@H](O)[C@@H]2O UDQTXCHQKHIQMH-KYGLGHNPSA-N 0.000 description 1
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 238000000137 annealing Methods 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 229940125936 compound 42 Drugs 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000004070 electrodeposition Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 1
- 230000000873 masking effect Effects 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
- F16L15/08—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with supplementary elements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/028—Electrical or electro-magnetic connections
- E21B17/0283—Electrical or electro-magnetic connections characterised by the coupling being contactless, e.g. inductive
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L25/00—Constructive types of pipe joints not provided for in groups F16L13/00 - F16L23/00 ; Details of pipe joints not otherwise provided for, e.g. electrically conducting or insulating means
- F16L25/01—Constructive types of pipe joints not provided for in groups F16L13/00 - F16L23/00 ; Details of pipe joints not otherwise provided for, e.g. electrically conducting or insulating means specially adapted for realising electrical conduction between the two pipe ends of the joint or between parts thereof
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S439/00—Electrical connectors
- Y10S439/95—Electrical connector adapted to transmit electricity to mating connector without physical contact, e.g. by induction, magnetism, or electrostatic field
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)
- Transformers For Measuring Instruments (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Near-Field Transmission Systems (AREA)
- Shielding Devices Or Components To Electric Or Magnetic Fields (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области бурения и эксплуатации скважин и может быть использована для передачи данных измерений из мест в стволе скважины на поверхность. Секция колонны труб содержит удлиненное трубчатое тело, имеющее аксиальное отверстие, резьбовой муфтовый конец и резьбовой ниппельный конец. Первая кольцевая катушка неподвижно установлена на муфтовом конце и частично окружена первым слоем с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, и вторая кольцевая катушка, неподвижно установленная на ниппельном конце, частично окружена вторым слоем с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. При соединении муфтового конца первой секции колонны труб с ниппельным концом второй секции колонны труб первый и второй слои с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью образуют, по меньшей мере, часть тороидального контура, окружающего первую кольцевую катушку первой секции колонны труб и вторую кольцевую катушку второй секции колонны труб. Катушечные обмотки первой и второй катушек секции снабженной проводами колонны труб электрически соединены. Изобретения направлены на повышение надежности передачи информации. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 18 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к устройству и способам, применяемым при бурении нефтяных скважин и при эксплуатации нефтяных скважин для передачи данных измерений к наземной станции из мест в стволе скважины.
Большая часть преимуществ систем для измерения забойных параметров в процессе бурения и геофизических исследований в скважинах (каротажа) в процессе бурения обусловлена их способностью поставлять информацию в реальном времени об условиях вблизи бурового долота. Нефтяные компании используют эти измерения в нисходящих стволах скважин для принятия решений во время процесса бурения и используют сложное бурильное оборудование, такое как система GeoSteering, разработанная компанией Schlumberger, Ltd. Работа таких технических систем в значительной степени базируется на мгновенно получаемых знаниях о пласте, который подвергается бурению. В данной отрасли промышленности продолжаются разработки новых способов измерений для скважинных исследований в процессе бурения/каротажа в процессе бурения, включая измерения с воспроизведением изображений с большим объемом данных.
Эти новые системы измерения и управления требуют использования телеметрических систем, имеющих более высокие скорости передачи и обработки данных, чем имеющиеся в настоящее время. В результате был подвергнут испытаниям или предложен ряд телеметрических способов и средств, предназначенных для использования при проведении скважинных исследований в процессе бурения.
Стандартной технологией в данной отрасли является телеметрия по гидроимпульсному каналу связи в скважине, при которой бурильная труба используется для направления акустических волн в буровом растворе. В настоящее время при использовании телеметрии по гидроимпульсному каналу связи в скважине данные направляются к поверхности при скоростях передачи информации в диапазоне от 1 до 6 бит в секунду. При такой низкой скорости невозможно передать большие объемы данных, которые, как правило, собираются с помощью колонны для проведения геофизических исследований в скважине в процессе бурения. В некоторых случаях (например, при пенящемся буровом растворе) телеметрия по гидроимпульсному каналу связи в скважине вообще не работает. Обычно некоторые или все данные запоминаются в скважинном запоминающем устройстве и пересылаются в конце прогона битов. Эта задержка существенно снижает ценность данных для прикладных систем реального времени. Кроме того, существует большой риск потери данных, например, если прибор будет потерян в стволе скважины.
Попытки выполнить электромагнитные телеизмерения посредством канала в грунте имели ограниченный успех. Даже при очень низких скоростях передачи данных электромагнитная телеметрия работает только до ограниченной глубины в зависимости от электрического удельного сопротивления земли.
До настоящего времени акустическую телеметрию посредством самой бурильной трубы широко исследовали, но не использовали в промышленных масштабах. Теоретически при использовании акустических волн в стали возможны скорости передачи данных порядка десятков битов в секунду.
Идея размещения провода в бурильной трубе предлагалась множество раз за последние 25 лет. Компании Shell и Exxon сообщали о создании экспериментальной снабженной проводом бурильной колонны в конце 70-х годов. Известный уровень техники, относящийся к данным попыткам, раскрыт в патенте США №4126848, выданном на имя Dennison и озаглавленном "Drill String Telemeter System", в патенте США №3957118, выданном на имя Barry и др. и озаглавленном "Cable System for use in a Pipe String and Method for Installing and Using the same", и в патенте США №3807502, выданном на имя Heilhecker и др. и озаглавленном "Method for Installing an Electric Conductor in a Drill String", и в публикации W.J.McDonald "Four Different Systems Used for MWD", The Oil and Gas Journal, страницы 115-124, 3 апреля 1978. Полагают, что недостатками таких систем были низкая надежность и высокая стоимость вследствие большого количества электрических соединителей.
Компания IFP разработала систему, известную как "Simphor", в которой используются кабельные линии и большие высоконадежные в эксплуатации соединители для работы во влажной среде. Она никогда не применялась в промышленности для измерений в процессе бурения. Полагают, что недостатком данной системы было то, что она отрицательно воздействовала на процесс бурения.
Использование связанных по току индуктивных устройств связи в бурильной колонне известно. В патенте США №4605268, выданном на имя Meador и озаглавленном "Transformer Cable Connector", описано использование и основные принципы работы связанных по току индуктивных устройств связи, установленных на уплотняемых поверхностях бурильных труб. В опубликованной заявке №2140527 на патент Российской Федерации, озаглавленной "Способ бурения наклонных и горизонтальных стволов скважин", поданной 18 декабря 1997, и в более ранней опубликованной заявке №2040691 на патент Российской Федерации, озаглавленной "Система передачи электроэнергии и данных в пределах колонны из примыкающих труб", поданной 14 февраля 1992, описана телеметрическая система для бурильной колонны, в которой используются связанные по току индуктивные устройства связи, смонтированные вблизи уплотняемых поверхностей бурильных труб. В публикации WO 90/14497 А2 на имя Eastman Christensen GMBH, озаглавленной "Process and device for transmitting data signals and/or control signals in a pipe train", описано индуктивное устройство связи, установленное на внутренней поверхности секции колонны бурильных труб для передачи данных.
Другие патенты США перечислены ниже: патент США №5052941, выданный на имя Hernandez-Marti и др. и озаглавленный "Inductive coupling connector for a well head equipment"; патент США №4806928, выданный на имя Veneruso и озаглавленный "Apparatus for electro-magnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface"; патент США №4901069, выданный на имя Veneruso и озаглавленный "Apparatus for electro-magnetically coupling power and data signals between a first unit and a second unit and in particular between well bore apparatus and the surface"; патент США №5531592, выданный на имя Veneruso и озаглавленный "Method and apparatus for transmitting information relating to the operation of a downhole electrical device"; патент США №5278550, выданный на имя Rhein-Knudsen и др. и озаглавленный "Apparatus and method for retrieving and/or communicating with downhole equipment", и патент США №5971072, выданный на имя Huber и др. и озаглавленный "Inductive coupler activated completion system".
Ни в одном из этих ссылочных материалов не предложена телеметрическая система для надежной передачи данных измерений с высокими скоростями передачи данных из мест, расположенных рядом с бурильным долотом, к наземной станции.
Техническим результатом настоящего изобретения является телеметрическая система для надежной передачи данных измерений с высокими скоростями передачи данных к наземной станции из мест в стволе скважины.
В соответствии с настоящим изобретением разработана надежная в эксплуатации, обеспечивающая малые потери секция снабженной проводами скважинной колонны труб, предназначенная для эксплуатации ее в качестве элемента колонны снабженных проводами труб для передачи данных измерений к наземной станции из мест в стволе скважины при бурении нефтяных скважин и при эксплуатации нефтяных скважин. Проводящие слои уменьшают потери энергии сигнала на участке бурильной колонны за счет снижения омических потерь и потерь магнитного потока в каждом индуктивном устройстве связи. Секция снабженной проводами колонны труб является надежной в эксплуатации за счет того, что она остается в рабочем состоянии при наличии зазоров в проводящем слое.
Указанный технический результат достигается тем, что секция снабженной проводами колонны труб, имеющая аксиальное отверстие, содержит удлиненное трубчатое тело, муфтовый конец, образованный на первом конце трубчатого тела, при этом на муфтовом конце образован контактирующий кольцевой наружный конец трубы, контактирующий кольцевой внутренний уступ и внутренняя резьба между наружным концом трубы и внутренним уступом, имеющим выполненный в нем первый кольцевой паз, содержащий первый кольцевой вогнутый слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий первую кольцевую полость, и первую катушку, неподвижно установленную внутри первой кольцевой полости, ниппельный конец, образованный на втором конце трубчатого тела, при этом на ниппельном конце образован контактирующий кольцевой наружный уступ, контактирующий кольцевой внутренний конец трубы и наружная резьба между наружным уступом и внутренним концом трубы, имеющим выполненный в нем второй кольцевой паз, содержащий второй кольцевой вогнутый слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий вторую кольцевую полость, и вторую катушку, неподвижно установленную внутри второй кольцевой полости, и средство для электрического соединения катушечных обмоток первой и второй катушек.
Вогнутые слои могут иметь концентрические обращенные друг к другу участки.
Расстояние в аксиальном направлении между наружным концом трубы и внутренним уступом может быть приблизительно равно расстоянию в аксиальном направлении между наружным уступом и внутренним концом трубы.
Расстояние в аксиальном направлении между наружным концом трубы и внутренним уступом может быть больше расстояния в аксиальном направлении между наружным уступом и внутренним концом трубы на величину, достаточную, чтобы гарантировать, что крутящий момент, необходимый для поджима внутреннего уступа к внутреннему концу трубы при затягивании для образования замкнутого тороидального контура с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, будет равен крутящему моменту, необходимому для поджима наружного конца трубы к наружному уступу при затягивании для достижения надлежащего уплотнения соединения труб.
Муфтовый конец может иметь канал для прохода электрического кабеля через часть указанного муфтового конца.
Каждая катушка может иметь удлиненное в аксиальном направлении поперечное сечение.
Каждый слой может включать материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
Каждый слой может представлять собой покрытие из материала, включающего материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
Первый слой может представлять собой вставку из материала, включающего в себя материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
Каждая катушка может быть загерметизирована заливочным компаундом.
По меньшей мере, один из слоев с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью может содержать, по меньшей мере, один слой, состоящий из участков.
Внутренний уступ может иметь выемку для прохода электрического кабеля в аксиальное отверстие.
Внутренний конец трубы может иметь выемку для прохода электрического кабеля в аксиальное отверстие.
Первая катушка и вторая катушка могут быть смещены в радиальном направлении друг от друга.
Зазор в слое с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, образующем тороидальный контур, может перекрываться участком конца трубы.
Указанный технический результат достигается также и тем, что индуктивное устройство связи для секции снабженной проводами колонны труб, имеющей аксиальное отверстие, содержит муфтовый конец первой секции снабженной проводами колонны труб, при этом на муфтовом конце образован контактирующий кольцевой наружный конец трубы, контактирующий кольцевой внутренний уступ и внутренняя резьба между наружным концом трубы и внутренним уступом, имеющем выполненный в нем первый кольцевой паз, содержащий первый кольцевой вогнутый слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий первую кольцевую полость, и первую катушку, неподвижно установленную внутри первой кольцевой полости, ниппельный конец второй секции снабженной проводами колонны труб, при этом на ниппельном конце образован контактирующий кольцевой наружный уступ, контактирующий кольцевой внутренний конец трубы и наружная резьба между наружным уступом и внутренним концом трубы, имеющем выполненный в нем второй кольцевой паз, содержащий второй кольцевой вогнутый слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий вторую кольцевую полость, и вторую катушку, неподвижно установленную внутри второй кольцевой полости, и резьбовое средство для завинчивания, предназначенное для поджима внутреннего уступа к внутреннему концу трубы таким образом, чтобы первый слой и второй слой принудительно поджимались друг к другу для образования замкнутого тороидального контура с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, окружающего обе катушки.
Первый и второй слои могут образовывать тороидальный контур, включающий по меньшей мере, один участок конца трубы.
Указанный технический результат достигается тем, что секция снабженной проводами колонны труб, имеющая аксиальное отверстие, содержит удлиненное трубчатое тело, муфтовый конец, образованный на первом конце трубчатого тела, при этом на муфтовом конце образован кольцевой наружный конец трубы, первый кольцевой самый внутренний уступ, первый кольцевой средний внутренний уступ, первый кольцевой самый наружный внутренний уступ и первая внутренняя резьба между наружным концом трубы и самым наружным кольцевым внутренним уступом, первую катушку, расположенную у среднего уступа, первую кольцевую изоляционную прокладку, обеспечивающую электрическую изоляцию, первый кольцевой кожух с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, имеющий первую кольцевую корпусную часть и первую кольцевую краевую часть, имеющую больший диаметр, чем первая корпусная часть, присоединенная к муфтовому концу у первого самого внутреннего уступа, при этом первая краевая часть приспособлена фиксировать первую катушку и первую прокладку относительно муфтового конца, ниппельный конец, образованный на втором конце трубчатого тела, при этом на ниппельном конце образован кольцевой наружный уступ, второй кольцевой самый внутренний уступ, второй кольцевой средний внутренний уступ, второй внутренний конец трубы и вторая внутренняя резьба между наружным концом трубы и вторым внутренним концом трубы, вторую катушку, расположенную у второго среднего уступа, вторую кольцевую изоляционную прокладку, обеспечивающую электрическую изоляцию, второй кольцевой кожух с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, имеющий вторую кольцевую корпусную часть и вторую цилиндрическую краевую часть, имеющую больший диаметр, чем вторая корпусная часть, присоединенная к муфтовому концу у второго самого внутреннего уступа, при этом вторая краевая часть приспособлена фиксировать вторую катушку и вторую прокладку относительно ниппельного конца, и средство для электрического соединения катушечных обмоток указанных первой и второй катушек.
На первом самом внутреннем кольцевом внутреннем уступе может быть образована третья внутренняя резьба, и первая корпусная часть выполнена с резьбой и присоединена к муфтовому концу с помощью третьей внутренней резьбы.
На муфтовом конце может быть образована первая кольцевая внутренняя стенка между первой внутренней резьбой и самым наружным внутренним уступом, и муфтовый конец дополнительно содержит первый кольцевой слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью на первой кольцевой внутренней стенке.
Муфтовый конец может содержать кольцевой слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью у первого среднего уступа.
Ниппельный конец может содержать кольцевой слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью у второго среднего уступа.
На втором самом внутреннем кольцевом внутреннем уступе может быть образована четвертая внутренняя резьба, и вторая резьбовая корпусная часть присоединена к ниппельному концу с помощью четвертой внутренней резьбы.
Указанный технический результат достигается и тем, что секция снабженной проводами колонны труб, имеющая аксиальное отверстие, содержит удлиненное трубчатое тело, муфтовый конец, на котором образована первая поверхность определенной формы, окружающая аксиальное отверстие, при этом муфтовый конец имеет первый слой из материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью на первой поверхности определенной формы, образующий первую ленту определенной формы, первый трубчатый опорный элемент, прикрепленный к муфтовому концу внутри аксиального отверстия, первую катушку, расположенную соосно с первым трубчатым опорным элементом, окруженную им, опирающуюся на него и окружающую первую ленту определенной формы, но отделенную от нее, ниппельный конец, на котором образована вторая поверхность определенной формы, окружающая аксиальное отверстие, при этом ниппельный конец имеет второй слой из материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью на второй поверхности определенной формы, образующий вторую ленту определенной формы, второй трубчатый опорный элемент, прикрепленный к ниппельному концу внутри аксиального отверстия, вторую катушку, расположенную соосно со вторым трубчатым опорным элементом, окруженную им, опирающуюся на него и окружающую вторую ленту определенной формы, но отделенную от нее, и средство для электрического соединения катушечных обмоток первой и второй катушек.
Далее приводится подробное описание изобретения со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 представляет поперечное сечение первого предпочтительного варианта осуществления секции снабженной проводами колонны труб согласно настоящему изобретению, имеющей два элемента индуктивных устройств связи с токовым контуром;
фиг.2 представляет выполненный с частичным вырывом перспективный вид пары обращенных друг к другу элементов индуктивного устройства связи с токовым контуром по фиг.1;
фиг.3 представляет сечение пары обращенных друг к другу элементов индуктивного устройства связи с токовым контуром по фиг.2, соединенных вместе как часть эксплуатационной колонны труб, включая поперечное сечение замкнутого тороидального контура с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, окружающего оба сердечника;
фиг.4 представляет увеличенное сечение, показывающее более подробно установку электромагнитных компонентов элементов индуктивного устройства связи с токовым контуром по фиг.3;
фиг.5 представляет увеличенный выполненный с частичным вырывом перспективный вид элемента индуктивного устройства связи с токовым контуром, расположенный на муфтовом конце по фиг.4, который показывает деталь катушки и внутреннего электрического кабеля;
фиг.6А представляет электромагнитную модель секций снабженной проводами колонны труб, которые показаны на фиг.1;
фиг.6В представляет сечение тороидального контура первого предпочтительного варианта осуществления;
фиг.6С представляет перспективный вид тороидального контура первого предпочтительного варианта осуществления;
фиг.6D показывает участок замкнутого контура с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью;
фиг.7 представляет увеличенное сечение, показывающее первый вид первого варианта осуществления с альтернативным местоположением кабельного соединения;
фиг.8 представляет увеличенное сечение, показывающее второй вид первого варианта осуществления с первым альтернативным расположением электромагнитных компонентов;
фиг.9 представляет сечение индуктивного устройства связи по второму варианту осуществления секции снабженной проводами колонны труб в соответствии с настоящим изобретением, при этом каждый элемент индуктивного устройства связи имеет резьбовой кольцевой проводящий кожух и кольцевую высокопрочную изоляционную прокладку;
фиг.10 представляет сечение индуктивного устройства связи по третьему варианту осуществления секции снабженной проводами колонны труб согласно настоящему изобретению, при этом один элемент индуктивного устройства связи имеет резьбовой кольцевой проводящий кожух, а другой элемент индуктивного устройства связи имеет слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью;
фиг.11 представляет сечение индуктивного устройства связи по четвертому варианту осуществления секции снабженной проводами колонны труб согласно настоящему изобретению, при этом каждый элемент индуктивного устройства связи установлен внутри трубчатого опорного элемента, прикрепленного к внутренней цилиндрической поверхности отверстия бурильной трубы;
фиг.12 представляет перспективный вид ниппельного конца секции снабженной проводами колонны труб, содержащего первый элемент устройства связи с токовым контуром по четвертому варианту осуществления, показанному на фиг.11;
фиг.13 представляет перспективный вид муфтового конца секции снабженной проводами колонны труб, содержащего второй элемент устройства связи с токовым контуром по четвертому варианту осуществления, показанному на фиг.11;
фиг.14 представляет сечение пятого варианта осуществления секции снабженной проводами колонны труб согласно настоящему изобретению, которая имеет два элемента индуктивных устройств связи с токовым контуром;
фиг.15 представляет выполненный с частичным вырывом перспективный вид пары обращенных друг к другу элементов индуктивного устройства связи с токовым контуром, показанного на фиг.14;
фиг.16 представляет сечение элементов индуктивного устройства связи с токовым контуром, показанного на фиг.14, которые соединены вместе как часть эксплуатационной колонны труб, включая поперечное сечение контура с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, окружающего оба сердечника;
фиг.17 представляет собой увеличенное сечение, показывающее первый вид пятого варианта осуществления с первым альтернативным расположением электромагнитных компонентов;
фиг.18 представляет увеличенное сечение, показывающее второй вид пятого варианта осуществления со вторым альтернативным расположением электромагнитных компонентов.
В соответствии с изобретением разработана надежная в эксплуатации, обеспечивающая малые потери секция снабженной проводами колонны труб, предназначенная для эксплуатации ее в качестве элемента снабженной проводами колонны труб такого типа, которая используется при бурении нефтяных скважин и при эксплуатации нефтяных скважин. Такие снабженные проводами колонны труб используются для передачи данных измерений к наземной станции из мест в стволе скважины. Секция снабженной проводами колонны труб по предпочтительному варианту осуществления содержит два элемента индуктивных устройств связи с токовым контуром, по одному на каждом конце секции снабженной проводами колонны труб, при этом каждый элемент содержит электромагнитную катушку, частично окруженную кольцевым вогнутым проводящим слоем с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Когда две секции снабженной проводами колонны труб соединены вместе как часть индуктивного устройства связи эксплуатационной колонны труб, два обращенных друг к другу проводящих слоя взаимодействуют для образования имеющего высокую проводимость и низкую магнитную проницаемость участка замкнутого тороидального контура, окружающего две катушки обращенных друг к другу концов двух секций снабженной проводами колонны труб. Проводящие слои уменьшают потери энергии сигнала на участке бурильной колонны за счет снижения омических потерь и потерь магнитного потока в каждом индуктивном устройстве связи. Секция снабженной проводами колонны труб является надежной в эксплуатации за счет того, что она остается в рабочем состоянии при наличии зазоров в проводящем слое.
В первом предпочтительном варианте осуществления, показанном на фиг.1, два элемента индуктивных устройств связи с токовым контуром смонтированы по одному на каждом конце трубы у внутреннего уступа. Во втором варианте осуществления, показанном на фиг.9, каждый элемент индуктивного устройства связи включает в себя контакт из бериллиевой бронзы и изоляционную прокладку, обеспечивающую электрическую изоляцию. В третьем варианте осуществления, показанном на фиг.10, один элемент индуктивного устройства связи имеет резьбовой кольцевой проводящий кожух. В четвертом варианте осуществления, показанном на фиг.11, часть каждого элемента индуктивного устройства связи расположена внутри аксиального отверстия. В пятом варианте осуществления, показанном на фиг.14, первый элемент индуктивного устройства связи с токовым контуром смонтирован на муфтовом конце бурильной трубы в конусообразной части рядом с наружным уплотняемым концом трубы, и второй элемент индуктивного устройства связи с токовым контуром смонтирован на ниппельном конце бурильной трубы в конусообразной части рядом с наружным уплотнительным уступом.
Первый предпочтительный вариант осуществления показан на фиг.1-5 и схематично показан на фиг.6А.
На фиг.1 показана секция 10 снабженной проводами колонны труб, имеющая первый элемент 21 индуктивного устройства связи с токовым контуром и второй элемент 31 индуктивного устройства связи с токовым контуром, по одному на каждом конце трубы. На фиг.1 также показана секция 10 снабженной проводами колонны труб, имеющая удлиненное трубчатое тело 11 с аксиальным отверстием 12, первый элемент 21 индуктивного устройства связи на муфтовом конце 22 и второй элемент 31 индуктивного устройства связи на ниппельном конце 32. Индуктивное устройство 20 связи показано как образованное первым элементом 21 индуктивного устройства связи и вторым элементом 31/ индуктивного устройства связи, предусмотренным на ниппельном конце 32/ соседней снабженной проводом бурильной трубы.
На фиг.1 и 2 показан муфтовый конец 22, на котором образована внутренняя резьба 23 и кольцевой внутренний контактирующий уступ 24 с первым пазом 25. На фиг.1 и 2 также показан ниппельный конец 32/ соседней секции снабженной проводами колонны труб, на котором образована наружная резьба 33/ и кольцевой внутренний контактирующий конец 34/ трубы со вторым пазом 35/. (В данном описании ниже и на чертежах номер элемента, за которым следует надстрочная косая черта "/", указывает на элемент, принадлежащий соседней секции снабженной проводами колонны труб).
Фиг.3 представляет собой сечение пары обращенных друг к другу элементов индуктивного устройства связи с токовым контуром по фиг.2, соединенных вместе как часть эксплуатационной колонны труб. Фиг.3 показывает поперечное сечение замкнутого тороидального контура 40 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, окружающего оба сердечника, и сечение канала 13. Канал 13 образует проходное отверстие для внутреннего электрического кабеля 14, который электрически соединяет два элемента индуктивных устройств связи секции 10 снабженной проводами колонны труб.
Фиг.4 представляет собой увеличенное сечение, показывающее установку (монтаж) первой катушки 28, первого сердечника 47 с высокой магнитной проницаемостью и первой катушечной обмотки 48. Фиг.4 также показывает канал 13, ограждающий внутренний электрический кабель 14. (Для обеспечения ясности иллюстрации на фиг.4 и 5 первая катушка 28 показана большей относительно размеров ниппельного конца, чем она была бы в предпочтительном варианте осуществления, при этом размеры катушки должны быть такими, чтобы исключить отрицательное влияние на прочность бурильной трубы).
На фиг.4 дополнительно показан первый паз 25, образующий первую кольцевую вогнутую поверхность 26 с концентрическими обращенными друг к другу участками 26а и 26b. На первой кольцевой вогнутой поверхности 26 имеется первый кольцевой вогнутый слой 27 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Слой 27 ограничивает первую кольцевую полость. Муфтовый конец 22 содержит первую катушку 28, неподвижно установленную в первой кольцевой полости между концентрическими, обращенными друг к другу участками 27а и 27b первого слоя 27.
На фиг.4 также показан второй паз 35/, образующий вторую кольцевую вогнутую поверхность 36/ с концентрическими, обращенными друг к другу участками 36а/ и 36b/. На второй кольцевой вогнутой поверхности 36/ имеется второй кольцевой вогнутый слой 37/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Слой 37/ ограничивает вторую кольцевую полость. Ниппельный конец 32/ содержит вторую катушку 38/, неподвижно установленную во второй кольцевой полости между концентрическими, обращенными друг к другу участками 37а/ и 37b/ второго слоя 37/.
На фиг.4 также показан первый элемент 21 индуктивного устройства связи с токовым контуром, имеющий первый слой 27 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, и второй элемент 31/ индуктивного устройства связи с токовым контуром, имеющий второй слой 37/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Каждый слой нанесен в виде покрытия на внутреннюю поверхность соответствующего ему паза или прикреплен к данной внутренней поверхности. Первая катушка 28 расположена между концентрическими, обращенными друг к другу участками 27а и 27b первого слоя 27. Таким образом, первый слой (или лента) 27 определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью частично окружает первую катушку 28. Аналогичным образом второй слой (или лента) 37/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью частично окружает вторую катушку 38/.
Первая катушка 28 зафиксирована на месте внутри соответствующего ей паза с помощью заливочной массы (компаунда) 42. Первая катушка 28 дополнительно защищена с помощью защитного наполнителя 43, предпочтительно клея-герметика, вулканизирующегося при комнатной температуре. Аналогичным образом вторая катушка 38/ зафиксирована на месте внутри соответствующего ей паза с помощью заливочной массы (компаунда) 52/ и дополнительно защищена с помощью защитного наполнителя 53/.
Фиг.5 представляет собой увеличенное сечение предусмотренного на муфтовом конце элемента индуктивного устройства связи с токовым контуром по фиг.4, показывающее деталь первой катушки 28, включая первый сердечник 47 с высокой магнитной проницаемостью и первую катушечную обмотку 48. Сердечник 47 имеет удлиненное в аксиальном направлении поперечное сечение. Вторая катушка 38/, второй сердечник 57/ и вторая катушечная обмотка 58/ по фиг.4 имеют аналогичную конструкцию.
Катушечная обмотка 48 предпочтительно имеет большое число витков. В первом предпочтительном варианте осуществления данное число приблизительно составляет 200. Предусмотренная на муфтовом конце лента по фиг.5 расположена с возможностью взаимодействия со второй предусмотренной на ниппельном конце, имеющей высокую проводимость и низкую магнитную проницаемость лентой соседней секции колонны труб для создания замкнутого тороидального контура 40 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, как показано на фиг.3. Когда первая и вторая секции колонны труб скреплены вместе как часть эксплуатационной колонны труб, слои 27 и 37/ образуют контур 40. Этот замкнутый контур окружает первую катушку и вторую катушку, как проиллюстрировано на схеме по фиг.6А. Из фиг.6А можно видеть, что обеспечивающее малые потери индуктивное устройство связи с токовым контуром согласно настоящему изобретению можно рассматривать как пару трансформаторов, соединенных встречно-параллельно посредством контура 40.
Каждая катушка индуцирует электрический ток в секции колонны труб, главным образом вдоль имеющего высокую проводимость и низкую магнитную проницаемость слоя секции колонны труб, который покрывает внутреннюю поверхность паза. Каждый слой проводящего материала прикреплен к внутренней поверхности паза, окружающего сердечник, или нанесен в виде покрытия на эту внутреннюю поверхность.
Слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью может быть образован из любого материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, который имеет проводимость, которая существенно выше проводимости стали. К пригодным материалам с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью относятся медь, медные сплавы (такие как латунь, бронза или бериллиевая бронза), серебро, алюминий, золото, вольфрам и цинк (и сплавы этих материалов).
Слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью позволяет уменьшить омические потери на участке колонны труб за счет уменьшения сопротивления тороидального контура 40 по сравнению с тем сопротивлением, которое имел бы данный контур 40, если бы он проходил только через сталь секции колонны труб. Слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью также позволяет снизить потери магнитного потока на участке колонны труб за счет уменьшения проникновения магнитного потока в сталь каждой секции снабженной проводами колонны труб. Несмотря на то, что тороидальный контур 40 в идеальном случае представляет собой замкнутый контур, необязательно, чтобы контур 40 состоял полностью из проводящего слоя, поскольку любой зазор в проводящем слое контура 40 будет перекрыт посредством стали локального ниппельного конца. Зазор в проводящем слое тороидального контура может быть образован вследствие износа сравнительного мягкого проводящего слоя рядом с местом контакта твердой стали контактирующих концов труб. Небольшое количество таких зазоров в проводящем слое тороидального контура на участке колонны труб не вызовет таких потерь энергии, которые достаточны для того, чтобы оказать существенное влияние.
Тороидальный контур 40 показан в поперечном сечении на фиг.6В. Ток течет вокруг контура 40 в плоскости поперечного сечения, то есть в плоскости, совмещенной с осью отверстия трубы. Протекание тока показано стрелками на фиг.6В и 6С. В идеальном случае отсутствует зазор между проводящими слоями 27 и 37/ в том месте, где кольцевой внутренний контактирующий уступ 24 упирается в кольцевой внутренний контактирующий конец 34/ трубы. Поскольку ток течет в замкнутом контуре, ориентированном в плоскости, выровненной относительно аксиального отверстия, слой материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, который образует контур 40, может быть образован из одного или более участков слоя в виде "кусков пирога" так, как показано на фиг.6D. На фиг.6D показан замкнутый, образованный из участков контур 70 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, содержащий первый и второй участки слоя, обозначенные соответственно 77 и 87/. В то время как в своем простейшем виде "тороидальный контур" предполагает наличие непрерванной непрерывной поверхности, слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью может быть образован из одного или более участков определенной формы, поскольку ток необязательно должен течь вокруг основной периферии тороидального контура.
Каждое индуктивное устройство связи с токовым контуром содержит катушечную обмотку, предпочтительно имеющую двести витков провода. В предпочтительном варианте осуществления обмотки залиты защитным материалом для того, чтобы способствовать их защите от окружающей среды.
Каждая катушка работает в предпочтительном диапазоне частот от 10 кГц до 2 МГц и предпочтительно при частоте 300 кГц. Могут быть использованы частоты за пределами данного диапазона, не превышающие предельных значений, которые определяются конкретной системой для полосы пропускания.
Слой материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью прикреплен или нанесен в виде покрытия электролитическим способом на поверхности канавок, окружающих две катушки. Это позволяет снизить сопротивление электрическому току, который связывает два сердечника. Это также позволяет предотвратить проникновение магнитного поля в материал трубы, тем самым повышается кпд устройства связи. В некоторых вариантах осуществления, которые были подвергнуты испытаниям авторами изобретения, ослабление было уменьшено до менее чем 0,2 дБ на устройство связи. Слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью должен иметь толщину, равную сумме только нескольких значений толщины скин-слоя, при самой малой рабочей частоте (примерно 1 мм для одного варианта осуществления). Слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью предпочтительно образован посредством нанесения электролитического покрытия. В альтернативных вариантах он может быть образован посредством электромагнитной формовки, штамповки взрывом или другим способом, известным в данной области техники. Предпочтительно полость, в которой размещена катушка, выполнена такой, чтобы минимизировать длину контура вдоль поверхностей в плоскости, проходящей через ось отверстия.
Материал магнитного сердечника выбирают таким, чтобы минимизировать потери на гистерезис и потери на вихревые токи и чтобы он был стойким к воздействию окружающей среды в нисходящей скважине. Было установлено, что материалы для магнитных лент, имеющиеся на рынке под названиями Supermalloy и Metglass®, являются пригодными, хотя можно использовать и другие материалы. Supermalloy поставляет фирма Magnetics®, подразделение фирмы Spang and Company, East Butler, Пенсильвания, США. Metglass® поставляет фирма Honeywell Amorphous Metals, Morristown, Нью-Джерси, США.
Сердечники предпочтительно образованы путем наматывания материала магнитной ленты на оправку, отжига и пропитывания эпоксидной смолой. После этого оправку удаляют для получения максимального поперечного сечения сердечника. С целью минимизации рассеяния магнитного потока катушечные обмотки предпочтительно плотно наматывают вокруг сердечника при минимальном расстоянии между витками. Это достигается за счет использования плотно намотанного провода круглого сечения или плоской проволоки. Тем не менее можно использовать другие способы, включая нанесение обмотки в виде гальванического покрытия путем электроосаждения или распыления (при этом изоляционную спираль получают путем маскирования или травления) или с помощью создания гибкой печатной платы. Дополнительные конденсаторы могут быть установлены и включены параллельно первичным обмоткам для снижения резонансной частоты.
Внутренний электрический кабель 14 на фиг.1-4 проходит в осевом направлении в пределах, по меньшей мере, части отверстия. На фиг.1 показан кабель 14, который размещен внутри канала 13 в зоне первого элемента 21 индуктивного устройства связи, но затем проходит через отверстие трубы вдоль него, будучи прикрепленным к внутренней стенке трубы, до второго элемента 31 индуктивного устройства связи. В альтернативном варианте кабель 14 может быть размещен в канавке, вырезанной в наружной поверхности секции колонны труб, или кабель 14 может находиться в отверстии, образованном в буровой скважине в пределах участка стенки секции колонны труб. Или он может находиться внутри отверстия секции колонны труб в виде закрепленного кабеля, бронированного кабеля или (что менее желательно) в виде незакрепленных проводов.
Надежность системы индуктивных устройств связи с токовым контуром может быть повышена путем использования резервных кабелей. Две пары (или более) проводов могут проходить от конца до конца каждой секции, и две независимые катушечные обмотки могут быть намотаны в каждом устройстве связи, так что один оборванный провод не вызовет отказа системы. Если провода заизолированы независимо друг от друга, закорачивание одного из них не вызовет выхода системы из строя.
Первый предпочтительный вариант осуществления включает в себя секцию колонны труб с двумя зонами контакта, с первым и вторым элементами индуктивных устройств связи, расположенными соответственно у внутреннего уступа и у внутреннего конца трубы. Размеры секции колонны труб таковы, что расстояние между наружным концом трубы и внутренним уступом больше расстояния между наружным уступом и внутренним концом трубы на небольшую величину. На фиг.3 показано расстояние D1 между наружным концом 41 трубы и кольцевым внутренним контактирующим уступом 24 и расстояние D2 между наружным уступом 51/ и кольцевым внутренним контактирующим концом 34/ трубы. Расстояние D1 больше расстояния D2 на небольшую величину. Когда две секции колонны труб надлежащим образом затянуты (то есть зажаты вместе с приложением крутящего момента, необходимого для достижения надлежащего уплотнения конца 41 трубы относительно уступа 51/ соседней снабженной проводом трубы), эта небольшая величина обеспечивает возможность посредством приложения того же крутящего момента автоматически прижать внутренний уступ 24 к внутреннему концу 34/ трубы соседней секции снабженной проводами колонны труб так, чтобы надежно образовать замкнутый тороидальный контур 40 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью.
На фиг.7 показан первый вид первого варианта осуществления, в котором внутренние кабели 44 и 54/ выходят из зоны катушек 28 и 38/ соответственно через кольцевые V-образные канавки 46 и 56/. Следует обратить внимание на то, что местоположение и структура компаунда 42 и защитного наполнителя 43 и 45 на муфтовом конце и компаунда 52/ и защитного наполнителя 53/ и 55/ на ниппельном конце отличаются от местоположения и структуры эквивалентных элементов в первом варианте осуществления, показанном на фиг.4.
На фиг.8 показан второй вид первого варианта осуществления, в котором имеются радиально смещенные катушки 28 и 38/. Слои 65, 27 и 66-67 на муфтовом конце и кольцевые слои 63/ и 68/ на ниппельном конце образуют материал с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью для обеспечения лучшего замыкания тороидального контура 40.
В третьем виде первого варианта осуществления, аналогичном варианту осуществления по фиг.8, участки кольцевых слоев с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, например слоев 67 и 68/ на фиг.8, исключены. Соответственно, проводящие слои, которые образуют замкнутый тороидальный контур 40 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, имеют зазор. Таким образом, тороидальный контур 40 включает, по меньшей мере, один участок конца стальной трубы, перекрывающий зазор.
Фиг.9 представляет собой сечение индуктивного устройства 210 связи по второму варианту осуществления снабженной проводами бурильной трубы согласно настоящему изобретению. В данном варианте и элемент 221 индуктивного устройства связи, и элемент 231/ индуктивного устройства связи имеет кольцевой резьбовой проводящий кожух с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, кольцевую изоляционную прокладку, обеспечивающую электрическую изоляцию, и возможно, но необязательно, по меньшей мере, один кольцевой слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Каждый проводящий кожух предпочтительно изготовлен из бериллиевой бронзы. Каждая прокладка предпочтительно изготовлена из керамики.
На муфтовом конце 222 образован кольцевой уплотняемый наружный конец трубы (непоказанный), первый кольцевой, самый внутренний уступ 241, первый кольцевой средний внутренний уступ 242, первый кольцевой, самый наружный внутренний уступ 243 и первая внутренняя резьба 223 между наружным концом трубы и первым кольцевым, самым наружным внутренним уступом 243. Первая катушка 228 установлена у первого среднего уступа 242.
На муфтовом конце 222 имеется первый кольцевой резьбовой проводящий кожух 224, первая кольцевая высокопрочная изоляционная прокладка 226, обеспечивающая электрическую изоляцию, и первый кольцевой слой 227 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. На муфтовом конце 222 образована первая внутренняя резьба 223 между наружным концом трубы и первым средним уступом 242 и третья внутренняя резьба 229. Первый кольцевой резьбовой проводящий кожух 224 присоединен к муфтовому концу 222 посредством третьей внутренней резьбы 229.
Первый проводящий кожух 224 имеет первую кольцевую корпусную часть 245 и первую кольцевую краевую часть 246, при этом первая краевая часть имеет больший диаметр, чем первая корпусная часть, первая корпусная часть присоединена к муфтовому концу у первого самого внутреннего уступа 241. Первый проводящий кожух 224 частично окружает первую катушку 228, обеспечивает фиксацию катушки 228 относительно первого кольцевого среднего внутреннего уступа 242 и фиксацию первой кольцевой высокопрочной изоляционной прокладки 226, обеспечивающей электрическую изоляцию, относительно первого кольцевого самого наружного внутреннего уступа 243.
Первый кольцевой слой 227 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью предпочтительно покрывает кольцевую часть внутренней стенки муфтового конца между первой внутренней резьбой 223 и третьей внутренней резьбой 229.
На ниппельном конце 232/ образован кольцевой уплотняемый наружный уступ (непоказанный), второй кольцевой, самый внутренний внутренний уступ 251/, второй кольцевой средний внутренний уступ 252/, второй конец 253/ трубы и вторая наружная резьба 233/ между наружным уступом и вторым концом 253/ трубы. Вторая катушка 238/ установлена у второго кольцевого среднего внутреннего уступа 252/.
На ниппельном конце 232/ имеется второй кольцевой резьбовой проводящий кожух 234/, вторая высокопрочная изоляционная прокладка 236/, обеспечивающая электрическую изоляцию, и второй кольцевой слой 237/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. На ниппельном конце 232/ образована вторая внутренняя резьба 233/ между наружным концом трубы и внутренним уступом и четвертая внутренняя резьба 239/. Второй кольцевой резьбовой проводящий кожух 234/ присоединен к ниппельному концу 232/ посредством четвертой внутренней резьбы 239/.
Второй кольцевой резьбовой проводящий кожух 234/ имеет вторую кольцевую корпусную часть 255/ и вторую кольцевую краевую часть 256/, при этом вторая краевая часть имеет больший диаметр, чем вторая корпусная часть, вторая корпусная часть присоединена к ниппельному концу у второго самого внутреннего уступа 251/. Второй проводящий кожух 234/ частично окружает вторую катушку 238/, обеспечивает фиксацию катушки 238/ относительно кольцевого среднего уступа 253/ и фиксацию второй кольцевой высокопрочной изоляционной прокладки 236/, обеспечивающей электрическую изоляцию, относительно второго конца 253/ трубы.
Второй кольцевой слой 237/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью предпочтительно покрывает кольцевую часть внутренней стенки ниппельного конца между второй внутренней резьбой 233/ и четвертой внутренней резьбой 239/.
Электрический кабель 214 электрически соединяет катушечные обмотки на первой и второй катушках одной снабженной проводами бурильной трубы. Кабель 214 выходит из муфтового конца 222 через канал 213. Кабель 214 выходит из ниппельного конца 232/ через второй канал аналогичным образом.
Фиг.10 представляет собой сечение индуктивного устройства 310 связи по третьему варианту осуществления снабженной проводами бурильной трубы согласно настоящему изобретению. В данном варианте осуществления первый элемент 321 индуктивного устройства связи на муфтовом конце 322 имеет слой 327 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью.
На муфтовом конце 322 образована первая внутренняя резьба 323 между наружным концом трубы (непоказанным) и кольцевым внутренним контактирующим буртиком 325. Первая катушка 328 неподвижно установлена внутри первого кольцевого паза 326. Первый элемент 321 индуктивного устройства связи на муфтовом конце 322 имеет первый кольцевой слой 327 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Первый слой 327 покрывает кольцевую часть внутренней стенки муфтового конца между первой внутренней резьбой 323 и кольцевым внутренним контактирующим буртиком 325, частично окружая первую катушку 328. На ниппельном конце 332/ образована первая наружная резьба 333/ между наружным уступом (непоказанным) и кольцевым внутренним контактирующим уступом 335/. Вторая катушка 338/ неподвижно установлена внутри второго кольцевого паза 336/. Резьбовой кольцевой проводящий кожух 334/, привинченный к кольцевому внутреннему контактирующему уступу 335/ посредством четвертой внутренней резьбы 339/, обеспечивает установку второй катушки 338/ в заданном положении во втором кольцевом пазе 336/.
Электрический кабель 314 электрически соединяет катушечные обмотки на первой и второй катушках одной снабженной проводами бурильной трубы. Кабель 314 выходит из муфтового конца 322 через первый канал 313. Кабель 314 выходит из ниппельного конца 332' через второй канал аналогичным образом.
Фиг.11 представляет собой сечение обеспечивающего малые потери индуктивного устройства 410 связи по четвертому варианту осуществления снабженной проводами бурильной трубы согласно настоящему изобретению, при этом снабженная проводами бурильная труба имеет первый и второй элементы индуктивных устройств связи с токовым контуром, расположенные внутри отверстия секции колонны труб.
В первом виде индуктивного устройства 410 связи первая катушка прикреплена к первому трубчатому опорному элементу 415 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Опорный элемент 415 локально присоединен к первой секции колонны труб внутри отверстия первой секции колонны труб. Аналогичным образом вторая катушка 412 прикреплена ко второму трубчатому опорному элементу 416 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Опорный элемент 416 локально присоединен ко второй секции колонны труб внутри отверстия второй секции колонны труб. При сопряжении элементов устройства связи первая лента 413 определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью вторая лента 414 определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью и два трубчатых опорных элемента 415 и 416 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью образуют замкнутый тороидальный контур с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Этот контур окружает обе катушки и функционально соответствует контуру 40 на фиг.6А. Опорные элементы 415 и 416 могут быть выполнены из любого соответствующего материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, такого как бериллиевая бронза, или из магнитного материала, такого как сталь с покрытием из материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью.
Фиг.12 представляет собой перспективный вид ниппельного конца секции снабженной проводами колонны труб, которая содержит первый элемент по варианту осуществления, показанному на фиг.11. Фиг.13 представляет собой перспективный вид муфтового конца той секции снабженной проводами колонны труб, которая содержит второй элемент по варианту осуществления, показанному на фиг.11.
Пятый вариант показан на фиг.14-16 и схематично показан на фиг.6А. (Схематично он очень похож на первый предпочтительный вариант осуществления).
На фиг.14 показана секция 510 снабженной проводами колонны труб, имеющая удлиненное трубчатое тело 511. Тело 511 имеет муфтовый конец 522 и ниппельный конец 532. Муфтовый конец 522 содержит первый элемент 521 индуктивного устройства связи с токовым контуром и имеет внутреннюю коническую трубную резьбу 523. На муфтовом конце 522 образована кольцевая, обращенная внутрь зона 524 с конусообразным сечением, имеющая первый неглубокий паз 525. Ниппельный конец 532 содержит второй элемент 531 индуктивного устройства связи с токовым контуром и имеет наружную коническую трубную резьбу 533. На ниппельном конце 532 образована кольцевая, обращенная наружу зона 534 с конусообразным сечением, имеющая второй неглубокий паз 535. Как показано в верхней части фиг.14, муфтовый конец 522 соединен с ниппельным концом соседней секции снабженной проводами колонны труб для образования индуктивного устройства 520 связи. Первый элемент 521 индуктивного устройства связи с токовым контуром и второй элемент 531 индуктивного устройства связи с токовым контуром электрически соединены посредством внутреннего электрического кабеля 514. На фиг.14 также показаны наружный конец 541 трубы и наружный уступ 551, которые образуют уплотняемые поверхности.
На фиг.15 и 16 индуктивное устройство 520 связи секции снабженной проводами колонны труб по фиг.14 показано более подробно. На фиг.15 показан муфтовый конец 522, содержащий первый элемент 521 индуктивного устройства связи с токовым контуром и имеющий внутреннюю коническую трубную резьбу 523. Первый неглубокий паз 525 образует первую кольцевую вогнутую поверхность 526. Аналогичным образом показан ниппельный конец 532/, содержащий второй элемент 531/ индуктивного устройства связи с токовым контуром и имеющий наружную коническую трубную резьбу 533/. Второй неглубокий паз 535/ образует вторую кольцевую вогнутую поверхность 536.
Фиг.16 представляет собой увеличенное сечение электромагнитных компонентов соединенных элементов 521 и 531/ индуктивного устройства связи с токовым контуром по фиг.14 и 15.
На фиг.16 показана первая кольцевая вогнутая поверхность 526, на которой имеется первый слой 527 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Муфтовый конец 522 содержит первую катушку 528, имеющую первый сердечник 547 с высокой магнитной проницаемостью, на который намотана первая катушечная обмотка 548. Первая катушка 528 расположена в первом неглубоком пазе 525, частично покрытом слоем 527. На второй кольцевой вогнутой поверхности 536/ имеется второй слой 537/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Ниппельный конец 532/ содержит вторую катушку 538/, имеющую первый сердечник 557/ с высокой магнитной проницаемостью, на который намотана вторая катушечная обмотка 558/. Вторая катушка 538/ расположена внутри второго неглубокого паза 535/, частично покрытого слоем 537/.
Слой 527 образует первую ленту определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, частично окружающую первую катушку 528. Этой ленте придана такая форма, которая позволяет ей взаимодействовать со второй лентой определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, частично окружающей вторую катушку 538/ соседней второй секции колонны труб, для создания замкнутого тороидального контура 540 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Замкнутый контур 540 окружает первую катушку и вторую катушку, когда первая и вторая секции колонны трубы соединены вместе как часть эксплуатационной колонны труб.
Внутренний электрический кабель 514 проходит в осевом направлении, по меньшей мере, внутри части отверстия секции колонны труб. На фиг.14 и 16 показан кабель 514, проходящий через муфтовый конец 522 по первому каналу 544, при этом кабель проходит через центральный участок отверстия, не опираясь на стенки отверстия. В альтернативном варианте кабель 514 может быть размещен в канавке, вырезанной в наружной поверхности секции колонны труб. В другом варианте кабель 514 может находиться в отверстии, образованном с помощью ружейного сверла в пределах участка стенки секции колонны труб. В еще одном варианте кабель 514 может проходить внутри отверстия секции колонны труб в виде защищенного или бронированного кабеля.
Обеспечивающее малые потери индуктивное устройство связи с токовым контуром согласно данному пятому варианту осуществления можно рассматривать как пару трансформаторов, соединенных встречно-параллельно посредством тороидального контура с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, аналогичного контуру 40, показанному на фиг.6А.
Как показано на фиг.15, первый элемент 521 индуктивного устройства связи с токовым контуром включает в себя первую катушку 528, окружающую аксиальное отверстие 512. Второй элемент 531/ индуктивного устройства связи с токовым контуром включает в себя вторую катушку 538/, также расположенную концентрично относительно отверстия 512. Первый элемент 521 включает часть соединительного участка первой секции колонны труб, расположенную вблизи резьбы первого соединительного участка, которая имеет первый слой 527 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, частично окружающий первую катушку. Второй элемент 531/ включает в себя ту часть соединительного участка второй секции колонны труб, расположенную вблизи витков резьбы второго соединительного участка, которая имеет второй слой 537/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, частично окружающий вторую катушку. Первой ленте определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью придана такая форма, которая позволяет ей взаимодействовать со второй лентой определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, которая предусмотрена на соседней секции колонны труб. Когда первая секция снабженной проводами колонны труб и соседняя вторая секция снабженной проводами колонны труб привинчены друг к другу для использования в колонне труб, первая и вторая ленты определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью образуют замкнутый тороидальный контур с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, окружающий как первую катушку секции снабженной проводами колонны труб, так и вторую катушку соседней секции снабженной проводами колонны труб.
Как показано на фиг.16, первая катушка 528 расположена в тороидальной полости 560. Тороидальная полость 560 ограничена вогнутой поверхностью первого слоя 527 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, который покрывает первую кольцевую вогнутую поверхность 526, и вогнутой поверхностью второго слоя 537/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, который покрывает вторую кольцевую вогнутую поверхность 536/. Первый неглубокий паз 525 (показанный на фиг.15) образован рядом с резьбой и уплотняемыми поверхностями и окружает отверстие. Внутри первого неглубокого паза 525 катушки хорошо защищены от окружающей среды в процессе бурения. Каждая катушка предпочтительно путем формования герметично покрыта защитным покрытием из резины, но может быть использован другой тип полимерного покрытия, образованного путем формования.
Как показано на фиг.15, индуктивное устройство 520 связи включает первый элемент 521 индуктивного устройства связи с токовым контуром, имеющий первую ось Y-Y, аксиальное отверстие 512 и первый наружный конец 541 трубы. Оно дополнительно включает в себя первую катушку 528. Первая катушка 528 ориентирована в плоскости, проходящей поперек к оси Y-Y, окружает отверстие 512 и расположена в пределах первого элемента 521. Первый элемент 521 имеет наружную коническую трубную резьбу 533/ и первый слой 527 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, частично окружающий первую катушку 528. Первому слою 527 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью придана такая форма, которая обеспечивает его сопряжение с дополняющим его вторым слоем 537/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, предусмотренным на втором концевом элементе соседней секции колонны труб, имеющем соответствующую вторую проводящую катушку, намотанную вокруг второго сердечника. Два слоя взаимодействуют друг с другом для создания замкнутого тороидального контура 540 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, аналогичного контуру 40 по фиг.6А. Контур 540 окружает обе катушки, когда элементы 521 и 531/ индуктивного устройства связи с токовым контуром соединены. Защитные наполнители 553, 543/ окружают соответственно первую и вторую катушки. Контур 540, тороидальная полость 560, уплотняемая зона 561/ контактирующих краев и резьбовая зона 562 контактирующих краев показаны на фиг.16.
На фиг.16 показан первый элемент 521 индуктивного устройства связи с токовым контуром, в котором образован первый канал 544, окружающий внутренний электрический кабель 514. Аналогичным образом во втором элементе 531/ индуктивного устройства связи с токовым контуром образован второй канал 554/, окружающий внутренний электрический кабель 514/.
Фиг.17 представляет собой сечение первого вида пятого варианта осуществления. В этом варианте первый и второй сердечники и первый и второй слои с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью расположены вблизи уплотняемых поверхностей секции снабженной проводами колонны труб.
Фиг.18 представляет собой сечение второго вида пятого варианта осуществления, который аналогичен первому виду.
В третьем виде (непоказанном) пятого варианта осуществления секция снабженной проводами колонны труб содержит удлиненное трубчатое тело, изготовленное из материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. На первом конце тела образована первая лента определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, а на втором конце тела образована вторая лента определенной формы с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью.
В четвертом виде пятого варианта осуществления предусмотрена секция снабженной проводами колонны труб, имеющая тело, изготовленное из бериллиевой бронзы.
В пятом виде пятого варианта осуществления предусмотрена пара коротких переходников индуктивного устройства связи. Каждый переходник имеет короткий корпус, изготовленный из металла, и один элемент индуктивного устройства связи, частично окруженный кольцевым вогнутым проводящим слоем с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Если корпус изготовлен из материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, такого как бериллиевая бронза, подобный слой не нужен. Пятый вид не показан, но в нем используются компоненты, раскрытые здесь ранее как элементы пятого варианта осуществления. Индуктивные устройства связи аналогичны тем, которые предусмотрены на двух концах пятого варианта осуществления. Первый переходник навинчен на первый конец секции обычной (не снабженной проводами) колонны труб, и второй переходник навинчен на второй конец секции колонны труб для образования снабженной проводами сборной секции колонны труб (непоказанной). Два элемента индуктивных устройств связи этой снабженной проводами сборной секции колонны труб могут быть электрически соединены друг с другом на месте с помощью кабеля, пропущенного через отверстие секции колонны труб. Использование переходников для образования индуктивных устройств связи приводит к увеличению в три раза числа резьбовых соединений, но не приводит к увеличению количества элементов индуктивных устройств связи, необходимых для данной бурильной колонны. Данный способ использования требует образования, по меньшей мере, одного соединения кабелей после установки переходников индуктивных устройств связи.
Шестой вариант осуществления секции снабженной проводами колонны труб показан в сечении на фиг.17 и схематично на фиг.6А. (Схематично шестой вариант осуществления очень похож на первый предпочтительный вариант осуществления).
На фиг.17 показано индуктивное устройство 620 связи, содержащее первый элемент 621 индуктивного устройства связи с токовым контуром и второй элемент 631/ индуктивного устройства связи с токовым контуром, предусмотренный на соседней секции снабженной проводами колонны труб. На муфтовом конце 622 образована внутренняя коническая трубная резьба 623, уплотняемый конец 624 трубы и первый кольцевой паз 625 на уплотняемом конце 624 трубы. На ниппельном конце 632/ образована наружная коническая трубная резьба 633/, уплотняемый уступ 634/ и второй кольцевой паз 635/ в уплотняемом уступе 634/. Муфтовый конец 622 соединен с ниппельным концом 632/ соседней секции снабженной проводами колонны труб для образования индуктивного устройства 620 связи.
Первый кольцевой паз 625 содержит первый кольцевой вогнутый слой 627 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий первую кольцевую полость. Первая катушка 628 установлена в заливочном компаунде внутри первой кольцевой полости. Второй кольцевой паз 635/ содержит второй кольцевой вогнутый слой 637/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий вторую кольцевую полость. Вторая катушка 638/ установлена в заливочном компаунде внутри второй кольцевой полости.
Катушечные обмотки первой катушки 628 элемента 621 индуктивного устройства связи с токовым контуром и катушечные обмотки того второго элемента (непоказанного) индуктивного устройства связи с токовым контуром, который предусмотрен на той же [секции] снабженной проводами бурильной трубы, электрически соединены внутренним электрическим кабелем 614. Как показано на фиг.17, в шестом варианте осуществления уплотняемый конец 624 трубы имеет внутренний и наружный кольцевые участки, разделенные первым пазом 625, и уступ 634/ имеет внутренний и наружный кольцевые участки, разделенные вторым пазом 635/.
В виде шестого варианта осуществления, показанном на фиг.18, проиллюстрирована секция снабженной проводами колонны труб, имеющая более прочный (нерасщепленный) уплотняемый конец 644 трубы и более прочный уступ 654/. В этой разновидности также имеется третий слой 647 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью над внутренней кольцевой поверхностью, расположенной вблизи внутренней резьбы 643, и четвертый слой 657/ с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью над наружной кольцевой поверхностью, расположенной вблизи наружной резьбы 653/.
Claims (29)
1. Секция снабженной проводами колонны труб, имеющая аксиальное отверстие, содержащая удлиненное трубчатое тело, муфтовый конец, образованный на первом конце трубчатого тела, при этом на муфтовом конце образован контактирующий кольцевой наружный конец трубы, контактирующий кольцевой внутренний уступ и внутренняя резьба между наружным концом трубы и внутренним уступом, имеющим выполненный в нем первый кольцевой паз, содержащий первый кольцевой вогнутый слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий первую кольцевую полость, и первую катушку, неподвижно установленную внутри первой кольцевой полости, ниппельный конец, образованный на втором конце трубчатого тела, при этом на ниппельном конце образован контактирующий кольцевой наружный уступ, контактирующий кольцевой внутренний конец трубы и наружная резьба между наружным уступом и внутренним концом трубы, имеющим выполненный в нем второй кольцевой паз, содержащий второй кольцевой вогнутый слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий вторую кольцевую полость, и вторую катушку, неподвижно установленную внутри второй кольцевой полости, и средство для электрического соединения катушечных обмоток первой и второй катушек.
2. Секция по п.1, отличающаяся тем, что вогнутые слои имеют концентрические обращенные друг к другу участки.
3. Секция по п.1, отличающаяся тем, что расстояние в аксиальном направлении между наружным концом трубы и внутренним уступом приблизительно равно расстоянию в аксиальном направлении между наружным уступом и внутренним концом трубы.
4. Секция по п.1, отличающаяся тем, что расстояние в аксиальном направлении между наружным концом трубы и внутренним уступом больше расстояния в аксиальном направлении между наружным уступом и внутренним концом трубы на величину, достаточную, чтобы гарантировать, что крутящий момент, необходимый для поджима внутреннего уступа к внутреннему концу трубы при затягивании для образования замкнутого тороидального контура с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, будет равен крутящему моменту, необходимому для поджима наружного конца трубы к наружному уступу при затягивании для достижения надлежащего уплотнения соединения труб.
5. Секция по п.1, отличающаяся тем, что муфтовый конец имеет канал для прохода электрического кабеля через часть указанного муфтового конца.
6. Секция по п.1, отличающаяся тем, что каждая катушка имеет удлиненное в аксиальном направлении поперечное сечение.
7. Секция по п.1, отличающаяся тем, что каждый слой включает материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
8. Секция по п.1, отличающаяся тем, что каждый слой представляет собой покрытие из материала, включающего материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
9. Секция по п.1, отличающаяся тем, что первый слой представляет собой вставку из материала, включающего в себя материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
10. Секция снабженной проводами колонны труб по п.1, отличающаяся тем, что каждая катушка загерметизирована заливочным компаундом.
11. Секция по п.1, отличающаяся тем, что по меньшей мере, один из слоев с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью содержит, по меньшей мере, один слой, состоящий из участков.
12. Секция по п.1, отличающаяся тем, что внутренний уступ имеет выемку для прохода электрического кабеля в аксиальное отверстие.
13. Секция по п.1, отличающаяся тем, что внутренний конец трубы имеет выемку для прохода электрического кабеля в аксиальное отверстие.
14. Секция по п.1, отличающаяся тем, что первая катушка и вторая катушка смещены в радиальном направлении друг от друга.
15. Секция по п.4, отличающаяся тем, что зазор в слое с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, образующем тороидальный контур, перекрывается участком конца трубы.
16. Индуктивное устройство связи для секции снабженной проводами колонны труб, имеющей аксиальное отверстие, содержащее муфтовый конец первой секции снабженной проводами колонны труб, при этом на муфтовом конце образован контактирующий кольцевой наружный конец трубы, контактирующий кольцевой внутренний уступ и внутренняя резьба между наружным концом трубы и внутренним уступом, имеющем выполненный в нем первый кольцевой паз, содержащий первый кольцевой вогнутый слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий первую кольцевую полость, и первую катушку, неподвижно установленную внутри первой кольцевой полости, ниппельный конец второй секции снабженной проводами колонны труб, при этом на ниппельном конце образован контактирующий кольцевой наружный уступ, контактирующий кольцевой внутренний конец трубы и наружная резьба между наружным уступом и внутренним концом трубы, имеющим выполненный в нем второй кольцевой паз, содержащий второй кольцевой вогнутый слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, ограничивающий вторую кольцевую полость, и вторую катушку, неподвижно установленную внутри второй кольцевой полости, и резьбовое средство для завинчивания, предназначенное для поджима внутреннего уступа к внутреннему концу трубы таким образом, чтобы первый слой и второй слой принудительно поджимались друг к другу для образования замкнутого тороидального контура с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, окружающего обе катушки.
17. Индуктивное устройство по п.16, в котором первый и второй слои образуют тороидальный контур, включающий, по меньшей мере, один участок конца трубы.
18. Устройство по п.16, в котором каждая катушка имеет удлиненное в аксиальном направлении поперечное сечение.
19. Устройство по п.16, отличающееся тем, что каждый слой включает материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
20. Устройство по п.16, отличающееся тем, что каждый слой представляет собой покрытие из материала, включающего материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
21. Устройство по п.16, отличающееся тем, что первый слой представляет собой вставку из материала, включающего в себя материал, выбранный из группы материалов, состоящей из меди, латуни, бронзы, бериллиевой бронзы, серебра, алюминия, золота, вольфрама и цинка.
22. Устройство по п.16, отличающееся тем, что каждая катушка загерметизирована заливочным компаундом.
23. Секция, снабженной проводами колонны труб, имеющая аксиальное отверстие, содержащая удлиненное трубчатое тело, муфтовый конец, образованный на первом конце трубчатого тела, при этом на муфтовом конце образован кольцевой наружный конец трубы, первый кольцевой самый внутренний уступ, первый кольцевой средний внутренний уступ, первый кольцевой самый наружный внутренний уступ и первая внутренняя резьба между наружным концом трубы и самым наружным кольцевым внутренним уступом, первую катушку, расположенную у среднего уступа, первую кольцевую изоляционную прокладку, обеспечивающую электрическую изоляцию, первый кольцевой кожух с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, имеющий первую кольцевую корпусную часть и первую кольцевую краевую часть, имеющую больший диаметр, чем первая корпусная часть, присоединенная к муфтовому концу у первого самого внутреннего уступа, при этом первая краевая часть приспособлена фиксировать первую катушку и первую прокладку относительно муфтового конца, ниппельный конец, образованный на втором конце трубчатого тела, при этом на ниппельном конце образован кольцевой наружный уступ, второй кольцевой самый внутренний уступ, второй кольцевой средний внутренний уступ, второй внутренний конец трубы и вторая внутренняя резьба между наружным концом трубы и вторым внутренним концом трубы, вторую катушку, расположенную у второго среднего уступа, вторую кольцевую изоляционную прокладку, обеспечивающую электрическую изоляцию, второй кольцевой кожух с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, имеющий вторую кольцевую корпусную часть и вторую цилиндрическую краевую часть, имеющую больший диаметр, чем вторая корпусная часть, присоединенная к муфтовому концу у второго самого внутреннего уступа, при этом вторая краевая часть приспособлена фиксировать вторую катушку и вторую прокладку относительно ниппельного конца, и средство для электрического соединения катушечных обмоток указанных первой и второй катушек.
24. Секция по п.23, отличающаяся тем, что на первом самом внутреннем кольцевом внутреннем уступе образована третья внутренняя резьба, и первая корпусная часть выполнена с резьбой и присоединена к муфтовому концу с помощью третьей внутренней резьбы.
25. Секция по п.23, отличающаяся тем, что на муфтовом конце образована первая кольцевая внутренняя стенка между первой внутренней резьбой и самым наружным внутренним уступом, и муфтовый конец дополнительно содержит первый кольцевой слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью на первой кольцевой внутренней стенке.
26. Секция по п.23, отличающаяся тем, что муфтовый конец содержит кольцевой слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью у первого среднего уступа.
27. Секция по п.23, отличающаяся тем, что ниппельный конец содержит кольцевой слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью у второго среднего уступа.
28. Секция по п.23, отличающаяся тем, что на втором самом внутреннем кольцевом внутреннем уступе образована четвертая внутренняя резьба, и вторая резьбовая корпусная часть присоединена к ниппельному концу с помощью четвертой внутренней резьбы.
29. Секция, снабженной проводами колонны труб, имеющая аксиальное отверстие, содержащая удлиненное трубчатое тело, муфтовый конец, на котором образована первая поверхность определенной формы, окружающая аксиальное отверстие, при этом муфтовый конец имеет первый слой из материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью на первой поверхности определенной формы, образующий первую ленту определенной формы, первый трубчатый опорный элемент, прикрепленный к муфтовому концу внутри аксиального отверстия, первую катушку, расположенную соосно с первым трубчатым опорным элементом, окруженную им, опирающуюся на него, и окружающую первую ленту определенной формы, но отделенную от нее, ниппельный конец, на котором образована вторая поверхность определенной формы, окружающая аксиальное отверстие, при этом ниппельный конец имеет второй слой из материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью на второй поверхности определенной формы, образующий вторую ленту определенной формы, второй трубчатый опорный элемент, прикрепленный к ниппельному концу внутри аксиального отверстия, вторую катушку, расположенную соосно с вторым трубчатым опорным элементом, окруженную им, опирающуюся на него и окружающую вторую ленту определенной формы, но отделенную от нее, и средство для электрического соединения катушечных обмоток первой и второй катушек.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/160,311 US6641434B2 (en) | 2001-06-14 | 2002-05-31 | Wired pipe joint with current-loop inductive couplers |
US10/160,311 | 2002-05-31 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003116162A RU2003116162A (ru) | 2004-12-27 |
RU2304718C2 true RU2304718C2 (ru) | 2007-08-20 |
Family
ID=22576380
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003116162/03A RU2304718C2 (ru) | 2002-05-31 | 2003-05-30 | Секция снабженной проводами колонны труб (варианты) и индуктивное устройство связи для нее |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6641434B2 (ru) |
EP (1) | EP1367216A3 (ru) |
CN (2) | CN1975095B (ru) |
AU (1) | AU2003203926B8 (ru) |
BR (1) | BRPI0301573B1 (ru) |
CA (1) | CA2428171C (ru) |
FR (1) | FR2842673B1 (ru) |
GB (1) | GB2389864B (ru) |
MX (1) | MXPA03004657A (ru) |
NO (2) | NO334051B1 (ru) |
RU (1) | RU2304718C2 (ru) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451230C1 (ru) * | 2008-07-30 | 2012-05-20 | Смс Зимаг Аг | Соединительная муфта с электрическими контактами для масляно-воздушной смеси |
RU2490417C1 (ru) * | 2009-05-07 | 2013-08-20 | Вам Дриллинг Франс | Удерживающее устройство, вставляемое в центральный канал трубного компонента бурильной колонны, и соответствующий трубный компонент бурильной колонны |
RU2507395C2 (ru) * | 2011-03-04 | 2014-02-20 | Бауэр Машинен Гмбх | Бурильная колонна |
RU2556582C2 (ru) * | 2010-05-28 | 2015-07-10 | Пе.Гас.Ус. Срл | Электрический соединитель, в частности, для бурильных колонн |
US9145761B2 (en) | 2010-03-15 | 2015-09-29 | Welltec A/S | Subsea well intervention module |
RU2596410C2 (ru) * | 2010-12-23 | 2016-09-10 | Итон Корпорейшн | Соединитель трубопроводов с режущим фиксатором шланга |
RU2652779C2 (ru) * | 2016-09-29 | 2018-04-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине |
Families Citing this family (204)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6670880B1 (en) | 2000-07-19 | 2003-12-30 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
CA2416053C (en) | 2000-07-19 | 2008-11-18 | Novatek Engineering Inc. | Downhole data transmission system |
US6888473B1 (en) | 2000-07-20 | 2005-05-03 | Intelliserv, Inc. | Repeatable reference for positioning sensors and transducers in drill pipe |
GB0115524D0 (en) * | 2001-06-26 | 2001-08-15 | Xl Technology Ltd | Conducting system |
US6810960B2 (en) * | 2002-04-22 | 2004-11-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods for increasing production from a wellbore |
US6799632B2 (en) | 2002-08-05 | 2004-10-05 | Intelliserv, Inc. | Expandable metal liner for downhole components |
US7243717B2 (en) * | 2002-08-05 | 2007-07-17 | Intelliserv, Inc. | Apparatus in a drill string |
US6830467B2 (en) | 2003-01-31 | 2004-12-14 | Intelliserv, Inc. | Electrical transmission line diametrical retainer |
US7852232B2 (en) | 2003-02-04 | 2010-12-14 | Intelliserv, Inc. | Downhole tool adapted for telemetry |
US6893054B2 (en) * | 2003-03-04 | 2005-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Quick connection for tubulars |
US7958715B2 (en) * | 2003-03-13 | 2011-06-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Chain with identification apparatus |
US7484625B2 (en) * | 2003-03-13 | 2009-02-03 | Varco I/P, Inc. | Shale shakers and screens with identification apparatuses |
US7096961B2 (en) * | 2003-04-29 | 2006-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for performing diagnostics in a wellbore operation |
CA2469574C (en) * | 2003-06-03 | 2008-05-27 | Intelliserv, Inc. | Improved transmission element for downhole drilling components |
US7139218B2 (en) * | 2003-08-13 | 2006-11-21 | Intelliserv, Inc. | Distributed downhole drilling network |
US6950034B2 (en) * | 2003-08-29 | 2005-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for performing diagnostics on a downhole communication system |
US9441476B2 (en) | 2004-03-04 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple distributed pressure measurements |
BRPI0508448B1 (pt) | 2004-03-04 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for analysis of one or more well properties and measurement system during drilling for collection and analysis of one or more measurements of force " |
US7946356B2 (en) | 2004-04-15 | 2011-05-24 | National Oilwell Varco L.P. | Systems and methods for monitored drilling |
US9784041B2 (en) | 2004-04-15 | 2017-10-10 | National Oilwell Varco L.P. | Drilling rig riser identification apparatus |
US8302687B2 (en) * | 2004-06-18 | 2012-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for measuring streaming potentials and determining earth formation characteristics |
FR2871842B1 (fr) * | 2004-06-21 | 2006-08-11 | Giovani Aiello | Train de tiges apte a la transmission a haut debit d'informations dans un puits de forage |
US20050285706A1 (en) * | 2004-06-28 | 2005-12-29 | Hall David R | Downhole transmission system comprising a coaxial capacitor |
US7248177B2 (en) * | 2004-06-28 | 2007-07-24 | Intelliserv, Inc. | Down hole transmission system |
US7319410B2 (en) * | 2004-06-28 | 2008-01-15 | Intelliserv, Inc. | Downhole transmission system |
US7180825B2 (en) * | 2004-06-29 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole telemetry system for wired tubing |
US20060033638A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Hall David R | Apparatus for Responding to an Anomalous Change in Downhole Pressure |
US20090101328A1 (en) | 2004-09-28 | 2009-04-23 | Advanced Composite Products & Technology, Inc. | Composite drill pipe and method of forming same |
US7135933B2 (en) * | 2004-09-29 | 2006-11-14 | Intelliserv, Inc. | System for adjusting frequency of electrical output pulses derived from an oscillator |
US7168510B2 (en) * | 2004-10-27 | 2007-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical transmission apparatus through rotating tubular members |
FR2881172B1 (fr) * | 2005-01-25 | 2008-03-14 | Deviatec Sarl | Tige tubulaire de forage |
US7275597B2 (en) | 2005-03-01 | 2007-10-02 | Intelliserv, Inc. | Remote power management method and system in a downhole network |
US7413021B2 (en) * | 2005-03-31 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and conduit for transmitting signals |
US8344905B2 (en) * | 2005-03-31 | 2013-01-01 | Intelliserv, Llc | Method and conduit for transmitting signals |
US7535377B2 (en) | 2005-05-21 | 2009-05-19 | Hall David R | Wired tool string component |
US7277026B2 (en) * | 2005-05-21 | 2007-10-02 | Hall David R | Downhole component with multiple transmission elements |
US7504963B2 (en) | 2005-05-21 | 2009-03-17 | Hall David R | System and method for providing electrical power downhole |
US8264369B2 (en) * | 2005-05-21 | 2012-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent electrical power distribution system |
US7543659B2 (en) * | 2005-06-15 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Modular connector and method |
US7913774B2 (en) * | 2005-06-15 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Modular connector and method |
US8629782B2 (en) * | 2006-05-10 | 2014-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for using dual telemetry |
US20070017671A1 (en) * | 2005-07-05 | 2007-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry system and method |
US8004421B2 (en) | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
US20070030167A1 (en) * | 2005-08-04 | 2007-02-08 | Qiming Li | Surface communication apparatus and method for use with drill string telemetry |
JP2009503306A (ja) * | 2005-08-04 | 2009-01-29 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法 |
US7913773B2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Bidirectional drill string telemetry for measuring and drilling control |
CN101263276B (zh) * | 2005-08-04 | 2011-12-21 | 英特里瑟夫国际控股有限公司 | 用于井筒遥测系统的界面和方法 |
US7299867B2 (en) * | 2005-09-12 | 2007-11-27 | Intelliserv, Inc. | Hanger mounted in the bore of a tubular component |
US8044821B2 (en) * | 2005-09-12 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole data transmission apparatus and methods |
US9109439B2 (en) * | 2005-09-16 | 2015-08-18 | Intelliserv, Llc | Wellbore telemetry system and method |
US20070063865A1 (en) * | 2005-09-16 | 2007-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry system and method |
US7680927B2 (en) * | 2005-11-17 | 2010-03-16 | Bea Systems, Inc. | System and method for providing testing for a communities framework |
US7777644B2 (en) * | 2005-12-12 | 2010-08-17 | InatelliServ, LLC | Method and conduit for transmitting signals |
US7350565B2 (en) * | 2006-02-08 | 2008-04-01 | Hall David R | Self-expandable cylinder in a downhole tool |
US7336199B2 (en) * | 2006-04-28 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc | Inductive coupling system |
US7866404B2 (en) * | 2006-07-06 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubular member connection |
US7605715B2 (en) | 2006-07-10 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic wellbore telemetry system for tubular strings |
US20090173493A1 (en) * | 2006-08-03 | 2009-07-09 | Remi Hutin | Interface and method for transmitting information to and from a downhole tool |
US8251143B2 (en) * | 2006-12-27 | 2012-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Low permeability cement systems for steam injection application |
US8072347B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-12-06 | Intelliserv, LLC. | Method and apparatus for locating faults in wired drill pipe |
US8436618B2 (en) | 2007-02-19 | 2013-05-07 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic field deflector in an induction resistivity tool |
US7598742B2 (en) * | 2007-04-27 | 2009-10-06 | Snyder Jr Harold L | Externally guided and directed field induction resistivity tool |
US8299795B2 (en) | 2007-02-19 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Independently excitable resistivity units |
US20090230969A1 (en) * | 2007-02-19 | 2009-09-17 | Hall David R | Downhole Acoustic Receiver with Canceling Element |
US8198898B2 (en) * | 2007-02-19 | 2012-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole removable cage with circumferentially disposed instruments |
US8395388B2 (en) | 2007-02-19 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Circumferentially spaced magnetic field generating devices |
US8049508B2 (en) * | 2007-03-16 | 2011-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining formation boundary near the bit for conductive mud |
US20090038849A1 (en) * | 2007-08-07 | 2009-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Communication Connections for Wired Drill Pipe Joints |
FR2921384B1 (fr) * | 2007-09-21 | 2012-04-06 | Europlasma | Procede et dispositif de traitement d'un gaz de synthese |
US7823639B2 (en) * | 2007-09-27 | 2010-11-02 | Intelliserv, Llc | Structure for wired drill pipe having improved resistance to failure of communication device slot |
US20090151935A1 (en) * | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for detecting movement in well equipment |
US20090151939A1 (en) * | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Surface tagging system with wired tubulars |
US8172007B2 (en) * | 2007-12-13 | 2012-05-08 | Intelliserv, LLC. | System and method of monitoring flow in a wellbore |
US8818728B2 (en) * | 2007-12-27 | 2014-08-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for transmitting borehole image data |
US8635025B2 (en) * | 2007-12-27 | 2014-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for transmitting borehole image data |
WO2009133474A2 (en) * | 2008-04-08 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Wired drill pipe cable connector system |
US8061443B2 (en) * | 2008-04-24 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sample rate system |
EP2310626A4 (en) * | 2008-06-25 | 2015-08-05 | Schlumberger Technology Bv | METHOD OF ESTIMATING THE PERMEABILITY OF TRAINING USING INTERVALS MEASUREMENTS |
GB2473591B (en) | 2008-07-10 | 2013-02-27 | Schlumberger Holdings | System and method for generating true depth seismic surveys |
WO2010022851A2 (en) | 2008-08-26 | 2010-03-04 | Services Petroliers Schlumberger | Method and apparatus for determining formation water saturation during drilling |
US20100051264A1 (en) * | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring downhole completion operations |
US8810428B2 (en) | 2008-09-02 | 2014-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical transmission between rotating and non-rotating members |
US20100071910A1 (en) * | 2008-09-25 | 2010-03-25 | Nicholas Ellson | Method and system for using wellbore instruments with a wired pipe string |
US8164980B2 (en) * | 2008-10-20 | 2012-04-24 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for data collection and communication in drill string components |
FR2940816B1 (fr) | 2009-01-06 | 2011-02-18 | Vam Drilling France | Composant tubulaire de garniture de forage et garniture de forage correspondante |
US8049506B2 (en) | 2009-02-26 | 2011-11-01 | Aquatic Company | Wired pipe with wireless joint transceiver |
GB2477226B (en) * | 2009-03-05 | 2013-06-19 | Halliburton Energy Serv Inc | Gasket for inductive coupling between wired drill pipe |
US20100224356A1 (en) * | 2009-03-06 | 2010-09-09 | Smith International, Inc. | Apparatus for electrical power and/or data transfer between rotating components in a drill string |
US8640790B2 (en) | 2009-03-09 | 2014-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system and method for motion compensation using wired drill pipe |
US8672031B2 (en) * | 2009-03-13 | 2014-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating with wired drill pipe |
US8544534B2 (en) * | 2009-03-19 | 2013-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Power systems for wireline well service using wired pipe string |
US9347277B2 (en) | 2009-03-26 | 2016-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for communicating between a drill string and a logging instrument |
US20100243242A1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-30 | Boney Curtis L | Method for completing tight oil and gas reservoirs |
NO2236736T3 (ru) | 2009-03-30 | 2018-05-12 | ||
US8857510B2 (en) * | 2009-04-03 | 2014-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for determining movement of a drilling component in a wellbore |
US8544553B2 (en) * | 2009-04-16 | 2013-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing apparatus and method for a downhole tool |
US8378839B2 (en) | 2009-05-26 | 2013-02-19 | Intelliserv, Llc | Methods for clock synchronization in wellbore instruments |
US8136591B2 (en) * | 2009-06-01 | 2012-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for using wireline configurable wellbore instruments with a wired pipe string |
US8322433B2 (en) * | 2009-06-01 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Wired slip joint |
AT508272B1 (de) * | 2009-06-08 | 2011-01-15 | Advanced Drilling Solutions Gmbh | Vorrichtung zum verbinden von elektrischen leitungen |
US8731837B2 (en) * | 2009-06-11 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for associating time stamped measurement data with a corresponding wellbore depth |
US8484858B2 (en) | 2009-06-17 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Wall contact caliper instruments for use in a drill string |
US8462013B2 (en) | 2009-06-30 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system, and method for communicating while logging with wired drill pipe |
FR2948145B1 (fr) | 2009-07-20 | 2011-08-26 | Vam Drilling France | Tige de forage et train de tiges de forage correspondant |
NO2456948T3 (ru) * | 2009-07-23 | 2018-03-24 | ||
US8416098B2 (en) * | 2009-07-27 | 2013-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic communication apparatus for use with downhole tools |
US8645571B2 (en) * | 2009-08-05 | 2014-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for managing and/or using data for tools in a wellbore |
US9063250B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Interference testing while drilling |
US8757254B2 (en) * | 2009-08-18 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Adjustment of mud circulation when evaluating a formation |
US8689867B2 (en) * | 2009-08-19 | 2014-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for pipe-conveyed well logging |
US9464489B2 (en) | 2009-08-19 | 2016-10-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for pipe-conveyed well logging |
US8708041B2 (en) | 2009-08-20 | 2014-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for using wireline configurable wellbore instruments with a wired pipe string |
US8350716B2 (en) * | 2009-09-02 | 2013-01-08 | Intelliserv, Llc | System and method for communicating data between wellbore instruments and surface devices |
US8665109B2 (en) | 2009-09-09 | 2014-03-04 | Intelliserv, Llc | Wired drill pipe connection for single shouldered application and BHA elements |
US8851175B2 (en) | 2009-10-20 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented disconnecting tubular joint |
US8192213B2 (en) * | 2009-10-23 | 2012-06-05 | Intelliserv, Llc | Electrical conduction across interconnected tubulars |
US8362915B2 (en) | 2009-10-30 | 2013-01-29 | Intelliserv, Llc | System and method for determining stretch or compression of a drill string |
US8393874B2 (en) * | 2009-11-24 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Hybrid pumping system for a downhole tool |
US8905159B2 (en) * | 2009-12-15 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Eccentric steering device and methods of directional drilling |
US20110164999A1 (en) | 2010-01-04 | 2011-07-07 | Dale Meek | Power pumping system and method for a downhole tool |
US20110174543A1 (en) * | 2010-01-20 | 2011-07-21 | Adam Walkingshaw | Detecting and measuring a coring sample |
US8511400B2 (en) | 2010-04-05 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for acoustic measurements while using a coring tool |
US8619501B2 (en) | 2010-04-06 | 2013-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Ultrasonic measurements performed on rock cores |
CN101839132A (zh) * | 2010-04-21 | 2010-09-22 | 中国石油化工集团 | 电磁感应随钻数据传输系统 |
US8322411B2 (en) | 2010-05-05 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Axially loaded tapered heat sink mechanism |
US8479820B2 (en) | 2010-05-05 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Dissipating heat from a downhole heat generating device |
US8528635B2 (en) | 2010-05-13 | 2013-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Tool to determine formation fluid movement |
US9372276B2 (en) | 2010-06-10 | 2016-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Combinations of axial and saddle coils to create the equivalent of tilted coils for directional resistivity measurements |
US8561698B2 (en) | 2010-06-14 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid injection |
CN101881140A (zh) * | 2010-06-25 | 2010-11-10 | 上海海隆石油钻具有限公司 | 用于传递电力及相关信号的高性能工具接头 |
US8564315B2 (en) | 2010-07-08 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole corrosion monitoring |
US8504308B2 (en) | 2010-07-13 | 2013-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for fatigue analysis of a bottom hole assembly |
US8905128B2 (en) | 2010-07-20 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Valve assembly employable with a downhole tool |
US8464796B2 (en) | 2010-08-03 | 2013-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid resistivity measurement tool |
US8727035B2 (en) | 2010-08-05 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for managing temperature in a wellbore |
US8397815B2 (en) | 2010-08-30 | 2013-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using wired drillpipe for oilfield fishing operations |
US8694257B2 (en) | 2010-08-30 | 2014-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining uncertainty with projected wellbore position and attitude |
CN101975057A (zh) * | 2010-10-28 | 2011-02-16 | 华东理工大学 | 一种适用于深井及超深井的实时控制钻采系统 |
FR2972215B1 (fr) * | 2011-03-01 | 2013-03-22 | Vam Drilling France | Composant de garniture de forage comprenant un coupleur mobile et une chambre a pression |
US9447644B2 (en) | 2011-03-01 | 2016-09-20 | Vallourec Drilling Products France | Tubular component for drill stem capable of being cabled, and method for mounting a cable in said component |
FR2978619B1 (fr) * | 2011-07-27 | 2014-03-28 | Vam Drilling France | Coupleur electromagnetique ameliore |
AR087307A1 (es) * | 2011-07-27 | 2014-03-12 | Vam Drilling France | Acoplador electromagnetico mejorado |
US8967295B2 (en) * | 2011-08-22 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit-mounted data acquisition systems and associated data transfer apparatus and method |
US20130059474A1 (en) * | 2011-09-07 | 2013-03-07 | David R. Hall | Conical Inductive Coupler |
US9163500B2 (en) | 2011-09-29 | 2015-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Extendable and elongating mechanism for centralizing a downhole tool within a subterranean wellbore |
FR2981394B1 (fr) | 2011-10-14 | 2013-11-01 | Vam Drilling France | Composant tubulaire de garniture de forage muni d'une gaine de transmission fixee par filetages et procede de montage d'un tel composant |
FR2981393B1 (fr) | 2011-10-17 | 2013-11-01 | Vam Drilling France | Composant tubulaire de garniture de forage et procede de mise en tension d'un tube de communication monte dans un tel composant |
CA3115288A1 (en) | 2011-11-03 | 2013-05-10 | Fastcap Systems Corporation | Production logging instrument |
US20130199845A1 (en) | 2012-02-03 | 2013-08-08 | Intelliserv, Llc | Wellsite Communication System and Method |
EP2631923B1 (en) * | 2012-02-23 | 2014-06-04 | TE Connectivity Nederland B.V. | Wireless power connector and wireless power connector system |
EP2820452B1 (en) | 2012-04-10 | 2018-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for transmission of telemetry data |
CN102704918A (zh) * | 2012-05-02 | 2012-10-03 | 王传伟 | 一种用于井眼信号传输的连接装置 |
GB2502616B (en) * | 2012-06-01 | 2018-04-04 | Reeves Wireline Tech Ltd | A downhole tool coupling and method of its use |
US9157313B2 (en) | 2012-06-01 | 2015-10-13 | Intelliserv, Llc | Systems and methods for detecting drillstring loads |
AU2013296135A1 (en) * | 2012-07-25 | 2015-02-12 | Precision Systems International Ip Pty Ltd | Down-hole monitoring and survey system |
US20140083770A1 (en) * | 2012-09-24 | 2014-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | System And Method For Wireless Drilling And Non-Rotating Mining Extenders In A Drilling Operation |
US9052043B2 (en) | 2012-11-28 | 2015-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe coupler connector |
US10443315B2 (en) | 2012-11-28 | 2019-10-15 | Nextstream Wired Pipe, Llc | Transmission line for wired pipe |
US20140148027A1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-05-29 | Stephan Mueller | Wired pipe coupler connector |
US8986028B2 (en) * | 2012-11-28 | 2015-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe coupler connector |
US9228686B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Transmission line for drill pipes and downhole tools |
US9810806B2 (en) * | 2012-12-21 | 2017-11-07 | Baker Hughes Incorporated | Electronic frame for use with coupled conduit segments |
GB2527430B (en) * | 2012-12-21 | 2018-05-02 | Baker Hughes Inc | Electronic frame for use with coupled conduit segments |
JP6114309B2 (ja) * | 2012-12-26 | 2017-04-12 | ローズマウント インコーポレイテッド | プロセス計装用のプラグアンドプレイ式のセンサ周辺コンポーネント |
US20140183963A1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-07-03 | Kenneth B. Wilson | Power Transmission in Drilling and related Operations using structural members as the Transmission Line |
US9068681B1 (en) * | 2013-01-02 | 2015-06-30 | Paul S. Lyman | Pipe having an embedded detectable element |
WO2014133540A1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | A wireline connector including an electromagnet and a metal |
US9303464B2 (en) * | 2013-03-26 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe coupler connector |
US9598951B2 (en) | 2013-05-08 | 2017-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Coupled electronic and power supply frames for use with borehole conduit connections |
US9915103B2 (en) * | 2013-05-29 | 2018-03-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Transmission line for wired pipe |
US9593571B2 (en) | 2013-05-30 | 2017-03-14 | Schlumberger Technology Coproration | Determining correct drill pipe length and formation depth using measurements from repeater subs of a wired drill pipe system |
US9722400B2 (en) * | 2013-06-27 | 2017-08-01 | Baker Hughes Incorporated | Application and maintenance of tension to transmission line in pipe |
WO2015023282A1 (en) * | 2013-08-15 | 2015-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable electrical submersible pump |
US9644433B2 (en) | 2013-08-28 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Electronic frame having conductive and bypass paths for electrical inputs for use with coupled conduit segments |
US20150061885A1 (en) * | 2013-08-28 | 2015-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe surface sub |
AU2013406228B2 (en) * | 2013-11-27 | 2017-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bottom hole assembly fiber optic shape sensing |
WO2015095858A2 (en) | 2013-12-20 | 2015-06-25 | Fastcap Systems Corporation | Electromagnetic telemetry device |
CN103758509B (zh) * | 2014-01-01 | 2016-04-06 | 北京航空航天大学 | 一种适用于钻井用钻杆的非接触电磁耦合的数字差分通讯装置 |
US9920581B2 (en) | 2014-02-24 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Electromagnetic directional coupler wired pipe transmission device |
CN103790573A (zh) * | 2014-02-28 | 2014-05-14 | 北京天和正庆科技发展有限公司 | 一种随钻测斜仪绝缘短节 |
EP2915746A1 (en) | 2014-03-07 | 2015-09-09 | Airbus Operations GmbH | Aircraft air conditioning system and method of operating an aircraft air conditioning system |
US9803429B2 (en) * | 2014-04-09 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Extendable connection of electronic components |
US10883356B2 (en) | 2014-04-17 | 2021-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Automated sliding drilling |
WO2015192226A1 (en) | 2014-06-18 | 2015-12-23 | Evolution Engineering Inc. | Measuring while drilling systems, method and apparatus |
CN104153715A (zh) * | 2014-07-01 | 2014-11-19 | 江苏曙光华阳钻具有限公司 | 无加厚整体式加重钻杆 |
US10116036B2 (en) | 2014-08-15 | 2018-10-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Wired pipe coupler connector |
NO345623B1 (no) * | 2014-08-28 | 2021-05-10 | Nabors Lux 2 Sarl | Nedihulls boreanordning |
US9702855B2 (en) * | 2014-08-29 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic interface device |
US9768546B2 (en) | 2015-06-11 | 2017-09-19 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe coupler connector |
CN108368730B (zh) | 2015-10-20 | 2020-08-21 | 里韦尔有限公司 | 有线管及其制造方法 |
WO2017105412A1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-tensile, thin-wall differential threaded coupling |
CN105604496B (zh) * | 2015-12-24 | 2017-12-05 | 中国石油天然气集团公司 | 一种有缆钻杆信道参数的测量方法及系统 |
US10598809B2 (en) * | 2016-06-30 | 2020-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole electromagnetic sensing techniques |
CN106374310B (zh) * | 2016-09-20 | 2019-05-31 | 贝兹维仪器(苏州)有限公司 | 一种下载手柄 |
CN106321078B (zh) * | 2016-09-20 | 2023-03-24 | 贝兹维仪器(苏州)有限公司 | 一种数据下载装置 |
US10342958B2 (en) | 2017-06-30 | 2019-07-09 | Abbott Cardiovascular Systems Inc. | System and method for correcting valve regurgitation |
US10584535B1 (en) * | 2017-11-10 | 2020-03-10 | William Thomas Carpenter | Bi-directional well drilling |
GB2581485B (en) | 2019-02-15 | 2021-03-10 | Reeves Wireline Tech Ltd | A downhole connection |
DE102019104273A1 (de) | 2019-02-20 | 2020-08-20 | Bauer Maschinen Gmbh | Anordnung und verfahren zur datenübertragung aus einem oder in ein loch im boden |
CO2019015116A1 (es) * | 2019-12-31 | 2020-06-09 | Cardona Santiago Tovar | Sello que abraza los conductores eléctricos que atraviesan la cabeza de pozo y dispositivo que lo comprende |
US11603712B2 (en) * | 2022-01-01 | 2023-03-14 | Joe Fox | Downhole MCEI inductive coupler with helical coil |
US12084921B2 (en) * | 2022-11-03 | 2024-09-10 | Joe Fox | Resilient conductor for an inductive coupler assembly |
US12084922B2 (en) * | 2023-07-17 | 2024-09-10 | Joe Fox | Wired pipe with internal sensor module |
CN117231137A (zh) * | 2023-11-13 | 2023-12-15 | 扬州睿德石油机械有限公司 | 一种随钻测井式智能钻具及其使用方法 |
Family Cites Families (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2379800A (en) * | 1941-09-11 | 1945-07-03 | Texas Co | Signal transmission system |
US2414719A (en) * | 1942-04-25 | 1947-01-21 | Stanolind Oil & Gas Co | Transmission system |
US3079549A (en) * | 1957-07-05 | 1963-02-26 | Philip W Martin | Means and techniques for logging well bores |
US3090031A (en) * | 1959-09-29 | 1963-05-14 | Texaco Inc | Signal transmission system |
US3387606A (en) * | 1962-03-12 | 1968-06-11 | Robertshaw Controls Co | Inductive signal transfer device, useful for aviators' helmets |
US3518609A (en) * | 1968-10-28 | 1970-06-30 | Shell Oil Co | Telemetry drill pipe with ring-control electrode means |
DE1901271A1 (de) * | 1969-01-11 | 1970-09-17 | Messerschmitt Boelkow Blohm | Induktive Verbindung fuer ein elektrisches Zuendsystem einer Pulver- oder Sprengladung |
US3696332A (en) * | 1970-05-25 | 1972-10-03 | Shell Oil Co | Telemetering drill string with self-cleaning connectors |
US3807502A (en) | 1973-04-12 | 1974-04-30 | Exxon Production Research Co | Method for installing an electric conductor in a drill string |
US3918537A (en) * | 1973-07-30 | 1975-11-11 | Exxon Production Research Co | Apparatus for maintaining an electric conductor in a drill string |
US3879097A (en) * | 1974-01-25 | 1975-04-22 | Continental Oil Co | Electrical connectors for telemetering drill strings |
US3957118A (en) | 1974-09-18 | 1976-05-18 | Exxon Production Research Company | Cable system for use in a pipe string and method for installing and using the same |
GB1501502A (en) * | 1975-01-08 | 1978-02-15 | Pelcon Ltd | Inductive connectors |
US3989330A (en) * | 1975-11-10 | 1976-11-02 | Cullen Roy H | Electrical kelly cock assembly |
US4057781A (en) * | 1976-03-19 | 1977-11-08 | Scherbatskoy Serge Alexander | Well bore communication method |
US4012092A (en) * | 1976-03-29 | 1977-03-15 | Godbey Josiah J | Electrical two-way transmission system for tubular fluid conductors and method of construction |
US4038625A (en) * | 1976-06-07 | 1977-07-26 | General Electric Company | Magnetic inductively-coupled connector |
US4126848A (en) | 1976-12-23 | 1978-11-21 | Shell Oil Company | Drill string telemeter system |
US4176894A (en) * | 1978-01-30 | 1979-12-04 | Godbey Josiah J | Internal electrical interconnect coupler |
GB1571677A (en) * | 1978-04-07 | 1980-07-16 | Shell Int Research | Pipe section for use in a borehole |
US4215426A (en) * | 1978-05-01 | 1980-07-29 | Frederick Klatt | Telemetry and power transmission for enclosed fluid systems |
US4193227A (en) * | 1978-06-21 | 1980-03-18 | Cincinnati Milacron-Heald Corporation | Adaptive grinding control |
US4348672A (en) * | 1981-03-04 | 1982-09-07 | Tele-Drill, Inc. | Insulated drill collar gap sub assembly for a toroidal coupled telemetry system |
US4445734A (en) * | 1981-12-04 | 1984-05-01 | Hughes Tool Company | Telemetry drill pipe with pressure sensitive contacts |
US4578675A (en) * | 1982-09-30 | 1986-03-25 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for logging wells while drilling |
US4605268A (en) | 1982-11-08 | 1986-08-12 | Nl Industries, Inc. | Transformer cable connector |
DE3503348C1 (de) * | 1985-02-01 | 1986-06-19 | Dr.Ing.H.C. F. Porsche Ag, 7000 Stuttgart | Ferromagnetischer Mehrfachschalenkern fuer elektrische Spulen |
US4845493A (en) * | 1987-01-08 | 1989-07-04 | Hughes Tool Company | Well bore data transmission system with battery preserving switch |
US4901069A (en) | 1987-07-16 | 1990-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between a first unit and a second unit and in particular between well bore apparatus and the surface |
US4806928A (en) | 1987-07-16 | 1989-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for electromagnetically coupling power and data signals between well bore apparatus and the surface |
US4914433A (en) * | 1988-04-19 | 1990-04-03 | Hughes Tool Company | Conductor system for well bore data transmission |
FR2640415B1 (fr) | 1988-12-13 | 1994-02-25 | Schlumberger Prospection Electr | Connecteur a accouplement inductif destine a equiper les installations de surface d'un puits |
US4928088A (en) * | 1989-03-10 | 1990-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for extracting recorded information from a logging tool |
DE3916704A1 (de) | 1989-05-23 | 1989-12-14 | Wellhausen Heinz | Signaluebertragung in bohrgestaengen |
US5050675A (en) * | 1989-12-20 | 1991-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating and testing apparatus including a microprocessor implemented control system responsive to an output from an inductive coupler or other input stimulus |
US5008664A (en) | 1990-01-23 | 1991-04-16 | Quantum Solutions, Inc. | Apparatus for inductively coupling signals between a downhole sensor and the surface |
CN2061605U (zh) * | 1990-04-16 | 1990-09-05 | 吉林省油田管理局测井公司 | 井下数字式多参数测试仪 |
JP2669209B2 (ja) * | 1991-08-02 | 1997-10-27 | 株式会社大林組 | 回転式削孔機 |
US5278550A (en) | 1992-01-14 | 1994-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for retrieving and/or communicating with downhole equipment |
RU2040691C1 (ru) | 1992-02-14 | 1995-07-25 | Сергей Феодосьевич Коновалов | Система передачи электрической энергии и информации в колонне стыкующихся труб |
US5255739A (en) * | 1992-12-09 | 1993-10-26 | Hubbell Incorporated | Clamp for attaching electric submersible pump cable to sucker rod |
FR2708310B1 (fr) | 1993-07-27 | 1995-10-20 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour transmettre des informations relatives au fonctionnement d'un appareil électrique au fond d'un puits. |
US5531592A (en) | 1994-02-28 | 1996-07-02 | Tasi; Chin-Lin | Handy gas torch |
US5455573A (en) * | 1994-04-22 | 1995-10-03 | Panex Corporation | Inductive coupler for well tools |
US5971072A (en) | 1997-09-22 | 1999-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Inductive coupler activated completion system |
RU2140537C1 (ru) | 1997-12-18 | 1999-10-27 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Способ бурения наклонных и горизонтальных скважин |
US6011346A (en) * | 1998-07-10 | 2000-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for generating electricity from energy in a flowing stream of fluid |
CN1136449C (zh) * | 2000-01-25 | 2004-01-28 | 清华大学 | 井下无铁芯线圈耦合通讯装置 |
US6577244B1 (en) | 2000-05-22 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular |
CA2416053C (en) | 2000-07-19 | 2008-11-18 | Novatek Engineering Inc. | Downhole data transmission system |
US6688396B2 (en) * | 2000-11-10 | 2004-02-10 | Baker Hughes Incorporated | Integrated modular connector in a drill pipe |
US6866306B2 (en) * | 2001-03-23 | 2005-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Low-loss inductive couplers for use in wired pipe strings |
NO315068B1 (no) * | 2001-11-12 | 2003-06-30 | Abb Research Ltd | En innretning for elektrisk kobling |
-
2002
- 2002-05-31 US US10/160,311 patent/US6641434B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-04-29 AU AU2003203926A patent/AU2003203926B8/en not_active Expired
- 2003-05-07 CA CA002428171A patent/CA2428171C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-05-08 GB GB0310589A patent/GB2389864B/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-05-16 BR BRPI0301573A patent/BRPI0301573B1/pt active IP Right Grant
- 2003-05-27 MX MXPA03004657A patent/MXPA03004657A/es active IP Right Grant
- 2003-05-28 FR FR0306471A patent/FR2842673B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2003-05-28 EP EP03101567A patent/EP1367216A3/en not_active Withdrawn
- 2003-05-30 RU RU2003116162/03A patent/RU2304718C2/ru active
- 2003-05-30 NO NO20032467A patent/NO334051B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-06-02 CN CN200610162869.1A patent/CN1975095B/zh not_active Expired - Lifetime
- 2003-06-02 CN CNB031407005A patent/CN1328473C/zh not_active Expired - Lifetime
-
2009
- 2009-11-11 NO NO20093316A patent/NO20093316L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451230C1 (ru) * | 2008-07-30 | 2012-05-20 | Смс Зимаг Аг | Соединительная муфта с электрическими контактами для масляно-воздушной смеси |
RU2490417C1 (ru) * | 2009-05-07 | 2013-08-20 | Вам Дриллинг Франс | Удерживающее устройство, вставляемое в центральный канал трубного компонента бурильной колонны, и соответствующий трубный компонент бурильной колонны |
US9145761B2 (en) | 2010-03-15 | 2015-09-29 | Welltec A/S | Subsea well intervention module |
RU2566880C2 (ru) * | 2010-03-15 | 2015-10-27 | Веллтек А/С | Рабочий модуль для проведения подводных внутрискважинных работ |
RU2556582C2 (ru) * | 2010-05-28 | 2015-07-10 | Пе.Гас.Ус. Срл | Электрический соединитель, в частности, для бурильных колонн |
RU2596410C2 (ru) * | 2010-12-23 | 2016-09-10 | Итон Корпорейшн | Соединитель трубопроводов с режущим фиксатором шланга |
RU2507395C2 (ru) * | 2011-03-04 | 2014-02-20 | Бауэр Машинен Гмбх | Бурильная колонна |
RU2652779C2 (ru) * | 2016-09-29 | 2018-04-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2389864B (en) | 2005-08-31 |
FR2842673A1 (fr) | 2004-01-23 |
NO334051B1 (no) | 2013-11-25 |
CN1461871A (zh) | 2003-12-17 |
US20020193004A1 (en) | 2002-12-19 |
CN1328473C (zh) | 2007-07-25 |
BRPI0301573B1 (pt) | 2016-03-08 |
AU2003203926A1 (en) | 2003-12-18 |
CA2428171A1 (en) | 2003-11-30 |
NO20032467L (no) | 2003-12-01 |
GB0310589D0 (en) | 2003-06-11 |
NO20093316L (no) | 2003-12-01 |
GB2389864A (en) | 2003-12-24 |
CA2428171C (en) | 2006-12-05 |
NO20032467D0 (no) | 2003-05-30 |
EP1367216A3 (en) | 2005-01-19 |
AU2003203926B2 (en) | 2005-05-19 |
CN1975095A (zh) | 2007-06-06 |
CN1975095B (zh) | 2010-06-16 |
AU2003203926B8 (en) | 2006-02-02 |
MXPA03004657A (es) | 2003-12-09 |
US6641434B2 (en) | 2003-11-04 |
FR2842673B1 (fr) | 2013-12-27 |
EP1367216A2 (en) | 2003-12-03 |
BR0301573A (pt) | 2004-09-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2304718C2 (ru) | Секция снабженной проводами колонны труб (варианты) и индуктивное устройство связи для нее | |
US6866306B2 (en) | Low-loss inductive couplers for use in wired pipe strings | |
US7064676B2 (en) | Downhole data transmission system | |
US6670880B1 (en) | Downhole data transmission system | |
RU2149261C1 (ru) | Система передачи электричества вниз по стволу скважины | |
US6098727A (en) | Electrically insulating gap subassembly for downhole electromagnetic transmission | |
EP0964134B1 (en) | Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations | |
CA1174279A (en) | Point gap assembly for a toroidal coupled telemetry system | |
US7041908B2 (en) | Data transmission system for a downhole component | |
CA2398289C (en) | Choke inductor for wireless communication and control in a well | |
CA2499331A1 (en) | Apparatus and method for transmitting a signal in a wellbore | |
CA1190918A (en) | Well logging apparatus and method for making same | |
EP0076801A1 (en) | Insulated drill collar gap sub assembly for a toroidal coupled telemetry system | |
US20220122768A1 (en) | Inductive coupler for downhole transmission line | |
GB2406596A (en) | Wired pipe joint with inductive coupling | |
WO1986000112A1 (en) | Collar assembly for telemetry | |
US11834911B2 (en) | Inductively coupled transmission system for drilling tools | |
CA1077081A (en) | Pipe section for use in borehole operations and method of manufacturing the same |