RU2211922C1 - Universal telemetering system for well drilling control - Google Patents
Universal telemetering system for well drilling control Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211922C1 RU2211922C1 RU2002110206A RU2002110206A RU2211922C1 RU 2211922 C1 RU2211922 C1 RU 2211922C1 RU 2002110206 A RU2002110206 A RU 2002110206A RU 2002110206 A RU2002110206 A RU 2002110206A RU 2211922 C1 RU2211922 C1 RU 2211922C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- output
- input
- contactless
- power source
- downhole
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 6
- 230000013011 mating Effects 0.000 abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 17
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к исследованию наклона буровых скважин, в частности к средствам передачи сигналов измерений из скважины на поверхность, и может быть использовано для управления бурением нефтяных и газовых скважин. The invention relates to the study of the inclination of boreholes, in particular to means for transmitting measurement signals from the borehole to the surface, and can be used to control the drilling of oil and gas wells.
Известны различные кабельные телеметрические системы, в частности - телеметрическая система для контроля забойных параметров с передачей сигналов по кабельной линии связи типа СТТЗП-108 (ТУ УЗ. 10-00216852-014-97, 1997 г.). Various cable telemetry systems are known, in particular, a telemetry system for controlling downhole parameters with transmitting signals over a cable communication line of the STTZP-108 type (TU UZ. 10-00216852-014-97, 1997).
В качестве прототипа принята кабельная телеметрическая система для управления бурением скважин по заданной траектории [Свидетельство на полезную модель 21618, МПК Е 21 В 47/02, 47/12, 27.01.2002 г.]. As a prototype, a cable telemetric system for controlling well drilling along a predetermined path has been adopted [Certificate for Utility Model 21618, IPC E 21 V 47/02, 47/12, 01/27/2002].
Недостаток прототипа заключается в ограничениях применения, связанных с необходимостью наличия геофизического кабеля и специализированной лебедки для его спуска/подъема и укладки, а также относительно сложного оборудования для ввода кабеля в ствол скважины. Наряду с этим часто нет необходимости в высокой оперативности получения данных измерений (например, если скорость проходки невелика), т.е. присутствует фактор временной избыточности. The disadvantage of the prototype is the limitations of the application associated with the need for a geophysical cable and a specialized winch for its lowering / lifting and laying, as well as relatively sophisticated equipment for cable entry into the wellbore. Along with this, often there is no need for high efficiency in obtaining measurement data (for example, if the penetration rate is low), i.e. there is a factor of temporary redundancy.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является расширение функциональных возможностей системы за счет проведения измерений в условиях реального технологического процесса бурения как в режиме кабельной телеметрической системы, так и в отсутствие канала связи с использованием автономного модуля. The task to be solved by the claimed invention is aimed at expanding the functionality of the system by taking measurements in a real drilling process both in cable telemetry system mode and in the absence of a communication channel using an autonomous module.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в том, что универсальная телеметрическая система для управления бурением скважин (в дальнейшем - система), содержащая скважинное измерительное устройство, включающее в себя блок измерительных преобразователей, мультиплексор, аналого-цифровой преобразователь (АЦП), передатчик, контроллер, скважинный источник питания, причем выходы блока измерительных преобразователей соединены с входами мультиплексора, который через АЦП связан с передатчиком, управляющий вход которого соединен с первым выходом контроллера, второй выход которого подключен ко входу АЦП, а третий - ко входу мультиплексора, причем контроллер, АЦП и передатчик имеют вход питания, подключенный к выходу скважинного источника питания, вход которого соединен с выходом передатчика, а также (посредством кабельной линии связи) с первым выходом источника дистанционного питания и входами мультиметра и приемника сигналов, входящими в состав наземного устройства, включающего также интерфейсный блок и ЭВМ, причем выход приемника сигналов через первый вход интерфейсного блока соединен с ЭВМ, которая также через второй вход интерфейсного блока соединена со вторым выходом источника дистанционного питания. В отличие от прототипа заявляемая система дополнительно содержит автономный модуль, включающий в себя блок вторичного электропитания, приемник цифровых данных, запоминающее устройство, аккумуляторную батарею, модулятор зарядного тока, дешифратор команд, программируемый таймер, устройство управления, выпрямитель и вторую часть бесконтактного трансформаторного стыковочного узла. Наземное устройство содержит дополнительно токовый компаратор и первую часть бесконтактного стыковочного узла, конструктивно содержащего первичную обмотку трансформатора и половину сердечника, а другая половина сердечника со вторичной обмоткой конструктивно относятся ко второй части бесконтактного трансформаторного стыковочного узла автономного модуля, причем наземное устройство соединено либо посредством кабельной линии связи со скважинным измерительным устройством, либо через бесконтактный стыковочный узел с автономным модулем через первый выход токового компаратора, вход которого подключен к третьему выходу источника дистанционного питания, а второй выход которого через третий вход интерфейсного блока подключается к ЭВМ, которая блокирует по входу источника дистанционного питания первый и второй выходы источника дистанционного питания в режиме работы с автономным модулем. The technical result that can be obtained by carrying out the invention is that a universal telemetry system for controlling well drilling (hereinafter referred to as the system), comprising a downhole measuring device including a block of measuring transducers, a multiplexer, an analog-to-digital converter (ADC) ), a transmitter, a controller, a downhole power source, and the outputs of the measuring transducer block are connected to the inputs of the multiplexer, which is connected through the ADC to the transmitter, the control input of which is connected to the first output of the controller, the second output of which is connected to the input of the ADC, and the third to the input of the multiplexer, and the controller, ADC and transmitter have a power input connected to the output of the downhole power source, the input of which is connected to the output of the transmitter, and (via a cable line) with the first output of the remote power source and the inputs of the multimeter and signal receiver, which are part of the ground device, which also includes an interface unit and a computer, the output being The signal signal through the first input of the interface unit is connected to a computer, which is also through the second input of the interface unit connected to the second output of the remote power source. Unlike the prototype, the claimed system additionally contains a stand-alone module, including a secondary power supply unit, a digital data receiver, a storage device, a battery, a charge current modulator, a command decoder, a programmable timer, a control device, a rectifier, and the second part of the contactless transformer docking unit. The ground device additionally contains a current comparator and the first part of the contactless docking unit structurally containing the primary winding of the transformer and half the core, and the other half of the core with the secondary winding are structurally related to the second part of the contactless transformer docking node of the autonomous module, and the ground device is connected either via a cable communication line with a downhole measuring device, or through a non-contact docking unit with an autonomous mode lem through the first output of the current comparator, the input of which is connected to the third output of the remote power source, and the second output of which through the third input of the interface unit is connected to a computer that blocks the first and second outputs of the remote power source in the mode of operation with an autonomous module at the input of the remote power supply .
Структурная схема универсальной телеметрической системы для управления бурением скважин показана на чертеже и состоит из скважинного измерительного устройства - 1, автономного модуля - 2 и наземного устройства - 3. The structural diagram of a universal telemetry system for controlling well drilling is shown in the drawing and consists of a downhole measuring device - 1, an autonomous module - 2, and a ground device - 3.
В свою очередь скважинное измерительное устройство 1 содержит: 4 - блок измерительных преобразователей, 5 - мультиплексор, 6 - аналого-цифровой преобразователь (АЦП), 7 - передатчик, 8 - контроллер, 9 - скважинный источник питания. In turn, the downhole measuring device 1 contains: 4 - a block of measuring transducers, 5 - a multiplexer, 6 - an analog-to-digital converter (ADC), 7 - a transmitter, 8 - a controller, 9 - a downhole power source.
Автономный модуль 2 включает в себя: 10 - блок вторичного электропитания, 11 - приемник цифровых данных, 12 - запоминающее устройство, 13 -аккумуляторную батарею, 14 - модулятор зарядного тока, 15 - дешифратор команд, 16 - программируемый таймер, 17 - устройство управления, 18 - выпрямитель, 19 - бесконтактный трансформаторный стыковочный узел. Stand-alone module 2 includes: 10 - secondary power supply unit, 11 - digital data receiver, 12 - storage device, 13 - storage battery, 14 - charging current modulator, 15 - command decoder, 16 - programmable timer, 17 - control device, 18 - rectifier, 19 - non-contact transformer docking station.
Наземное устройство 3 состоит из приемника сигналов - 20, источника дистанционного питания - 21, токового компаратора - 22, интерфейсного блока - 23, мультиметра (специализированного) - 24, ЭВМ - 25 и бесконтактного трансформаторного стыковочного узла (1-я часть). The ground device 3 consists of a signal receiver - 20, a remote power source - 21, a current comparator - 22, an interface unit - 23, a multimeter (specialized) - 24, a computer - 25 and a contactless transformer docking station (part 1).
В случае работы устройства в режиме кабельной телеметрической системы (при отсоединенном автономном модуле) измерения происходят аналогично прототипу, т.е. измерения обеспечиваются при последовательном подключении, посредством мультиплексора 5, нормированных выходных сигналов блока 4 (в соответствии с программой контроллера 8) ко входу АЦП 6. Затем осуществляется кодирование и передача сигналов последовательным кодом посредством передатчика 7 по проводному каналу связи. Наземное устройство принимает, посредством блока 20, цифровой код, формирует кодовые посылки в интерфейсном блоке 23 и передает принятую информацию в ЭВМ 25. Электропитание скважинной части осуществляется по одной (общей с информационной) жиле кабеля в режиме источника тока. In the case of operation of the device in the cable telemetry system mode (when the stand-alone module is disconnected), the measurements are carried out similarly to the prototype, i.e. the measurements are provided by sequentially connecting, using the multiplexer 5, the normalized output signals of block 4 (in accordance with the program of the controller 8) to the input of the ADC 6. Then the signals are encoded and transmitted by a serial code using the transmitter 7 via a wired communication channel. The ground device, through block 20, receives a digital code, generates code messages in the interface block 23 and transmits the received information to the computer 25. The downhole part is powered by one (common with the information) cable core in the current source mode.
Следует отметить, что узел 19 конструктивно выполнен разъемным и состоит из 2-х частей: одна часть содержит первичную обмотку трансформатора и половину сердечника и относится к наземному устройству; другая - вторичную обмотку трансформатора и другую половину сердечника и принадлежит к автономному модулю. It should be noted that the node 19 is structurally detachable and consists of 2 parts: one part contains the primary winding of the transformer and half of the core and relates to a ground device; the other is the secondary winding of the transformer and the other half of the core and belongs to an autonomous module.
При работе в автономном режиме автономный модуль жестко пристыковывается к устройству 1. Части узла 19 соединяются, устройства 1 и 2 оказываются подключенными к наземному устройству 3. Блок 21 обеспечивает ток заряда через токовый компаратор 22, трансформатор устройства 19 и выпрямитель 18 аккумуляторной батареи 13 автономного модуля. Процедура измерений начинается с программирования работы автономного модуля. Программирование осуществляется посредством ЭВМ 25, которая блокирует через интерфейсный блок 23 дистанционное питание из блока 21 (выход 1) и сигнал аварии (выход 2), а через блок 23, управляя (включая - выключая) работой блока 21, формирует кодовые посылки в автономный модуль (частота выходного тока питания блока 21 существенно выше частоты коммутации). В блоке 15 происходит прием и дешифрация информационных посылок и формируются команды для таймера 16. В таймере 16 записывается время до начала измерений и временные интервалы между измерениями. По завершению программирования таймера 16 узел 19 разъединяется, устройства 1 и 2 работают автономно от наземного, при этом в ЭВМ 25 синхронно со скважинным запускается свой таймер. Устройства 1 и 2 далее транспортируют на забой скважины тем или иным способом (перемещение под своим весом, посредством прокачки бурового раствора или др.), причем время доставки априорно не должно превышать заданного. По достижению запрограммированного времени начала измерений начинаются запланированные работы - промер ствола скважины в процессе подъема бурового инструмента или бурение. Все проводимые операции на поверхности синхронизируются или регистрируются в функции времени (высота подъема буровой колонны или проходка) - таким образом осуществляя привязку замеров, проводимых на забое, к тем или иным действиям на поверхности. When working in stand-alone mode, the stand-alone module is rigidly attached to the device 1. Parts of the node 19 are connected, the devices 1 and 2 are connected to the ground device 3. The block 21 provides a charge current through the current comparator 22, the transformer of the device 19 and the battery rectifier 18 of the stand-alone module . The measurement procedure begins with the programming of the autonomous module. Programming is carried out by means of a computer 25, which blocks the remote power supply from block 21 (output 1) and the alarm signal (output 2) through the interface unit 23, and through block 23, controlling (turning on and off) the operation of block 21, generates code messages to an autonomous module (the frequency of the output current of the power supply unit 21 is significantly higher than the switching frequency). In block 15, information packets are received and decrypted, and commands for timer 16 are generated. Timer 16 records the time before the measurements and time intervals between measurements. Upon completion of the programming of the timer 16, the node 19 is disconnected, devices 1 and 2 operate autonomously from the ground, while in the computer 25 synchronously with the well starts its timer. Devices 1 and 2 are further transported to the bottom of the well in one way or another (moving under their own weight, by pumping drilling mud or others), and the delivery time should not exceed a predetermined a priori. Upon reaching the programmed measurement start time, the planned work begins - measuring the wellbore during the lifting of the drilling tool or drilling. All ongoing operations on the surface are synchronized or recorded as a function of time (the height of the drill string or sinking) - thus linking measurements taken at the bottom to certain actions on the surface.
Процесс измерений организуется следующим образом. По достижению заданного времени измерений, программируемый таймер, во-первых, включает блок 10, который обеспечивает электропитание устройства, во-вторых, по завершению переходных процессов подается команда в блок 17, который разрешает прием измерительной информации из устройства 1 через блок 11 в запоминающее устройство 12. После записи определенного массива данных блок 17 запрещает запись в блок 12 до следующей команды таймера 16, при этом таймер 16 отключает блок 10, и устройство 1 обесточивается до следующего измерения. Последующие измерения происходят аналогично. После заполнения всего запоминающего устройства 12 устройство управления 17 переводит его в режим хранения, таймер при этом останавливает счет и переходит в режим ожидания. The measurement process is organized as follows. Upon reaching the set measurement time, the programmable timer, firstly, includes a block 10, which provides power to the device, and secondly, upon completion of transients, a command is sent to block 17, which allows the reception of measurement information from device 1 through block 11 to the storage device 12. After recording a certain data array, block 17 prohibits writing to block 12 until the next timer 16 command, while timer 16 turns off block 10 and device 1 is de-energized until the next measurement. Subsequent measurements are similar. After filling the entire storage device 12, the control device 17 puts it into storage mode, the timer stops the count and goes into standby mode.
После извлечения устройств 1 и 2 из ствола скважины посредством узла 19 вновь подключают их к наземному устройству. ЭВМ 25 через блоки 22 и 23, узел 19, блоки 18 и 15, через таймер 16 и блок 17 инициирует процесс последовательной выборки данных из блока 12. After removing devices 1 and 2 from the wellbore through the node 19, they are again connected to the ground device. Computer 25 through blocks 22 and 23, node 19, blocks 18 and 15, through a timer 16 and block 17 initiates the process of sequential sampling of data from block 12.
Процесс чтения данных из запоминающего устройства 12 происходит следующим образом. Блок 17 разрешает блоку 12 выдачу логических сигналов в блок 14. Блок 14 модулирует зарядный ток аккумулятора 13 в функции сигнала ("0" или "1"), получаемого из блока 12, в свою очередь модуляцию тока нагрузки регистрирует токовый компаратор 22 и передает дешифрованные сигналы через блок 23 в ЭВМ 25. Так происходит до тех пор, пока вся информация из блока 12 не будет считана в ЭВМ. The process of reading data from the storage device 12 is as follows. Block 17 allows block 12 to output logic signals to block 14. Block 14 modulates the charging current of the battery 13 as a function of the signal ("0" or "1") received from block 12, in turn, the current comparator 22 registers the modulation of the load current and transmits the decrypted ones signals through block 23 to the computer 25. This happens until all the information from block 12 has been read into the computer.
Поскольку все наземные технологические операции синхронизированы или регистрированы в функции времени, несложно привязать данные измерений к длине скважины, а значит, и построить, например, ее траекторию и принять адекватные решения. Since all ground-based technological operations are synchronized or recorded as a function of time, it is not difficult to link the measurement data to the length of the well, which means to build, for example, its trajectory and make adequate decisions.
Преимущество заявляемого изобретения по сравнению с прототипом заключается в следующем. The advantage of the claimed invention in comparison with the prototype is as follows.
1. Заявляемое устройство позволяет организовать контроль и управление как на основе телеметрической системы (оперативный контроль и управление), так и с использованием автономного устройства (использование временной избыточности), подстраиваясь под реальный технологический процесс бурения, а не изменяя его под имеющееся устройства измерения. Таким образом, устраняется препятствие с этой стороны к оптимизации техпроцесса бурения. 1. The inventive device allows you to organize monitoring and control both on the basis of a telemetry system (operational monitoring and control), and using an autonomous device (using temporary redundancy), adapting to the real technological process of drilling, and not changing it to the existing measurement device. Thus, the obstacle on this side to optimizing the drilling process is eliminated.
2. Повышается надежность, сокращаются материальные затраты на производство и эксплуатацию устройства за счет:
- сокращения аппаратных и эксплуатационных затрат (вместо 2-х систем - одна), следует отметить, что аппаратные средства дополнительного устройства - автономного модуля могут быть, например, реализованы на базе программируемой логики (одного микропроцессора);
- сокращения затрат на разработку математического обеспечения (вариантность в зависимости от условий применения);
- упрощения условий подготовки и работы обслуживающего персонала.2. Increases reliability, reduces material costs for the production and operation of the device due to:
- reduction of hardware and operating costs (instead of 2 systems - one), it should be noted that the hardware of an additional device - an autonomous module can be, for example, implemented on the basis of programmable logic (one microprocessor);
- reducing the cost of developing software (variance depending on application conditions);
- simplification of the conditions for the training and work of staff.
3. Повышается экономическая эффективность как за счет снижения затрат на строительство скважины (увеличения скорости проходки), так и сокращения затрат на использование кабельных лебедок, другого специфического оборудования. 3. Increased economic efficiency both by reducing the cost of well construction (increasing the speed of penetration), and reducing the cost of using cable winches and other specific equipment.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002110206A RU2211922C1 (en) | 2002-04-17 | 2002-04-17 | Universal telemetering system for well drilling control |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002110206A RU2211922C1 (en) | 2002-04-17 | 2002-04-17 | Universal telemetering system for well drilling control |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2211922C1 true RU2211922C1 (en) | 2003-09-10 |
Family
ID=29777656
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002110206A RU2211922C1 (en) | 2002-04-17 | 2002-04-17 | Universal telemetering system for well drilling control |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2211922C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2273732C2 (en) * | 2004-05-21 | 2006-04-10 | Виктор Серафимович Степной | Method for geophysical information receiving/transmission over wireless electromagnetic communication channel from well bottom to day surface during well drilling |
| RU2324817C2 (en) * | 2006-06-05 | 2008-05-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Well survey technique and appartus for its realization |
| RU2338064C1 (en) * | 2006-12-27 | 2008-11-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and device for contact-free data exchange and battery recharge of stand-alone logging devices |
| RU2392429C1 (en) * | 2009-05-14 | 2010-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ВНИИГИС-Забойные телеметрические комплексы" (ООО НПФ "ВНИИГИС-ЗТК") | Method for actuation of autonomous downhole device and facility for its implementation |
| CN109083638A (en) * | 2018-10-15 | 2018-12-25 | 天津合众达油气测试有限公司 | A kind of teledata double-direction radio well testing system |
| CN110056339A (en) * | 2019-05-23 | 2019-07-26 | 山东金开峰机械科技有限公司 | Water drilling rig control device with wireless remote control driving function |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3788136A (en) * | 1972-08-11 | 1974-01-29 | Texaco Inc | Method and apparatuses for transmission of data from the bottom of a drill string during drilling of a well |
| US4691203A (en) * | 1983-07-01 | 1987-09-01 | Rubin Llewellyn A | Downhole telemetry apparatus and method |
| RU2087706C1 (en) * | 1994-09-30 | 1997-08-20 | Акционерное общество закрытого типа "Новые нефтяные технологии - КУРС" | System for transmission and reception of geophysical information |
| RU2101489C1 (en) * | 1996-03-19 | 1998-01-10 | Закрытое акционерное общество "НТ-Курс" | Telemetric system for transmitting and receiving information in process of drilling |
| RU2132947C1 (en) * | 1996-04-12 | 1999-07-10 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Device for transmitting bottom-hole information at drilling |
| RU97120737A (en) * | 1997-12-16 | 1999-09-10 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственная компания "ГЕОЭЛЕКТРОНИКА СЕРВИС" | BOTTOM TELEMETRY SYSTEM |
| EP1035299A2 (en) * | 1999-03-09 | 2000-09-13 | Scientific Drilling International | Combined electric-field telemetry and formation evaluation method and apparatus |
| RU2162521C1 (en) * | 1999-12-17 | 2001-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of drilling the inclined and horizontal wells |
| RU2168623C1 (en) * | 2000-04-20 | 2001-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | System of drilling of inclined and horizontal boreholes |
| RU21618U1 (en) * | 2001-06-15 | 2002-01-27 | ООО Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | CABLE TELEMETRIC SYSTEM FOR DRILLING DRILLING WELLS AT A PRESENT TRAJECTORY |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2140539C1 (en) * | 1997-12-16 | 1999-10-27 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственная компания "ГЕОЭЛЕКТРОНИКА СЕРВИС" | Bottomhole telemetric system |
-
2002
- 2002-04-17 RU RU2002110206A patent/RU2211922C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3788136A (en) * | 1972-08-11 | 1974-01-29 | Texaco Inc | Method and apparatuses for transmission of data from the bottom of a drill string during drilling of a well |
| US4691203A (en) * | 1983-07-01 | 1987-09-01 | Rubin Llewellyn A | Downhole telemetry apparatus and method |
| RU2087706C1 (en) * | 1994-09-30 | 1997-08-20 | Акционерное общество закрытого типа "Новые нефтяные технологии - КУРС" | System for transmission and reception of geophysical information |
| RU2101489C1 (en) * | 1996-03-19 | 1998-01-10 | Закрытое акционерное общество "НТ-Курс" | Telemetric system for transmitting and receiving information in process of drilling |
| RU2132947C1 (en) * | 1996-04-12 | 1999-07-10 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Device for transmitting bottom-hole information at drilling |
| RU97120737A (en) * | 1997-12-16 | 1999-09-10 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственная компания "ГЕОЭЛЕКТРОНИКА СЕРВИС" | BOTTOM TELEMETRY SYSTEM |
| EP1035299A2 (en) * | 1999-03-09 | 2000-09-13 | Scientific Drilling International | Combined electric-field telemetry and formation evaluation method and apparatus |
| RU2162521C1 (en) * | 1999-12-17 | 2001-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of drilling the inclined and horizontal wells |
| RU2168623C1 (en) * | 2000-04-20 | 2001-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | System of drilling of inclined and horizontal boreholes |
| RU21618U1 (en) * | 2001-06-15 | 2002-01-27 | ООО Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | CABLE TELEMETRIC SYSTEM FOR DRILLING DRILLING WELLS AT A PRESENT TRAJECTORY |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МОЛЧАНОВ А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. - М.: Недра, 1983, с.171-177, 181-184. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2273732C2 (en) * | 2004-05-21 | 2006-04-10 | Виктор Серафимович Степной | Method for geophysical information receiving/transmission over wireless electromagnetic communication channel from well bottom to day surface during well drilling |
| RU2324817C2 (en) * | 2006-06-05 | 2008-05-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Well survey technique and appartus for its realization |
| RU2338064C1 (en) * | 2006-12-27 | 2008-11-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and device for contact-free data exchange and battery recharge of stand-alone logging devices |
| RU2392429C1 (en) * | 2009-05-14 | 2010-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ВНИИГИС-Забойные телеметрические комплексы" (ООО НПФ "ВНИИГИС-ЗТК") | Method for actuation of autonomous downhole device and facility for its implementation |
| CN109083638A (en) * | 2018-10-15 | 2018-12-25 | 天津合众达油气测试有限公司 | A kind of teledata double-direction radio well testing system |
| CN110056339A (en) * | 2019-05-23 | 2019-07-26 | 山东金开峰机械科技有限公司 | Water drilling rig control device with wireless remote control driving function |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11085295B2 (en) | Tunnel boring robot and remote mobile terminal command system | |
| US6464011B2 (en) | Production well telemetry system and method | |
| AU738949B2 (en) | Power management system for downhole control system in a well and method of using same | |
| US6442105B1 (en) | Acoustic transmission system | |
| US5959547A (en) | Well control systems employing downhole network | |
| US5730219A (en) | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors | |
| US5662165A (en) | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors | |
| US6046685A (en) | Redundant downhole production well control system and method | |
| US5803167A (en) | Computer controlled downhole tools for production well control | |
| US5706896A (en) | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells | |
| US5597042A (en) | Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors | |
| US20180010449A1 (en) | Casing coupling having communcation unit for evaluating downhole conditions | |
| CN110735621B (en) | Method and system for intelligent testing and adjusting underground wireless layered water distribution | |
| CA2215628C (en) | Well control systems employing downhole network | |
| RU2211922C1 (en) | Universal telemetering system for well drilling control | |
| CN107143328A (en) | One kind is with brill fiber optic communications devices | |
| US12473799B2 (en) | Systems and methods for wireless transmission of power in deep subsurface monitoring | |
| AU734605B2 (en) | Computer controlled downhole tools for production well control | |
| CN118793433A (en) | Downhole data transmission system and method | |
| CN118292862A (en) | Closed loop measurement while drilling system and method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070418 |