RU2439319C2 - Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него - Google Patents
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439319C2 RU2439319C2 RU2006135854/03A RU2006135854A RU2439319C2 RU 2439319 C2 RU2439319 C2 RU 2439319C2 RU 2006135854/03 A RU2006135854/03 A RU 2006135854/03A RU 2006135854 A RU2006135854 A RU 2006135854A RU 2439319 C2 RU2439319 C2 RU 2439319C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- magnetic field
- borehole
- downhole tool
- downhole
- bottomhole
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 title claims description 7
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 49
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 31
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 11
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 230000005674 electromagnetic induction Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910000595 mu-metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к телеметрическим системам, а именно к системам для прохождения сигналов между наземным блоком и буровым инструментом. Техническим результатом является повышение эффективности передачи сигналов. Забойный узел буровой скважины, включающий в себя беспроводную электромагнитную телеметрическую систему, которая обеспечивает трансляцию сигналов через забойный узел. Телеметрическая система включает изолированный зазор в первом скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины, по меньшей мере, один датчик магнитного поля во втором скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины, схему, подсоединяемую через изолированный зазор, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, и магнитный материал. При этом при модуляции напряжения создается осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который приводит к наведению магнитного поля у второго скважинного инструмента. Магнитный материал установлен на наружной поверхности второго скважинного инструмента и обеспечивает внутри скважинного инструмента не равное нулю наведенное магнитное поле. Способ трансляции сигнала через забойный узел заключается в том, что устанавливают магнитный материал на внешней поверхности забойного узла. Формируют напряжение на изолированном зазоре в первом местоположении в забойном узле буровой скважины. Модулируют напряжение, сформированное на изолированном зазоре. При этом напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который наводит во втором местоположении внутри забойного узла не равное нулю магнитное поле. Измеряют не равное нулю наведенное магнитное поле во втором местоположении внутри забойного узла буровой скважины. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ К СОЗДАНИЮ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение, в общем, относится к способам и системам для прохождения сигналов между наземным блоком и буровым инструментом, расположенным в буровой скважине, проникающей через подземную формацию.
Нижнюю часть буровой колонны для бурения скважины в подземной формации обычно называют забойным узлом скважины. В общем, забойный узел скважины включает в себя скважинный инструмент, который осуществляет различные операции в буровой скважине. Часто необходимо направить команды к одному или более из таких скважинных инструментов для управления операцией, выполняемой указанным скважинным инструментом. Например, забойный узел скважины может включать в себя управляемую роторную систему, которая обеспечивает возможность направленного бурения скважины в формации. Для задания направления и наклона участка скважины, подвергаемой бурению, роторной управляемой системе подают команду местоположения на поверхности.
В случае другого примера забойный узел скважины может включать в себя различный инструмент для оценки формации, например, инструмент для проведения каротажа при бурении (LWD) или инструмент для проведения измерений при бурении (MWD), предназначенные для измерения параметров формации. Некоторые инструменты для оценки формации, такие как инструмент для определения давления формации при бурении, описанный в заявке на патент США № 20050109538, также могут быть использованы для измерения давления посредством применения зонда, который проходит до контакта с формацией. Для выполнения этой операции давление в зонде мгновенно доводят до значения, которое ниже давления формации, для втягивания в зонд текучей среды формации. Как только зонд стабилизируется под давлением формации, его извлекают. Такие инструменты для оценки формации обычно требуют подачи команд к скважинному инструменту от местоположения на поверхности. Обычно команды подают к инструменту буровой скважины посредством использования телеметрической системы, например, системы пульсации бурового раствора, которая манипулирует потоком бурового раствора через буровую колонну для создания пульсаций давления. Это обычно требует выполнения ручного регулирования скорости подачи бурового раствора насосами, находящимися на поверхности, что представляет собой процесс, который может занимать несколько минут, и препятствует процессу бурения.
MWD инструменты обычно оснащают телеметрическим компонентом, предназначенным для сообщения с поверхностным блоком. Телеметрический компонент может представлять собой устройство для создания пульсаций бурового раствора, электромагнитное, акустическое или иное телеметрическое устройство. В случаях, предполагающих наличие MWD инструментов, имеющих электромагнитную телеметрию, в инструментах с электромагнитной телеметрией используют относительно низкочастотные электромагнитные волны для обеспечения сообщения от места в буровой скважине к месту на поверхности. Типичный электромагнитный телеметрический инструмент для измерений при бурении включает в себя удлинитель бура, имеющий изолированный зазор и схему, которая создает модулированное напряжение на изолированном зазоре (см., например, патент США № 4348672). Если электромагнитный телеметрический инструмент для измерений при бурении включен в забойный узел буровой скважины, то напряжение на изолированном зазоре обычно приводит к значительному потоку электрического тока, текущего вдоль буровой колонны вблизи от такого инструмента. Некоторая часть тока обычно также протекает через пласт и создает слабое электрическое поле, которое можно обнаружить на поверхности посредством двух или более электродов, вводимых в грунт.
Электромагнитные телеметрические инструменты для измерений при бурении могут быть скомпонованы таким образом, чтобы принимать сигналы с поверхности посредством электрических токов, создаваемых у поверхности. Такие принимаемые сигналы могут сообщаться с другими скважинными инструментами, находящимися в забойном узле буровой скважины, если электромагнитные телеметрические инструменты для измерений при бурении могут сообщаться с этими скважинными инструментами. Одна из возможностей состоит в формировании внутренних или наружных проводных линий для передачи сигналов между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и другими скважинными инструментами. Однако иногда невозможно или непрактично тянуть провода между скважинными инструментами и забойным узлом скважины. Например, в забойном узле скважины, включающем в себя роторную управляемую систему, двигатель для подачи бурового раствора может быть расположен между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и роторной управляемой системой. Пропускание провода через двигатель для подачи бурового раствора и подсоединение провода к инструментам ниже этого двигателя было бы весьма затруднительным, поскольку вал двигателя вращается с высокой скоростью и прикреплен к удлинителям и/или к буровой коронке. Потребовался бы вращающийся соединитель, чтобы обеспечить подсоединение провода, однако такой соединитель вряд ли будет надежным. Другие способы обеспечения сообщения через двигатель для подачи бурового раствора создают сложности (см., например, патент США № 5160925) и могут оказаться неприемлемыми для стандартных, доступных для приобретения двигателей.
Имеются и другие примеры, в случае которых затруднительно или невозможно сформировать внутренние или наружные проводные линии между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и другими скважинными инструментами, находящимися в забойном узле буровой скважины. Например, типичная роторная управляемая система с силовым приводом имеет блок управления, который удерживают геостационарно, при этом удлинитель, содержащий блок управления, вращается вокруг этого блока. В этом случае выполнение электрического соединения от электромагнитного телеметрического инструмента для измерений при бурении к удлинителю и блоку управления было бы весьма затруднительным. Для соединения вращающегося удлинителя и геостационарного блока управления потребовалось бы поворотное соединение, которое вряд ли было бы надежным в условиях буровой скважины. В тех случаях, когда между электромагнитным телеметрическим инструментом и скважинным инструментом расположено чисто механическое оборудование, например, раздвижные расширители и ясы, это механическое оборудование, вероятно, также должно было бы быть оснащено проводами.
Еще в одном примере забойный узел буровой скважины может включать в себя инструмент для сейсмокаротажа при бурении, имеющий ряд геофонов и гидрофонов для обнаружения сейсмических волн. Такие сейсмические датчики (геофоны и гидрофоны) обычно должны быть помещены на расстоянии от 60 до 70 футов вдоль буровой колонны и могут получать данные только тогда, когда буровая колонна неподвижна, и когда выключены насосы для подачи бурового раствора, как описано, например, в патенте США № 6308137. Электромагнитный телеметрический инструмент для измерений при бурении в этом случае может быть использован, если он может иметь сообщение с инструментом для проведения каротажа при бурении. Например, электромагнитный телеметрический инструмент для измерений при бурении может обнаружить желаемые условия для сейсмокаротажного измерения при бурении, то есть неподвижную буровую колонну и отсутствие циркуляции бурового раствора, и может сообщать об этом сейсмическим датчикам в инструменте для каротажа при бурении, так чтобы сейсмические датчики могли осуществлять измерение. Однако было бы непрактично вести длинные провода, необходимые для создания линий передачи, обеспечивающих передачу сигналов между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и каждым из сейсмических датчиков в инструменте для каротажа при бурении.
Из вышеуказанного следует, что во многих случаях желательно иметь беспроводную телеметрическую систему для передачи сигналов между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и другими инструментами в забойном узле буровой скважины или для технической поддержки других коммуникационных систем, например, проводных систем. Беспроводные телеметрические системы используют в забойном узле буровой скважины. В одном из примеров создают электромагнитную индукцию, используя обмотки, навитые вокруг удлинителей, что описано в патенте США № 6057784. В другом примере формируют трансформаторное соединение, используя тороиды, установленные снаружи на удлинителях, как описано в патентах США № 5359324 и 5467832. Эти беспроводные телеметрические системы работают удовлетворительно, однако добавление какого-либо типа к электромагнитному телеметрическому инструменту для измерений при бурении и к другим инструментам, например, к роторной управляемой системе, в забойном узле буровой скважины привело бы к значительному повышению стоимости забойного узла скважины, к увеличению длины этого узла, а также к добавочным компонентам забойного узла, которые могут быть легко повреждены. Беспроводная телеметрическая система, которая обеспечивает сообщение между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и скважинными инструментами, и не имеет указанных недостатков, может быть весьма полезной.
Краткое изложение существа изобретения
Согласно одному аспекту изобретение относится к беспроводной электромагнитной телеметрической системе для трансляции сигналов через забойный узел, расположенный в скважине, пробуренной сквозь подземную формацию. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система содержит изолированный зазор в первом местоположении забойного узла скважины, по меньшей мере, один датчик магнитного поля во втором местоположении забойного узла скважины, который измеряет магнитное поле, и схему, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, при этом напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла скважины, который приводит к получению магнитного поля.
Согласно другому аспекту изобретение относится к забойному узлу скважины, включающему в себя беспроводную электромагнитную телеметрическую систему, которая способна транслировать сигналы через забойный узел. Забойный узел скважины включает в себя изолированный зазор, расположенный в первом скважинном инструменте, находящемся в забойном узле скважины, и, по меньшей мере, один датчик магнитного поля, расположенный во втором скважинном инструменте, находящемся в забойном узле скважины. Датчик магнитного поля скомпонован таким образом, чтобы измерять магнитное поле у второго скважинного инструмента. Забойный узел скважины, кроме того, включает в себя схему, подсоединенную через изолированный зазор, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, при этом модуляция напряжения создает осевой ток вдоль забойного узла скважины, что приводит к получению магнитного поля.
Согласно еще одному аспекту изобретение относится к способу трансляции сигнала через забойный узел, расположенный в буровой скважине, пробуренной через подземную формацию. Способ содержит создание напряжения на изолированном зазоре в первом местоположении забойного узла скважины и модулирование напряжения, создаваемого на зазоре, при этом напряжение создает осевой ток и магнитное поле вдоль забойного узла скважины. Способ дополнительно включает в себя измерение магнитного поля во втором местоположении забойного узла скважины, используя один или более датчики магнитного поля.
Другие признаки и преимущества изобретения будут очевидны из последующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.
Краткое описание фигур чертежей
На фиг.1А представлена схема скважинного инструмента буровой скважины, расположенного в буровой скважине из буровой установки посредством буровой колонны.
На фиг.1В представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1, где более детально показан забойный узел скважины.
На фиг.2А представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1В, где показан забойный узел буровой скважины с изображением осевого потока электрического тока, который через него проходит.
На фиг.2В представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1В, где показан проходящий через него радиальный поток электрического тока.
На фиг.3А представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1В, иллюстрирующая прием сигнала электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении, находящимся в забойном узле скважины.
На фиг.3В представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1В, иллюстрирующая трансляцию сигнала от электромагнитного телеметрического инструмента для измерений при бурении к другим скважинным инструментам в забойном узле скважины.
На фиг.4 представлено радиальное поперечное сечение скважинного инструмента согласно фиг.1В, взятое по линии 4-4, с изображением датчиков магнитного поля, расположенных в удлинителе скважинного инструмента.
На фиг.5А представлен вид в разрезе роторной управляемой системы согласно известному уровню техники.
На фиг.5В представлено продольное сечение части скважинного инструмента согласно фиг.1А, иллюстрирующее роторную управляемую систему, обеспеченную датчиком магнитного поля и магнитной вставкой.
На фиг.5С представлено горизонтальное сечение части скважинного инструмента согласно фиг.5В, взятое по линии 5С-5С, на котором представлена магнитная вставка.
На фиг.5D представлен вариант поперечного сечения, показанного на фиг.5С.
Подробное описание изобретения
Далее изобретение будет подробно описано со ссылками на несколько предпочтительных вариантов его осуществления, которые представлены на прилагаемых чертежах. В последующем описании указан ряд конкретных деталей, чтобы дать полное представление об изобретении. Однако квалифицированным специалистам в этой области будет понятно, что изобретение на практике может быть осуществлено без некоторых или всех из этих конкретных деталей. В других случаях хорошо известные отличительные признаки и/или этапы способов подробно не описаны, чтобы не усложнять понимание изобретения. Признаки и преимущества изобретения можно будет лучше понять из последующего рассмотрения и обсуждения чертежей.
На фиг.1А представлен забойный узел 100, подвешенный в буровой скважине 102 в подземной формации 104 с буровой установки 106, которая находится на поверхности 108. Забойный узел 100 подвешен в буровой скважине 102 посредством буровых труб 110. Как вариант, забойный узел 100 может быть подвешен в буровой скважине 102 посредством спиральных труб и тому подобного. Для выполнения буровых операций средство подвешивания забойного узла 100 в буровой скважине 102 должно обеспечить канал для бурового раствора. В одном из примеров буровые трубы 110 обеспечивают возможность поступательного перемещения забойного узла 100 в скважине 102 и его вращения в ней. В другом примере буровые трубы 110 и забойный узел 100 формируют буровую колонну 115, которая может быть использована для проходки буровой скважины 102.
Забойный узел 100 буровой скважины включает в себя буровую коронку 118 и множество удлинителей 120, соединенных друг с другом и с буровой коронкой 118. Каждый из удлинителей 120 может содержать один или более инструментов (или часть инструмента), предназначенных для выполнения одной или более операций в буровой скважине. Квалифицированным специалистам в этой области будет понятно, что компоновка забойного узла буровой скважины может быть в значительной степени изменена, что зависит от операций, которые должны быть выполнены в буровой скважине. В содержании этого описания на первый план должны быть выдвинуты важные компоненты, которые могут обеспечить беспроводное сообщение между скважинными инструментами в забойном узле.
Забойный узел 100 буровой скважины включает в себя электромагнитный телеметрический инструмент 122, в котором используют электромагнитные волны для приема сигналов от наземной системы 124, и для передачи сигналов к этой наземной системе. Электромагнитные волны обычно имеют низкую частоту. Между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и удлинителем 120 может быть обеспечена зависимость типа «один-один», но ее может и не быть. То есть электромагнитный телеметрический инструмент 122 может находиться внутри одного удлинителя 120, либо компоненты электромагнитного телеметрического инструмента 122 могут быть распространены по большому количеству удлинителей 120. Для упрощения электромагнитный телеметрический инструмент 122 показан находящимся внутри одного удлинителя. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 может представлять собой самостоятельный инструмент, либо он может быть компонентом инструмента для измерений при бурении, например, так, как описано в патентах США № 4876511 и 4968940.
Забойный узел 100 буровой скважины также включает в себя один или более скважинных инструментов, например, инструменты 126, 128 и 130, скомпонованные таким образом, чтобы осуществлять одну или более операции в буровой скважине. Такие инструменты включают в себя, но не ограничиваясь этим, инструменты для проведения каротажа при бурении (LWD), инструменты для измерений при бурении (MWD) и инструменты для направленного бурения, например, роторные управляемые системы. Инструменты 126, 128 и 130 находятся внутри удлинителей 120 и могут быть расположены выше или ниже электромагнитного телеметрического инструмента 122. Предпочтительно, чтобы было обеспечено сообщение между одним или более инструментами, особенно в тех случаях, когда невозможно или непрактично формировать неподвижные проводные линии для передачи сигналов между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и скважинными инструментами 126, 128 и 130. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 беспроводным способом транслирует сигналы, принимаемые от наземной системы 124, к любому из инструментов 126, 128 и 130. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 может принимать сигналы от наземной системы 124, посредством буровых труб 110, как указано линией 125а для передачи сигналов, либо посредством формации 104, как указано линией 125b для передачи сигналов. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 также может принимать сигналы от любого одного из инструментов 126, 128 и 130, и может передавать такие сигналы к наземной системе 124 или к другому из инструментов 126, 128 и 130.
На фиг.1В представлен увеличенный вид забойного узла 100 буровой скважины. На этом увеличенном виде электромагнитный телеметрический инструмент 122 включает в себя изолированный зазор 132. Изолированный зазор 132 может просто представлять собой изолирующее покрытие у соединения между двумя секциями удлинителя. Однако изобретение не ограничено способом, посредством которого выполнен зазор 132. Примеры изолированных зазоров для электромагнитной телеметрии описаны, например, в заявке на патент США № 2005/0167098. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 обеспечивает сообщение со скважинным инструментом, например, с инструментом 128, посредством модуляции напряжения на изолированном зазоре 132 согласно сигналу, который должен быть передан к скважинному инструменту. Напряжение на изолированном зазоре 132 приводит к большому осевому току, например, доходящему до десяти и более ампер, который течет вдоль буровой колонны 115. Осевой ток создает азимутальное магнитное поле, причем главным образом с наружной стороны удлинителей 120. Магнитное поле измеряют непосредственно с помощью одного или более датчиков 134 магнитного поля у приемного скважинного инструмента, например, у инструмента 128. Приемный скважинный инструмент расшифровывает переданный сигнал от измеренного магнитного поля.
На фиг.2А представлен изолированный зазор 132 в буровой скважине 102, заполненной буровым раствором на углеводородной основе, имеющим небольшую электропроводность, либо вообще не обладающим электропроводностью. Прямые стрелки 200 характеризуют осевой поток электрического тока вдоль буровой колонны 115. Круглые стрелки 202 характеризуют магнитное поле, создаваемое осевым электрическим током в буровой колонне 115. Буровой раствор на углеводородной основе обеспечивает электроизоляцию буровой колонны 115 от формации 104, за исключением тех мест, где имеется сильный физический контакт между буровой колонной 115 и формацией 104. Почти весь ток ниже электромагнитного телеметрического инструмента 122 входит в формацию 104 через буровую коронку 118. При этом ток между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и буровой коронкой 118 сохраняет приблизительно постоянную амплитуду. Над электромагнитным телеметрическим инструментом 122 ток возвращается к буровой колонне 115 через ряд мест, где буровая колонна 115 входит в контакт с формацией 104. Такие места контакта могут включать в себя лопатки стабилизатора (не показаны), либо просто большое количество буровых труб, находящихся у формации 104.
На фиг.2В представлен изоляционный зазор 132 в буровой скважине 102 с заполнением буровым раствором на водной основе или другим флюидом, обладающим электропроводностью. Осевые стрелки 204 характеризуют осевой ток, текущий вдоль буровой колонны 115. Круглые стрелки 206 характеризуют магнитное поле, создаваемое осевым током в буровой колонне 115. Поскольку буровой раствор на водной основе обладает электропроводностью, он обеспечивает возможность радиального течения тока к формации 104 по длине буровой колонны 115, как показано радиальными стрелками 208. Ток также может течь от формации 104 к буровой колонне 115, как показано радиальными стрелками 210. Ниже электромагнитного телеметрического инструмента 122 ток на буровой колонне 115 уменьшается приблизительно линейно и у поверхности буровой коронки 118 имеет небольшое значение. Выше электромагнитного телеметрического инструмента 122 ток на буровой колонне 115 вначале уменьшается приблизительно линейно, но в итоге его уменьшение происходит экспоненциально при расстоянии (d), измеренном в осевом направлении от электромагнитного телеметрического инструмента 122, согласно 
е-d/δ, где δ глубина проникновения поля. Глубина проникновения поля представляет собой расстояние, которое электромагнитная волна проходит в электропроводной среде, так что она уменьшается на величину 1/е=0,368. Глубину проникновения поля в метрах определяют следующим образом:
где f частота, μ0=
10-7 Гн/м и σ электропроводность формации. Электропроводность формации обычно попадает в пределы диапазона от 0,001 См/м до 5 См/м. При рабочей частоте порядка 10 Гц для этого диапазона электрического удельного сопротивления формации глубина проникновения поля находится в диапазоне соответственно от 5 км до 72 м.
Как в случае бурового раствора на основе углеводородов (фиг.2А), так и в случае бурового раствора на основе воды (фиг.2В) сильный осевой ток течет вдоль буровой колонны 115 между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и буровой коронкой 118. Осевой ток также течет на значительном расстоянии над электромагнитным телеметрическим инструментом 122 в секции 116 открытого участка буровой скважины 102. Однако физический контакт буровой колонны 115 с обсадным участком (112 на фиг.1А) может привести к короткому замыканию и, следовательно, ограничивает поток осевого электрического тока на буровой колонне 115 выше секции 116 открытого участка скважины. Напряжение вдоль буровой колонны 115 фактически будет постоянным с каждой стороны изолированного зазора 132, поскольку удлинители 120 и буровые трубы 110 имеют весьма высокую электропроводность, обычно составляющую более 106 См/м. Поэтому в некоторых случаях может оказаться затруднительным создание беспроводной телеметрической системы на основе измерений напряжений в разных местах на буровой колонне 115. В устойчивой беспроводной телеметрической системе обычно используют осевой ток на буровой колонне 115, а не напряжение вдоль буровой колонны 115, чтобы подать сигналы от электромагнитного телеметрического инструмента 122 к скважинным инструментам.
Осевой ток [I(z)] вдоль буровой колонны 115 создает азимутальное магнитное поле (В) главным образом с наружной стороны удлинителей 120, определяемое следующим образом:
где r радиус, измеренный от продольной оси буровой колонны 115. Это магнитное поле может быть непосредственно измерено одним или более датчиками 134 магнитного поля, расположенными на одном или более удлинителях 120. Может быть использован любой датчик, который может надежно измерять магнитное поле в условиях, при которых находится буровая скважина. Одним из примеров приемлемых датчиков магнитного поля являются индукционные магнитометры.
Если возвратиться к фиг.1А, то показанный на ней электромагнитный телеметрический инструмент 122 модулирует осевой ток на буровой колонне 115 для подачи команд и/или данных к другим скважинным инструментам, таким как инструменты 126, 128 и 130. Частота и/или протокол модуляции могут быть разными для сообщений между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и другими скважинными инструментами, и сообщениями между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и наземной системой 124. Так, сообщения между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и наземной системой 124 могут проходить на первой частоте, например, составляющей 1 Гц (чтобы обеспечить достаточное отношение сигнал-шум для сообщения на поверхность), в то время как сообщения между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и скважинными инструментами могут проходить на второй частоте, например, составляющей 10 Гц. Сообщения между электромагнитным телеметрическим скважинным инструментом 122 и различными скважинными инструментами также могут проходить с разными частотами. Азимутальное магнитное поле, связанное с осевым током, может быть измерено посредством использования датчиков 134 магнитного поля, расположенных на наружной или на внутренней стороне удлинителя 120 в месте приема.
На фиг.3А показан прием сигналов на электромагнитном телеметрическом инструменте 122. Сигналы могут быть поданы от наземной системы 124, находящейся на поверхности, через каждую из линий (125а, 125b, показанных на фиг.1А) передачи сигналов. В иллюстративных целях можно допустить, что подача сигналов включает в себя пропускание тока, представленного стрелками 300, к удлинителю 120, включающему в себя изолированный зазор 132. Ток на удлинителе 120 создает небольшое напряжение на изолированном зазоре 132. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 включает в себя схему, обозначенную позицией 302, которая подсоединена через изолированный зазор 132 и может быть приведена в действие для изменения импеданса через изолированный зазор 132. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 включает в себя схему 303 для обработки принятых сигналов. Следует заметить, что для облегчения понимания изобретения схема 303 показана вне электромагнитного удлинителя 120. Обычно схема 303 должна быть смонтирована внутри электромагнитного удлинителя 120. В представленном примере схема 303 включает в себя малошумный усилитель 304 с большим усилением, аналого-цифровой преобразователь 306 (АЦП), процессор 308 и блок 310 памяти. Квалифицированным специалистам в этой области будет понятно, что схема 303 может быть заменена другими эквивалентными приемными схемами.
Наземная система (124 на фиг.1А) предпочтительно создает ток в соответствии с сигналом, который должен быть передан к скважинному инструменту. Ток пропускают к электромагнитному удлинителю 120, включающему в себя изолированный зазор 132, например, через буровые трубы 110 или формацию (104 на фиг.1А). Ток на электромагнитном удлинителе 120 создает небольшое напряжение на изолированном зазоре 132. Схему 302 переключают в открытое состояние, так чтобы импеданс по изолированному зазору 132 был чрезвычайно высоким. Напряжение на изолированном зазоре 132 подают к входам усилителя 304 с низким уровнем собственных шумов с высоким усилением. Выходной сигнал указанного усилителя 304 подают к аналого-цифровому преобразователю 306. Выходной сигнал аналого-цифрового преобразователя 306 анализируют посредством процессора 308, который декодирует принятый сигнал и загружает полученный результат в блок 310 памяти. Теперь сигнал, загруженный в блок 310 памяти, может быть транслирован к скважинному инструменту.
На фиг.3В представлена трансляция сигнала от электромагнитного телеметрического инструмента 122 к скважинному инструменту, например, к инструменту 128. После того как сигнал принят у изолированного зазора 132 и загружен в блок памяти (310 на фиг.3А), входы к усилителю (304 на фиг.3А) переключают в открытое положение, так что последующее приложение энергии к изолированному зазору 132 не нарушит чувствительную приемную схему. Процессор 308 кодирует принятый сигнал и подает закодированный сигнал к цифроаналоговому преобразователю 312. Аналоговый сигнал от цифроаналогового преобразователя 312 приводит в действие усилитель мощности 314 для создания напряжения на изолированном зазоре 132. Напряжение приводит к большому осевому току вдоль электромагнитного удлинителя 120. Напряжение будет выбрано аналого-цифровым преобразователем 316 и подобным же образом будет осуществлен текущий контроль тока. Чтобы оптимизировать использование мощности, процессор 308 может регулировать сигнал, подаваемый к усилителю 314 мощности, на основе импеданса нагрузки изолированного зазора 300. Ток создает магнитное поле вдоль буровой колонны 115, которое обнаруживают посредством датчика (датчиков) 134 магнитного поля в принимающем инструменте.
Датчики магнитного поля могут быть установлены на наружной или на внутренней стороне удлинителя. На фиг.4 представлено поперечное сечение удлинителя 400, имеющего стенку 402. Удлинитель 400 включает в себя кольцо 406 для прохождения бурового раствора и напорную полость для электронного оборудования 404. На наружной стороне стенки 402 образованы один или более углубленные карманы 410 для размещения одного или более датчиков 412 магнитного поля. Датчики 412 магнитного поля сообщены с электронным оборудованием 404 внутри удлинителя 400. Между датчиками 412 магнитного поля и карманами 410 установлены уплотнения 413, выдерживающие давление. Уплотнения 413 могут быть обеспечены, например, посредством О-образных колец. Датчики 412 магнитного поля обеспечивают возможность измерения азимутального магнитного поля, указанного круглой стрелкой 414, у поверхности удлинителя 400, где оно самое сильное. Датчики 412 магнитного поля могут, например, представлять собой одноосные магнитометры, такие как индукционные магнитометры с осью чувствительности, ориентированной в азимутальном направлении для максимизирования силы сигнала. Другие примеры датчиков, которые могут быть использованы, включают в себя, не ограничиваясь этим, датчики, действующие на основе эффекта Холла, и магниторезистивные датчики.
Один датчик 412 магнитного поля обнаруживает азимутальное магнитное поле и магнитное поле земли. Если удлинитель 400 вращается, то магнитное поле земли будет создавать дополнительный сигнал с частотой вращения удлинителя 400. Поэтому, если используют один датчик 412 магнитного поля для обнаружения сигнала от электромагнитного телеметрического инструмента, этот дополнительный компонент сигнала должен быть удален из выходного сигнала датчика 412 магнитного поля, используя процесс преобразования сигнала. Например, вращение удлинителя 400 может быть измерено независимо и сигнал, касающийся частоты вращения, может быть вычтен в процессоре сигналов буровой скважины. Частота вращения удлинителя 400 может быть получена от акселерометров, установленных внутри удлинителя 400.
Однако удаление дополнительного сигнала из магнитного поля земли может оказаться более легким, если использовать два датчика 412 магнитного поля, установленных с противоположных сторон удлинителя 400. Если предположить, что оси чувствительности датчиков 412 магнитного поля выстроены в одном направлении, то сумма двух сигналов от датчиков 412 магнитного поля измеряла бы магнитное поле земли, либо какое-то другое постоянное внешнее магнитное поле, в то время как разность измеряла бы только азимутальное магнитное поле. Следовательно, измерение разности может быть использовано для получения сигналов от электромагнитного телеметрического инструмента, не содержащих загрязнения магнитного поля земли.
В некоторых случаях может вызвать затруднение установка датчиков магнитного поля на наружной поверхности удлинителя или соединение датчиков магнитного поля, установленных на наружной поверхности удлинителя, с электронным оборудованием, расположенным внутри удлинителя. В таких случаях может оказаться предпочтительным расположение датчиков магнитного поля внутри удлинителя.
На фиг.5А представлено поперечное сечение роторной управляемой системы 500 с силовым приводом. Примеры других роторных управляемых систем приведены в патентах США № 5265682 и № 5520255. Роторная управляемая система согласно фиг.5А содержит геостационарный блок 502 управления, который управляет геостационарным блоком 503 управления направлением или смещением. Геостационарный блок 502 управления направлением или смещением устанавливают на оси удлинителя 504 и на каждом конце крепят к подшипникам 505. Это обеспечивает возможность вращения удлинителя 504 вокруг блока 502 управления, когда этот блок 502 управления остается геостационарным. Вследствие такой механической компоновки весьма затруднительно вести провода от блока 502 управления к удлинителю 504. Поэтому, если датчик магнитного поля расположен на наружной стороне удлинителя 504, может возникнуть необходимость в выполнении сложной и, вероятно, ненадежной модификации для соединения датчика с электронным оборудованием внутри блока 502 управления. В таком случае может оказаться предпочтительной установка датчика магнитного поля внутри геостационарного 502 блока управления, чтобы использовать этот датчик для приема сигналов от электромагнитного телеметрического инструмента.
Предположим, что удлинитель 504 имеет внутренний радиус «а» и наружный радиус «b». При r≥b осевой ток I(z) вдоль удлинителя 504 создает азимутальное магнитное поле «В», определяемое посредством приведенного выше уравнения (2). Это азимутальное магнитное поле указано круговой линией 506. При низких частотах осевой ток будет равномерно распределен по поперечному сечению стенки удлинителя 504 (то есть для a≤r≤b). Глубину δс, на которую ток проникает в электропроводный удлинитель 504, определяют следующим образом:
где μ' относительная проницаемость удлинителя, а σс электропроводность удлинителя. Для немагнитной стали σс≈1,4·106 См/м и μ'=1. При f=10 Гц глубина проникновения составляет 13 см, что больше толщины типичной стенки удлинителя. Для магнитной стали с μ'=100 глубина проникновения составляет около 4 см. Следовательно, осевой ток полностью проникает через стенку 504 удлинителя.
Однако это не означает, что магнитное поле (В), связанное с осевым током, проникает во внутреннюю часть удлинителя. При r<a магнитное поле для азимутально симметричного удлинителя равно нулю. Это следует из уравнения Максвелла. Вычисляют интегралы 
, при этом левосторонний интеграл вычисляют по окружности (
радиусом r<a и правосторонний интеграл вычисляют по площади поперечного сечения (
этой окружности. Поток 
электрического тока внутри удлинителя равен нулю, поскольку осевой ток течет только по стенке удлинителя. Поэтому следует, что внутри удлинителя В=0. Если удлинитель слегка асимметричен, например, посредством механического выполнения прорези с одной стороны, некоторое магнитное поле может проникнуть в блок управления, но оно обычно невелико. Кроме того, удаление весьма большого количества материала с удлинителя и уменьшение при этом толщины его стенки может оказать неблагоприятное влияние на прочность удлинителя, что обычно нежелательно.
Как показано на фиг.5В и 5С, магнитное поле может быть индуцировано внутри удлинителя 504 посредством добавления магнитной вставки 508, обладающей высокой магнитной проницаемостью 
, с наружной стороны удлинителя 504. Приемлемый магнитный материал может, например, представлять собой мю-металл, которому может быть придана С-образная форма для сопряжения с кривизной удлинителя 504, и который устанавливают в неглубокую канавку 509 на наружной стороне удлинителя 504. Типичные размеры вставки 508, обладающей высокой магнитной проницаемостью, могут составлять по длине порядка 1-6 дюймов и по толщине 0,05-0,5 дюйма, при этом ее дуга может составлять 30-180°. Вследствие высокой проницаемости магнитная вставка 508 концентрирует линии магнитного поля и нарушает азимутальную симметрию удлинителя 504, но без неблагоприятного влияния на прочность удлинителя 504. Получающееся магнитное поле может быть показано как наложение указанного (позиция 506 на фиг.5С) исходного или первичного азимутального магнитного поля и указанного (позиция 511 на фиг.5С) вторичного магнитного дипольного поля.
Согласно фиг.5С вторичное магнитное поле создает не равное нулю магнитное поле внутри удлинителя 504. Поскольку частота телеметрического сигнала относительно низка, составляя, например, 1-20 Гц, глубина проникновения в материал удлинителя 504 обычно больше, чем толщина стенки удлинителя 504. Поэтому вторичное магнитное поле проникает в геостационарный блок 502 управления, где расположен датчик 510 магнитного поля. Предпочтительно, чтобы удлинитель 504 был немагнитным для увеличения асимметрии магнитной проницаемости и увеличения глубины проникновения. Датчик 510 магнитного поля, расположенный в геостационарном блоке 502 управления, может обнаруживать вторичное магнитное поле. Предпочтительно, чтобы датчик магнитного поля был расположен под магнитным материалом 508 на удлинителе 504. Если удлинитель 504 вращается, а блок 502 управления остается геостационарным, сигнал датчика 510 магнитного поля может быть модулирован посредством скорости вращения удлинителя 504. Скорость вращения может быть определена при проведении других измерений и может быть избирательно подавлена или удалена посредством преобразования сигнала, как было описано выше.
На фиг.5D представлен вариант способа, показанного на фиг.5В и 5С. Вариант состоит в установке магнитной вставки 512, имеющей относительно высокую магнитную проницаемость, в отверстие 514 в стенке удлинителя 504. Магнитная вставка 512 проходит по толщине стенки удлинителя 504 и создает вторичное магнитное поле, обозначенное позицией 516, внутри геостационарного блока 502 управления. Магнитная вставка 512 может быть изготовлена полностью из магнитного материала или может вмещать в себя магнитный материал. Чтобы сохранить разность давлений между внутренней и наружной сторонами удлинителя 514, магнитная вставка 512 должна создавать препятствие давлению. Это можно выполнить, например, посредством использования О-образных уплотнений и ввинчивания магнитной вставки 512 по резьбе в стенку удлинителя 504.
Изобретение обычно позволяет получить следующие преимущества. Нет необходимости в значительных изменениях технического обеспечения электромагнитного телеметрического инструмента и скважинных инструментов для возможности беспроводного сообщения между электромагнитным телеметрическим инструментом и скважинными инструментами. В отношении скважинного инструмента изменения могут состоять в простом добавлении магнитного материала к внешней части удлинителя и в добавлении датчика магнитного поля внутри удлинителя, либо в добавлении небольшого датчика магнитного поля, устанавливаемого в стенку удлинителя. Электромагнитная телеметрическая система может зависеть от измерения магнитного поля, создаваемого модуляцией осевого электрического тока вдоль буровой колонны. Существующие электромагнитные телеметрические системы буровых скважин могут быть основаны на обнаружении электродвижущей силы, создаваемой в катушке или трансформаторе, как описано, например, в патенте США № 4899112. Электродвижущая сила пропорциональна скорости изменения магнитного поля и, следовательно, пропорциональна частоте. Поэтому такие системы могут быть гораздо менее эффективными при весьма низких частотах (1-20 Гц), создаваемых типичными электромагнитными телеметрическими инструментами. Чтобы быть эффективными, они обычно должны работать с частотами от 1 кГц до 100 кГц. Электромагнитная телеметрическая система, описанная выше, может представлять собой дублирующее средство для проводной коммуникационной системы, либо может быть использована в качестве основной коммуникационной системы.
Хотя изобретение описано здесь применительно к ограниченному количеству вариантов его осуществления, квалифицированным специалистам в этой области, ознакомившимся с приведенными здесь полезными результатами, будет понятно, что могут быть разработаны и другие варианты конструкции, которые не выходят за пределы раскрытого здесь объема изобретения. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только приложенными пунктами формулы изобретения.
Claims (29)
1. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система для транслирования сигналов через забойный узел, расположенный в буровой скважине, пробуренной через подземную формацию, содержащая:
изолированный зазор в первом местоположении забойного узла буровой скважины;
по меньшей мере, один датчик магнитного поля во втором местоположении забойного узла буровой скважины;
схему, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, при этом указанное напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла, что приводит к наведенному магнитному полю; и
магнитный материал, который устанавливают на наружную поверхность скважинного инструмента в забойном узле, который обеспечивает внутри скважинного инструмента не равное нулю наведенное магнитное поле.
изолированный зазор в первом местоположении забойного узла буровой скважины;
по меньшей мере, один датчик магнитного поля во втором местоположении забойного узла буровой скважины;
схему, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, при этом указанное напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла, что приводит к наведенному магнитному полю; и
магнитный материал, который устанавливают на наружную поверхность скважинного инструмента в забойном узле, который обеспечивает внутри скважинного инструмента не равное нулю наведенное магнитное поле.
2. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.1, дополнительно содержащая линию передачи сигнала от местоположения на поверхности к изолированному зазору, который принимает сигнал.
3. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.2, в которой схема модулирует напряжение в соответствии с указанным сигналом.
4. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.1, в которой выходной сигнал датчика магнитного поля включает в себя информацию, касающуюся работы скважинного инструмента в забойном узле буровой скважины.
5. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.4, в которой скважинный инструмент выбирают из группы, состоящей из инструментов для проведения измерений при бурении, инструментов для проведения каротажа при бурении и инструментов для направленного бурения.
6. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.1, в которой датчик магнитного поля выбирают из группы, состоящей из индукционного магнитометра, датчика, действующего на эффекте Холла, и магниторезистивного датчика.
7. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.4, в которой скважинный инструмент устанавливают во втором местоположении в забойном узле буровой скважины.
8. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.1, в которой датчик магнитного поля устанавливают внутри скважинного инструмента и снизу от магнитного материала.
9. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.4, дополнительно содержащая магнитный материал, устанавливаемый в отверстие в стенке скважинного инструмента.
10. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.4, в которой, по меньшей мере, два датчика магнитного поля устанавливают на противоположных сторонах скважинного инструмента для измерения магнитного поля.
11. Забойный узел буровой скважины, включающий в себя беспроводную электромагнитную телеметрическую систему, которая обеспечивает трансляцию сигналов через забойный узел и содержит:
изолированный зазор, расположенный в первом скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины;
по меньшей мере, один датчик магнитного поля, устанавливаемый во втором скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины, при этом датчик магнитного поля сконфигурирован так, чтобы измерять наведенное магнитное поле у второго скважинного инструмента;
схему, подсоединяемую через изолированный зазор, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре,
при этом при модуляции напряжения создается осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который приводит к наведению магнитного поля у второго скважинного инструмента; и
магнитный материал, устанавливаемый на наружную поверхность второго скважинного инструмента, который обеспечивает внутри скважинного инструмента не равное нулю наведенное магнитное поле.
изолированный зазор, расположенный в первом скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины;
по меньшей мере, один датчик магнитного поля, устанавливаемый во втором скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины, при этом датчик магнитного поля сконфигурирован так, чтобы измерять наведенное магнитное поле у второго скважинного инструмента;
схему, подсоединяемую через изолированный зазор, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре,
при этом при модуляции напряжения создается осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который приводит к наведению магнитного поля у второго скважинного инструмента; и
магнитный материал, устанавливаемый на наружную поверхность второго скважинного инструмента, который обеспечивает внутри скважинного инструмента не равное нулю наведенное магнитное поле.
12. Забойный узел буровой скважины по п.11, дополнительно содержащий линию передачи сигнала от местоположения на поверхности к изолированному зазору, который принимает сигнал.
13. Забойный узел буровой скважины по п.12, в котором схема модулирует напряжение согласно сигналу.
14. Забойный узел буровой скважины по п.11, в котором выходной сигнал датчика магнитного поля включает в себя информацию, касающуюся работы второго скважинного инструмента в забойном узле буровой скважины.
15. Забойный узел буровой скважины по п.14, в котором первый скважинный инструмент выбирают из группы, состоящей из инструментов для проведения измерений при бурении и инструментов для проведения каротажа при бурении.
16. Забойный узел буровой скважины по п.14, в котором второй скважинный инструмент выбирают из группы, состоящей из инструментов для проведения измерений при бурении, инструментов для проведения каротажа при бурении и инструментов для направленного бурения.
17. Забойный узел буровой скважины по п.11, в котором датчик магнитного поля выбирают из группы, состоящей из индукционного магнитометра, датчика, действующего на основе эффекта Холла, и магниторезистивного датчика.
18. Забойный узел буровой скважины по п.11, в котором датчик магнитного поля устанавливают внутри второго скважинного инструмента и снизу от магнитного материала.
19. Забойный узел буровой скважины по п.18, в котором скважинный инструмент представляет собой роторную управляемую систему, а датчик магнитного поля устанавливают в геостационарном компоненте роторной управляемой системы.
20. Забойный узел буровой скважины по п.14, дополнительно содержащий магнитный материал, устанавливаемый в отверстие в стенке второго скважинного инструмента.
21. Забойный узел буровой скважины по п.20, в котором датчик магнитного поля устанавливают внутри второго скважинного инструмента и снизу от магнитного материала.
22. Забойный узел буровой скважины по п.21, в котором второй скважинный инструмент представляет собой роторную управляемую систему, а датчик магнитного поля устанавливают в геостационарном компоненте роторной управляемой системы.
23. Забойный узел буровой скважины по п.11, в котором, по меньшей мере, два датчика магнитного поля устанавливают на противоположных сторонах второго скважинного инструмента для измерения магнитного поля.
24. Способ трансляции сигнала через забойный узел, расположенный в буровой скважине, пробуренной через подземную формацию, содержащий:
обеспечение магнитного материала, расположенного на внешней поверхности забойного узла;
формирование напряжения на изолированном зазоре в первом местоположении в забойном узле буровой скважины;
модуляцию напряжения, сформированного на изолированном зазоре, таким образом, что напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который наводит во втором местоположении внутри забойного узла не равное нулю магнитное поле; и
измерение не равного нулю наведенного магнитного поля во втором местоположении внутри забойного узла буровой скважины.
обеспечение магнитного материала, расположенного на внешней поверхности забойного узла;
формирование напряжения на изолированном зазоре в первом местоположении в забойном узле буровой скважины;
модуляцию напряжения, сформированного на изолированном зазоре, таким образом, что напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который наводит во втором местоположении внутри забойного узла не равное нулю магнитное поле; и
измерение не равного нулю наведенного магнитного поля во втором местоположении внутри забойного узла буровой скважины.
25. Способ по п.24, дополнительно содержащий прием сигнала у изолированного зазора.
26. Способ по п.25, при котором модуляция напряжения содержит модуляцию напряжения согласно сигналу.
27. Способ по п.24, дополнительно содержащий управление работой скважинного инструмента, используя выходной сигнал одного или более датчиков магнитного поля.
28. Способ по п.24, дополнительно содержащий удаление из выходного сигнала от одного или более датчиков магнитного поля составляющей магнитного поля Земли.
29. Способ по п.28, при котором удаление составляющей содержит независимое измерение вращения удлинителя в забойном узле буровой скважины и вычитание вращения удлинителя из выходного сигнала от одного или более датчиков магнитного поля.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/248,974 US7477162B2 (en) | 2005-10-11 | 2005-10-11 | Wireless electromagnetic telemetry system and method for bottomhole assembly |
| US11/248,974 | 2005-10-11 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006135854A RU2006135854A (ru) | 2008-04-20 |
| RU2439319C2 true RU2439319C2 (ru) | 2012-01-10 |
Family
ID=37913481
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006135854/03A RU2439319C2 (ru) | 2005-10-11 | 2006-10-10 | Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7477162B2 (ru) |
| CN (1) | CN1975106B (ru) |
| AR (1) | AR056126A1 (ru) |
| CA (1) | CA2561054C (ru) |
| RU (1) | RU2439319C2 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2638216C2 (ru) * | 2013-03-18 | 2017-12-12 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Система и способы оптимизации измерений градиента в операциях дальнометрии |
| US10563501B2 (en) | 2013-12-20 | 2020-02-18 | Fastcap Systems Corporation | Electromagnetic telemetry device |
| US10830034B2 (en) | 2011-11-03 | 2020-11-10 | Fastcap Systems Corporation | Production logging instrument |
| RU2766836C2 (ru) * | 2013-02-28 | 2022-03-16 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинная связь |
| RU2772860C2 (ru) * | 2018-01-19 | 2022-05-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Моделирование сигналов электромагнитной телеметрии в наклонных скважинах |
| WO2024107079A1 (ru) * | 2022-11-18 | 2024-05-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Три-Лоджик" | Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров |
Families Citing this family (53)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008021868A2 (en) | 2006-08-08 | 2008-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivty logging with reduced dip artifacts |
| US7962287B2 (en) * | 2007-07-23 | 2011-06-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for optimizing magnetic signals and detecting casing and resistivity |
| GB2484432B (en) | 2008-01-18 | 2012-08-29 | Halliburton Energy Serv Inc | EM-guided drilling relative to an existing borehole |
| US8284073B2 (en) * | 2008-04-17 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downlink while pumps are off |
| WO2009151867A2 (en) * | 2008-06-13 | 2009-12-17 | Schlumberger Canada Limited | Multiple magnetic sensor ranging method and system |
| EP2204530A1 (en) * | 2008-12-30 | 2010-07-07 | Services Pétroliers Schlumberger | A compact wireless transceiver |
| US8049506B2 (en) | 2009-02-26 | 2011-11-01 | Aquatic Company | Wired pipe with wireless joint transceiver |
| US9035657B2 (en) * | 2009-04-10 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic logging between a cased borehole and surface |
| US8368403B2 (en) * | 2009-05-04 | 2013-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Logging tool having shielded triaxial antennas |
| US9134449B2 (en) * | 2009-05-04 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Directional resistivity measurement for well placement and formation evaluation |
| EP2553499A2 (en) | 2010-04-29 | 2013-02-06 | Schlumberger Technology B.V. | Gain-corrected measurements |
| US8844648B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for EM ranging in oil-based mud |
| US8917094B2 (en) * | 2010-06-22 | 2014-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for detecting deep conductive pipe |
| US9360582B2 (en) | 2010-07-02 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Correcting for magnetic interference in azimuthal tool measurements |
| US8952700B2 (en) | 2011-01-28 | 2015-02-10 | Precision Energy Services, Inc. | Method for minimizing delays while drilling using a magnetic ranging apparatus |
| CN102359778A (zh) * | 2011-07-05 | 2012-02-22 | 福州华虹智能科技开发有限公司 | 便携式煤矿井下数字孔洞全景成像仪 |
| RU2475644C1 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Омский государственный университет им. Ф.М. Достоевского" | Способ передачи и приема информации с забоя скважины на поверхность по электромагнитному каналу связи по породе с использованием сквид-магнитометра |
| CN104081227B (zh) * | 2011-12-08 | 2016-10-26 | 沙特阿拉伯石油公司 | 超分辨率地层流体成像 |
| US8937279B2 (en) | 2011-12-08 | 2015-01-20 | Saudi Arabian Oil Company | Super-resolution formation fluid imaging with contrast fluids |
| NO333359B1 (no) * | 2012-03-20 | 2013-05-13 | Sensor Developments As | Fremgangsmåte og system for å rette inn en brønnkomplettering |
| US9250339B2 (en) | 2012-03-27 | 2016-02-02 | Baker Hughes Incorporated | System and method to transport data from a downhole tool to the surface |
| GB201208286D0 (en) | 2012-05-11 | 2012-06-20 | Tercel Ip Ltd | A downhole reaming assembly, tool and method |
| US9354350B2 (en) * | 2012-05-23 | 2016-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic field sensing tool with magnetic flux concentrating blocks |
| BR112014030170A2 (pt) | 2012-06-25 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services Inc | método e sistema de perfilagem eletromagnética |
| US9528321B2 (en) * | 2012-10-16 | 2016-12-27 | Savant Technologies, Llc | Systems and methods for directional drilling |
| US20150285062A1 (en) * | 2012-11-06 | 2015-10-08 | Evolution Engineering Inc. | Downhole electromagnetic telemetry apparatus |
| WO2014075190A1 (en) | 2012-11-16 | 2014-05-22 | Evolution Engineering Inc. | Electromagnetic telemetry gap sub assembly with insulating collar |
| AU2012397852B2 (en) * | 2012-12-28 | 2017-04-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole electromagnetic telemetry system utilizing electrically insulating material and related methods |
| US9303507B2 (en) | 2013-01-31 | 2016-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Down hole wireless data and power transmission system |
| MX2016002893A (es) * | 2013-09-05 | 2016-12-20 | Evolution Engineering Inc | Transmision de datos a través de espacios aislantes de la electricidad en una sarta de perforación. |
| US10196862B2 (en) * | 2013-09-27 | 2019-02-05 | Cold Bore Technology Inc. | Methods and apparatus for operatively mounting actuators to pipe |
| EP3039462A1 (en) | 2013-12-31 | 2016-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and device for measuring a magnetic field |
| WO2015192224A1 (en) * | 2014-06-18 | 2015-12-23 | Evolution Engineering Inc. | Mud motor with integrated mwd system |
| WO2015196278A1 (en) * | 2014-06-23 | 2015-12-30 | Evolution Engineering Inc. | Optimizing downhole data communication with at bit sensors and nodes |
| WO2016196246A1 (en) * | 2015-05-29 | 2016-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Em-telemetry remote sensing wireless network and methods of using the same |
| CN108138565A (zh) * | 2015-10-28 | 2018-06-08 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于增强短跳通信的具有高磁导率材料的环形环的收发器 |
| WO2017172563A1 (en) | 2016-03-31 | 2017-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Equipment string communication and steering |
| US9702194B1 (en) | 2016-04-01 | 2017-07-11 | Savant Technologies, Llc | Systems and methods for directional drilling |
| CN106351618A (zh) * | 2016-09-18 | 2017-01-25 | 淄博京科电气有限公司 | 强鲁棒性抗干扰采油节能控制器 |
| CN106894813B (zh) * | 2017-01-24 | 2023-08-11 | 中国地质大学（武汉） | 一种基于邻井接收天线的电磁随钻测量系统及方法 |
| WO2018140058A1 (en) * | 2017-01-30 | 2018-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gap sub impedance control |
| US10416335B2 (en) | 2017-03-14 | 2019-09-17 | Saudi Arabian Oil Company | EMU impulse antenna with controlled directionality and improved impedance matching |
| US10317558B2 (en) | 2017-03-14 | 2019-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | EMU impulse antenna |
| US10330815B2 (en) | 2017-03-14 | 2019-06-25 | Saudi Arabian Oil Company | EMU impulse antenna for low frequency radio waves using giant dielectric and ferrite materials |
| US10487641B2 (en) * | 2017-09-11 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless emergency stop |
| US10365393B2 (en) | 2017-11-07 | 2019-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Giant dielectric nanoparticles as high contrast agents for electromagnetic (EM) fluids imaging in an oil reservoir |
| CN109653735B (zh) * | 2019-03-01 | 2022-11-15 | 西南石油大学 | 一种基于电流回路的钻井信号下传装置及信号下传方法 |
| GB2599064B (en) * | 2020-04-16 | 2023-05-31 | Schlumberger Technology Bv | Systems and methods for downhole communication |
| US11781421B2 (en) * | 2020-09-22 | 2023-10-10 | Gunnar LLLP | Method and apparatus for magnetic ranging while drilling |
| US20220127957A1 (en) * | 2020-10-22 | 2022-04-28 | Baker Hughes Oilfied Operations LLC | Acoustic Telemetry For Monitoring An Annulus Between The Production Casing And The Next Outer Casing Of A Well |
| CN112983404B (zh) * | 2021-03-26 | 2024-04-02 | 北京吉星恒大能源科技有限公司 | 一种双绝缘近钻头无线传输接收系统 |
| US11668190B2 (en) * | 2021-10-15 | 2023-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically isolating feedthrough connector |
| CN114876455B (zh) * | 2022-05-30 | 2024-09-20 | 天津大学 | 一种裸眼井地层z方向电阻率测量装置及方法 |
Family Cites Families (47)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4348672A (en) | 1981-03-04 | 1982-09-07 | Tele-Drill, Inc. | Insulated drill collar gap sub assembly for a toroidal coupled telemetry system |
| USRE32913E (en) | 1982-04-16 | 1989-04-25 | Schlumberger Technology Corp. | Shields for antennas of borehole logging devices |
| US4712070A (en) | 1984-05-31 | 1987-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for microinductive investigation of earth formations |
| US4845433A (en) | 1984-05-31 | 1989-07-04 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for microinductive investigation of earth formations |
| US4780678A (en) | 1984-05-31 | 1988-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for microinductive investigation of earth formations |
| CN85105408A (zh) * | 1984-11-23 | 1986-05-10 | 金尼西斯(英国)有限公司 | 用于遥测的轴环部件 |
| US4689572A (en) | 1984-12-28 | 1987-08-25 | Schlumberger Technology Corp. | Electromagnetic logging apparatus with slot antennas |
| US4704581A (en) | 1985-12-28 | 1987-11-03 | Schlumberger Technology Corp. | Electromagnetic logging apparatus using vertical magnetic dipole slot antennas |
| US4857852A (en) | 1986-06-20 | 1989-08-15 | Schlumberger Technology Corp. | Induction well logging apparatus with transformer coupled phase sensitive detector |
| US4933649A (en) | 1986-10-17 | 1990-06-12 | Massachusetts Institute Of Technology | Coherent aperture filling of an array of lasers |
| US4899112A (en) | 1987-10-30 | 1990-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method for determining formation resistivity at a shallow and a deep depth |
| US4968940A (en) | 1987-10-30 | 1990-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method using two spaced apart transmitters with two receivers located between the transmitters |
| US4949045A (en) | 1987-10-30 | 1990-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having a cylindrical housing with antennas formed in recesses and covered with a waterproof rubber layer |
| US4876511A (en) | 1988-10-20 | 1989-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing and calibrating an electromagnetic logging tool |
| US5095761A (en) | 1990-06-27 | 1992-03-17 | Schlumberger Industries, Inc. | Coriolis-type mass flow meter for sanitary use |
| US5160925C1 (en) * | 1991-04-17 | 2001-03-06 | Halliburton Co | Short hop communication link for downhole mwd system |
| US5265682A (en) | 1991-06-25 | 1993-11-30 | Camco Drilling Group Limited | Steerable rotary drilling systems |
| US5200705A (en) | 1991-10-31 | 1993-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Dipmeter apparatus and method using transducer array having longitudinally spaced transducers |
| US5235285A (en) | 1991-10-31 | 1993-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations |
| NO306522B1 (no) | 1992-01-21 | 1999-11-15 | Anadrill Int Sa | Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring |
| NO306222B1 (no) | 1992-01-21 | 1999-10-04 | Anadrill Int Sa | Fjernmålingssystem med bruk av lydoverföring |
| FR2697119B1 (fr) | 1992-10-16 | 1995-01-20 | Schlumberger Services Petrol | Dispositif émetteur à double raccord isolant, destiné à l'emploi dans un forage. |
| GB9411228D0 (en) | 1994-06-04 | 1994-07-27 | Camco Drilling Group Ltd | A modulated bias unit for rotary drilling |
| US5594343A (en) | 1994-12-02 | 1997-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method with borehole compensation including multiple transmitting antennas asymmetrically disposed about a pair of receiving antennas |
| US6057784A (en) | 1997-09-02 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporatioin | Apparatus and system for making at-bit measurements while drilling |
| US6188222B1 (en) | 1997-09-19 | 2001-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring resistivity of an earth formation |
| US6098727A (en) | 1998-03-05 | 2000-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically insulating gap subassembly for downhole electromagnetic transmission |
| US6392561B1 (en) | 1998-12-18 | 2002-05-21 | Dresser Industries, Inc. | Short hop telemetry system and method |
| US6727827B1 (en) | 1999-08-30 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
| US6308137B1 (en) | 1999-10-29 | 2001-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communication with a downhole tool |
| US6351127B1 (en) | 1999-12-01 | 2002-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Shielding method and apparatus for selective attenuation of an electromagnetic energy field component |
| US6297639B1 (en) | 1999-12-01 | 2001-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for directional well logging with a shield having sloped slots |
| US6727705B2 (en) | 2000-03-27 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface monitoring and borehole placement using a modified tubular equipped with tilted or transverse magnetic dipoles |
| US6614229B1 (en) | 2000-03-27 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for monitoring a reservoir and placing a borehole using a modified tubular |
| US6836218B2 (en) | 2000-05-22 | 2004-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Modified tubular equipped with a tilted or transverse magnetic dipole for downhole logging |
| US6577244B1 (en) | 2000-05-22 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular |
| US6509738B1 (en) | 2000-07-14 | 2003-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic induction well logging instrument having azimuthally sensitive response |
| US6693430B2 (en) | 2000-12-15 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Passive, active and semi-active cancellation of borehole effects for well logging |
| US6573722B2 (en) | 2000-12-15 | 2003-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for cancellation of borehole effects due to a tilted or transverse magnetic dipole |
| US6657597B2 (en) * | 2001-08-06 | 2003-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional signal and noise sensors for borehole electromagnetic telemetry system |
| US6788263B2 (en) | 2002-09-30 | 2004-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Replaceable antennas for subsurface monitoring apparatus |
| US7084782B2 (en) * | 2002-12-23 | 2006-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill string telemetry system and method |
| US8995224B2 (en) | 2003-08-22 | 2015-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time velocity and pore-pressure prediction ahead of drill bit |
| US7114562B2 (en) | 2003-11-24 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for acquiring information while drilling |
| US7080699B2 (en) | 2004-01-29 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore communication system |
| CN100410488C (zh) * | 2004-02-16 | 2008-08-13 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种无线电磁短传装置 |
| CN100513742C (zh) * | 2004-02-16 | 2009-07-15 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种随钻测量的电磁遥测方法及系统 |
-
2005
- 2005-10-11 US US11/248,974 patent/US7477162B2/en active Active
-
2006
- 2006-09-26 CA CA002561054A patent/CA2561054C/en active Active
- 2006-10-10 RU RU2006135854/03A patent/RU2439319C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-10 AR ARP060104449A patent/AR056126A1/es not_active Application Discontinuation
- 2006-10-11 CN CN2006101318233A patent/CN1975106B/zh not_active Expired - Fee Related
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10830034B2 (en) | 2011-11-03 | 2020-11-10 | Fastcap Systems Corporation | Production logging instrument |
| US11512562B2 (en) | 2011-11-03 | 2022-11-29 | Fastcap Systems Corporation | Production logging instrument |
| RU2766836C2 (ru) * | 2013-02-28 | 2022-03-16 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинная связь |
| US9951604B2 (en) | 2013-03-18 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for optimizing gradient measurements in ranging operations |
| RU2638216C2 (ru) * | 2013-03-18 | 2017-12-12 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Система и способы оптимизации измерений градиента в операциях дальнометрии |
| US12071847B2 (en) | 2013-12-20 | 2024-08-27 | Fastcap Systems Corporation | Electromagnetic telemetry device |
| US10563501B2 (en) | 2013-12-20 | 2020-02-18 | Fastcap Systems Corporation | Electromagnetic telemetry device |
| US11313221B2 (en) | 2013-12-20 | 2022-04-26 | Fastcap Systems Corporation | Electromagnetic telemetry device |
| RU2772860C2 (ru) * | 2018-01-19 | 2022-05-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Моделирование сигналов электромагнитной телеметрии в наклонных скважинах |
| RU2809138C2 (ru) * | 2019-03-22 | 2023-12-07 | Фраунхофер-Гезельшафт Цур Фёрдерунг Дер Ангевандтен Форшунг Э.Ф. | Способ передачи данных по колонне из одной или нескольких труб и элемент связи для передачи данных |
| WO2024107079A1 (ru) * | 2022-11-18 | 2024-05-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Три-Лоджик" | Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров |
| RU2801378C1 (ru) * | 2022-11-18 | 2023-08-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Три-Лоджик" | Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров (варианты) |
| GB2627632A (en) * | 2022-11-18 | 2024-08-28 | Tri Logic Llc | Cableless system for monitoring downhole parameters |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1975106B (zh) | 2012-08-08 |
| CA2561054C (en) | 2009-06-02 |
| AR056126A1 (es) | 2007-09-19 |
| CA2561054A1 (en) | 2007-04-11 |
| CN1975106A (zh) | 2007-06-06 |
| RU2006135854A (ru) | 2008-04-20 |
| US7477162B2 (en) | 2009-01-13 |
| US20070247330A1 (en) | 2007-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2439319C2 (ru) | Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него | |
| RU2459221C2 (ru) | Приборы каротажа сопротивлений с совмещенными антеннами | |
| RU2449120C2 (ru) | Комплексный инструмент для электродного измерения удельного сопротивления и эм телеметрии | |
| AU2007201425B2 (en) | Method and system for calibrating downhole tools for drift | |
| RU2359120C2 (ru) | Способы, устройство и системы для получения информации о геологической формации с помощью датчиков, установленных на обсадной трубе в стволе скважины | |
| US5235285A (en) | Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations | |
| CA2693917C (en) | Method and apparatus for optimizing magnetic signals and detecting casing and resistivity | |
| US11073013B2 (en) | Electric dipole surface antenna configurations for electromagnetic wellbore instrument telemetry | |
| US9322796B2 (en) | Fluid resistivity sensor | |
| US20090066334A1 (en) | Short Normal Electrical Measurement Using an EM-Transmitter | |
| CN101210489A (zh) | 用于在有线钻杆中确定故障位置的方法和设备 | |
| US20110315378A1 (en) | Insulating or modified conductivity casing in casing string | |
| EP0540425B1 (en) | Method and apparatus for investigating earth formations | |
| US20140000910A1 (en) | Apparatus with rigid support and related methods | |
| US9568633B2 (en) | Electromagnetic formation evaluation tool apparatus and method | |
| CN215292460U (zh) | 一种用于侧向电阻率的随钻装置 | |
| CA2954349C (en) | Magnetometer mounting for isolation and interference reduction | |
| US11035974B1 (en) | Downhole resistivity imaging pad with electrical leakage prevention | |
| CN110763736B (zh) | 一种非导电泥浆随钻电阻率成像测量装置 | |
| CN114961707A (zh) | 一种用于侧向电阻率的随钻装置 | |
| MXPA06011433A (en) | Wireless electromagnetic telemetry system and method for bottomhole assembly |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171011 |