RU2652779C2 - Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине - Google Patents
Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2652779C2 RU2652779C2 RU2016138628A RU2016138628A RU2652779C2 RU 2652779 C2 RU2652779 C2 RU 2652779C2 RU 2016138628 A RU2016138628 A RU 2016138628A RU 2016138628 A RU2016138628 A RU 2016138628A RU 2652779 C2 RU2652779 C2 RU 2652779C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipes
- nipple
- coupling
- transformer
- secondary windings
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 27
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000004519 grease Substances 0.000 claims description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 abstract description 7
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 abstract description 5
- 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
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 5
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000001856 Ethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N Ethyl cellulose Chemical compound CCOCC1OC(OC)C(OCC)C(OCC)C1OC1C(O)C(O)C(OC)C(CO)O1 ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N benzotriazole Chemical compound C1=CC=C2N[N][N]C2=C1 QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012964 benzotriazole Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229920001249 ethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000019325 ethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Near-Field Transmission Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к скважинным телеметрическим системам, используемым при бурении скважин, а именно к трубе с проводной линией, такой как бурильная труба, которая приспособлена для передачи данных и/или энергии между одним или несколькими участками внутри ствола скважины и поверхностью. Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб содержит электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб и выполненные в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены в кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб. Между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления. Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в повышении надежности, эффективности передачи сигнала и снижении допусков при выполнении труб. 1 ил.
Description
Изобретение относится к скважинным телеметрическим системам, используемым при бурении скважин, а именно к трубе с проводной линией, такой как бурильная труба, которая приспособлена для передачи данных и/или энергии между одним или несколькими участками внутри ствола скважины и поверхностью.
Известна линия связи для забойных телеметрических систем контроля параметров бурения, содержащая проводной канал связи, встроенный с элементами электрической контактной связи, размещенными на ниппельной и муфтовой частях бурильных труб. Линия связи снабжена центраторами, установленными в муфтовой и ниппельной частях бурильных труб, пружиной и регулировочной и упорной гайками. На ниппельной части бурильных труб элементы контактной электрической связи выполнены в виде цанговых щеток, а на муфтовой - в виде колец. Элементы контактной электрической связи ниппельной и муфтовой частей бурильных труб размещены в соответствующих центраторах. В центраторе ниппельной части бурильных труб установлена пружина с возможностью взаимодействия с элементами контактной электрической связи ниппельной части бурильных труб. Элементы контактной электрической связи муфтовой части бурильных труб с помощью упорной гайки опираются на торец собственного центратора, а проводной канал связи соединен с регулировочной гайкой (патент RU №2111352, опубл. 20.05.1998 г.).
Недостатком известной линии связи является необходимость использования центраторов и различных типов центраторов для бурильных труб с разными диаметрами. Это предъявляет высокие требования к качеству выполнения труб, а также приводит к снижению эффективности передачи сигнала.
Известна система соединенных труб для передачи сигналов в скважинных условиях, каждая из которых содержит трубчатое тело, оснащенное коммуникационным элементом связи на каждом конце трубчатого тела или вблизи него, предназначенным для передачи сигналов между соседними соединенными трубами, удлиненную подкладку, расположенную вдоль внутренней стенки трубчатого тела, и один или несколько соединительных проводов, проходящих вдоль подкладки, расположенных между внутренней стенкой трубчатого тела и по меньшей мере участком подкладки и присоединенных к коммуникационному элементу связи для образования проводной линии связи, и трубчатую втулку, расширенную внутри трубчатого тела так, что подкладка закреплена между трубчатым телом и расширяемой втулкой (US 4126848 А, опубл. 21 ноября 1978 г.).
Недостатком известной системы являются высокие требования в изготовлении труб и составляющих для обеспечения контактирующей поверхности проводников.
Известна система двусторонней телеметрии по бурильной колонне для измерений и управления бурением, при которой используется буровая установка, бурильная колонна, верхний конец которой имеет возможность механического соединения с буровой установкой и возможность подвешиваться на буровой установке и компоновка низа бурильной колонны, которая примыкает к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото у своего нижнего конца. Устройство содержит, по меньшей мере, одно измерительное устройство в компоновке низа бурильной колонны, причем, по меньшей мере, одно измерительное устройство выполнено с возможностью выдавать данные измерений, соответствующие измеренному параметру у компоновки низа бурильной колонны; систему процессора у верха скважины на поверхности земли; систему телеметрии по бурильной колонне, которая соединяется с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и которая соединяется с упомянутой системой процессора у верха скважины; и передатчик для передачи данных от упомянутого измерительного устройства на упомянутую систему процессора у верха скважины через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне, один скважинный датчик на участке бурильной трубы с проводом бурильной колонны, причем упомянутый датчик осуществляет связь с процессором у верха скважины через бурильные трубы с проводом (патент RU №2413841, опубл. 10.03.2011 г.).
Недостатками известной системы являются наличие воздушного зазора между контактами магнитопроводов и высокие технологические требования для изготовления вышеуказанных труб.
Известна система измерения параметров условий в стволе скважины вдоль конкретных зон скважины, содержащая гибкую насосно-компрессорную трубу (НКТ), имеющую оптоволоконный проводник и секцию с контрольно-измерительными приборами. При этом оптоволоконный проводник расположен в углублении заподлицо с внешней поверхностью секции гибкой НКТ, снабженной контрольно-измерительными приборами. Причем указанное углубление выполнено криволинейным. Кроме того, система содержит устройство закрепления оптоволоконного проводника на поверхности стенки гибкой НКТ, переходник, через который указанный проводник проходит к внутреннему оптоволоконному проводнику, и соединительную муфту. Причем соединительная муфта выполнена с возможностью передачи данных посредством бесконтактной телеметрии (патент RU №2484247, опубл. 10.06.2013 г.).
Недостатком известной системы является применение оптоволоконной связи, не выдерживающей появление минимальных зазоров или разрывов в проводах труб.
Наиболее близкой системой того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является система передачи информации, электрической энергии, содержащая электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи на ниппеле и муфте. Эти элементы выполнены в виде трансформаторных обмоток, размещенных в кольцевых проточках стыкуемых труб. Кольцевые проточки выполняются или на торце муфты и на упорной плоскости ниппеля, или в конических резьбовых поверхностях ниппеля и муфты, или на торце ниппеля и противолежащей ему плоскости муфты, или в наружных цилиндрических поверхностях ниппеля и муфты, или во внутренних поверхностях ниппеля и муфты. Трансформаторные обмотки могут быть размещены внутри собственных разомкнутых магнитопроводов, при этом трубы могут быть выполнены из немагнитного материала. Трансформаторные обмотки могут быть намотаны вокруг собственных замкнутых кольцевых магнитопроводов, установленных в кольцевых проточках, при этом трубы могут быть выполнены из немагнитного электропроводного материала (патент RU №2040691, опубл. 25.07.1995 г.). Данная система принята за прототип.
Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого изобретения: электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб; элементы бесконтактной связи выполнены в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены на кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб.
Недостатками известной системы, принятой за прототип, являются наличие воздушного зазора между контактами магнитопроводов и высокие технологические требования для изготовления вышеуказанных труб.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в повышении надежности, эффективности передачи сигнала и снижении допусков при выполнении труб.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной системе передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб, содержащей электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб и выполненные в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены в кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб, согласно изобретению между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления.
Признак заявляемого технического решения, отличительный от прототипа, - между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления.
Нанесение электропроводящей смазки между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб позволяет снизить магнитоэлектрическое сопротивление, образованное воздушным зазором сопротивления, заменив его на магнитоэлектрическое сопротивление электропроводящей смазки. Благодаря этому достигается заявленный технический результат: повышение надежности, эффективности передачи сигнала и снижение допусков при выполнении труб.
Заявителю неизвестно использование в науке и технике отличительного признака системы передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине с получением указанного технического результата.
Предлагаемая система поясняется чертежом, на котором представлена колонна труб электрической системы передачи, в которой трансформаторные обмотки размещены в кольцевых выточках на торце муфты и на упорной плоскости ниппеля.
Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб (фиг.) содержит электрические проводники 1, расположенные вдоль тела труб 2, 3, зафиксированные и изолированные компаундом, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле 4 и муфте 5 замка стыкующихся труб 2, 3. Ниппель 4 одной из труб 2 колонны соединен с муфтой 5 второй трубы 3 резьбовым соединением 6. Элементы бесконтактной связи выполнены в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки 7 которого размещены в кольцевых проточках 8, расположенных соответственно на ниппеле 4 и муфте 5 стыкующихся труб 2, 3. Между первичной и вторичной обмотками 7 трансформатора стыкующихся труб 2, 3 нанесена электропроводящая смазка 9 для снижения магнитного сопротивления.
Кольцевые проточки 8 выполнены или на торце муфты 5 и на упорной плоскости ниппеля 4, или в конических резьбовых поверхностях ниппеля 4 и муфты 5, или на торце ниппеля 4 и противолежащей ему плоскости муфты 5, или в наружных цилиндрических поверхностях ниппеля 4 и муфты 5, или во внутренних поверхностях ниппеля 4 и муфты 5. Трансформаторные обмотки 7 могут быть размещены внутри собственных разомкнутых магнитопроводов, при этом трубы 2, 3 могут быть выполнены из немагнитного материала. Трансформаторные обмотки 7 могут быть намотаны вокруг собственных замкнутых кольцевых магнитопроводов, установленных в кольцевых проточках 8, при этом трубы 2, 3 могут быть выполнены из немагнитного электропроводного материала. Электропроводящая смазка 9 наносится в места контактирования магнитопроводов трансформаторных обмоток 7. Нанесение смазки 9 производится при монтаже бурильных труб.
Электропроводящая смазка 9 является типовой, служит для снижения электрического сопротивления на контактах, а также снижения коррозийных эффектов. Может быть использована электропроводящая смазка - «УВС Суперконт» или другие аналоги, например, ЭПС-150, ЭПС-250.
Электропроводящая смазка содержит минеральное масло, присадку, металлический порошок, в качестве которого используют высокодисперсный порошок меди, стабилизирующую добавку, загуститель, в качестве которого используют этилцеллюлозу. В качестве присадки используют органическую матрицу, представляющую собой соли высокомолекулярных органических соединений (мыло) и высших органических жирных кислот. В качестве стабилизирующей добавки используют 30%-ный раствор бензотриазола в ацетоне. Электрическая смазка содержит компоненты в следующем соотношении, мас. %: органическая матрица - 40, высокодисперсный порошок меди - 30, загуститель - 20, стабилизирующая добавка - 5, минеральное масло - остальное.
Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине работает следующим образом.
Датчики измеряемых параметров производят регистрацию температуры, давления, магнитного поля и т.д. Полученная информация поступает на электронику обработки данных, где информация обрабатывается и поступает на передающее устройство, которое формирует сигнал для передачи на поверхность. Далее сигнал проходит через электрические проводники 1, расположенные вдоль тела трубы 3. Фиксация и изоляция проводников 1 выполняется при помощи компаунда. Для передачи сигнала между трубами 2, 3 используется трансформатор, первичная и вторичная обмотки 7 которого размещены в кольцевых проточках 8, расположенных соответственно на ниппеле 4 и муфте 5 стыкующихся труб 2, 3. Электропроводящая смазка 9 снижает магнитное сопротивление контакта обмоток 7 трансформатора, затем сигнал передается по электрическим проводникам 1 трубы 2. Таким образом по колонне труб 2, 3 информация передается на поверхность.
Заявляемая система позволяет повысить надежность и эффективность передачи сигнала на 10% по сравнению с прототипом, что дает возможность уменьшить допуски при изготовлении труб. Этот технический результат был установлен при лабораторном испытании опытного образца системы передачи электрической энергии и информации в колонне стыкующихся труб.
Преимущество изобретения заключается в снижении магнитоэлектрического сопротивления, создаваемого на контактах индуктивной электрической муфты, что существенно повышает надежность и качество передачи сигнала телеметрической системы с возможностью уменьшения допусков при изготовлении труб.
Claims (1)
- Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб, содержащая электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб и выполненные в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены в кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб, отличающаяся тем, что между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016138628A RU2652779C2 (ru) | 2016-09-29 | 2016-09-29 | Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016138628A RU2652779C2 (ru) | 2016-09-29 | 2016-09-29 | Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016138628A RU2016138628A (ru) | 2018-04-02 |
RU2016138628A3 RU2016138628A3 (ru) | 2018-04-02 |
RU2652779C2 true RU2652779C2 (ru) | 2018-04-28 |
Family
ID=61866809
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016138628A RU2652779C2 (ru) | 2016-09-29 | 2016-09-29 | Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2652779C2 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU792360A1 (ru) * | 1978-04-06 | 1980-12-30 | Предприятие П/Я В-8117 | Электромеханический волноводный переключатель |
RU2040691C1 (ru) * | 1992-02-14 | 1995-07-25 | Сергей Феодосьевич Коновалов | Система передачи электрической энергии и информации в колонне стыкующихся труб |
US6670880B1 (en) * | 2000-07-19 | 2003-12-30 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
EP1484471A2 (en) * | 2003-06-03 | 2004-12-08 | Intelliserv Inc | Improved transmission element for downhole drilling components |
US20050150653A1 (en) * | 2000-07-19 | 2005-07-14 | Hall David R. | Corrosion-Resistant Downhole Transmission System |
RU2304718C2 (ru) * | 2002-05-31 | 2007-08-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Секция снабженной проводами колонны труб (варианты) и индуктивное устройство связи для нее |
-
2016
- 2016-09-29 RU RU2016138628A patent/RU2652779C2/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU792360A1 (ru) * | 1978-04-06 | 1980-12-30 | Предприятие П/Я В-8117 | Электромеханический волноводный переключатель |
RU2040691C1 (ru) * | 1992-02-14 | 1995-07-25 | Сергей Феодосьевич Коновалов | Система передачи электрической энергии и информации в колонне стыкующихся труб |
US6670880B1 (en) * | 2000-07-19 | 2003-12-30 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
US20050150653A1 (en) * | 2000-07-19 | 2005-07-14 | Hall David R. | Corrosion-Resistant Downhole Transmission System |
RU2304718C2 (ru) * | 2002-05-31 | 2007-08-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Секция снабженной проводами колонны труб (варианты) и индуктивное устройство связи для нее |
EP1484471A2 (en) * | 2003-06-03 | 2004-12-08 | Intelliserv Inc | Improved transmission element for downhole drilling components |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2016138628A (ru) | 2018-04-02 |
RU2016138628A3 (ru) | 2018-04-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10760349B2 (en) | Method of forming a wired pipe transmission line | |
US6392317B1 (en) | Annular wire harness for use in drill pipe | |
RU2304718C2 (ru) | Секция снабженной проводами колонны труб (варианты) и индуктивное устройство связи для нее | |
US4496174A (en) | Insulated drill collar gap sub assembly for a toroidal coupled telemetry system | |
CA1191554A (en) | Toroidal coupled telemetry apparatus | |
US9768546B2 (en) | Wired pipe coupler connector | |
US9581016B2 (en) | Transmission line for drill pipes and downhole tools | |
US11131149B2 (en) | Transmission line for wired pipe | |
US8986028B2 (en) | Wired pipe coupler connector | |
US9052043B2 (en) | Wired pipe coupler connector | |
WO2018178607A1 (en) | Monitoring well installations | |
US20140148027A1 (en) | Wired pipe coupler connector | |
US20190218864A1 (en) | Wired pipe surface sub | |
EP2978923B1 (en) | Transmission line for wired pipe | |
WO2011159925A2 (en) | Use of wired tubulars for communications/power in an in-riser application | |
US10619476B2 (en) | Downhole communication | |
RU2652779C2 (ru) | Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине | |
CN108138566A (zh) | 具有管件和信号导体的井下系统以及方法 | |
US9601237B2 (en) | Transmission line for wired pipe, and method | |
US20150194239A1 (en) | Transmission line for wired pipe | |
RU2580563C1 (ru) | Электрический разделитель-ретранслятор сигналов | |
SU221606A1 (ru) | УСТРОЙСТВО дл КАРОТАЖА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕБУРЕНИЯ | |
RU171919U1 (ru) | Телеметрическая система с наддолотным модулем | |
EA202092801A1 (ru) | Скважинная передающая система |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191022 Effective date: 20191022 |