CN103201455B - 钻井设备上的传感器 - Google Patents
钻井设备上的传感器 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103201455B CN103201455B CN201180053701.6A CN201180053701A CN103201455B CN 103201455 B CN103201455 B CN 103201455B CN 201180053701 A CN201180053701 A CN 201180053701A CN 103201455 B CN103201455 B CN 103201455B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drill string
- drilling
- electric insulation
- insulation layer
- sensor
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 27
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 23
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 13
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 13
- 239000011540 sensing material Substances 0.000 claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 11
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 claims description 11
- 238000004544 sputter deposition Methods 0.000 claims description 11
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 8
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 7
- 238000005229 chemical vapour deposition Methods 0.000 claims description 5
- 238000007641 inkjet printing Methods 0.000 claims description 5
- 238000007650 screen-printing Methods 0.000 claims description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 4
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims description 4
- 238000001891 gel spinning Methods 0.000 claims description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000000151 deposition Methods 0.000 claims description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 3
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims 3
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 claims 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 8
- 229920002120 photoresistant polymer Polymers 0.000 description 7
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910003336 CuNi Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 description 1
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- VNNRSPGTAMTISX-UHFFFAOYSA-N chromium nickel Chemical compound [Cr].[Ni] VNNRSPGTAMTISX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000007772 electrode material Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000003862 health status Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000002372 labelling Methods 0.000 description 1
- 238000000608 laser ablation Methods 0.000 description 1
- 238000010329 laser etching Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001120 nichrome Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000010422 painting Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 230000001953 sensory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
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
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measurement Of Length, Angles, Or The Like Using Electric Or Magnetic Means (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
在一方面，提供了一种钻井设备，其中该钻井设备包括设置在井眼中的钻柱。钻柱包括：管件、连接到管件上的井下钻具组件、以及设置在井下钻具组件端部上的钻头。另外，该设备包括直接沉积在钻柱上的应变仪。
Description
相关申请的交叉参考
本申请请求享有美国临时申请序列No.61/411,025的优先权，该临时申请的申请日为2010年11月8日，该临时申请的全部内容组合在文中作为参考。
技术领域
本发明公开内容总体上涉及钻井系统，该钻井系统包括传感器，传感器提供与重要参数相关的测量值，更具体而言，本发明涉及位于钻柱上的传感器。
背景技术
通常通过钻柱来钻油井（井眼）或井孔，钻柱包括具有井眼钻具组件（也称之为底部钻具组合或“BHA”）的管件，井眼钻具组件底端连接有钻头。钻头旋转以切碎地下层来形成井眼。钻柱和底部钻具组合包括用于提供关于各种参数的信息的装置和传感器，这些参数涉及钻井操作（钻井参数）、底部钻具组合性能（底部钻具组合参数）和环绕正被钻探的井眼的地层的属性（地层参数）。钻井参数包括钻压（WOB）、钻头和底部钻具组合的转速（每分钟的转圈数或RPM）、钻头穿透地层的钻速（ROP）、以及钻井液流经钻柱的流量。底部钻具组合参数通常包括扭矩、回转、震动、弯曲力矩和粘滑运动。地层参数包括各种地层特性，如电阻率、孔隙率和渗透率等。
用于测定力和力矩的传感器布置在钻柱的井下部分、底部钻具组合、工具或钻井系统的其他部分上。传感器通过粘结剂连接到工具或机械构件上，该机械构件在所需位置被旋到工具上。因为工具暴露在高温高压的井下环境中，随着时间推移，粘结剂会疲竭。这样会增加维修和维护成本。
发明内容
在一方面，提供了一种钻井设备，其中，该设备包括设置在井眼中的钻柱。钻柱包括管件、连接到管件上的井眼钻具组件、以及设置在井眼钻具组件端部上的钻头。另外，该设备包括直接沉积在钻柱上的应变仪。
在另一方面，提供了一种钻井设备，该设备包括设置在井眼中的钻柱。该设备还包括直接沉积在钻柱上的应变仪，该应变仪包括位于电绝缘层上的传感器层，电绝缘层直接沉积在钻柱的金属基底上。
下面将详细描述用于评估数据质量的设备和方法的一些示例特征，为了更充分理解这些特征，已经相当全面地概括了这些特征。当然，下面公开的设备和方法的其他特征也将形成依照本公开内容的权利要求书的主题。
附图说明
通过参照下面的详细描述以及附图，将能充分理解示例实施例及其优点，附图如下：
图1示出了钻井系统的某实施例的正视图，其中，该钻井系统包括传感器；
图2是井下工具的某实施例的透视图，该井下工具包括传感器组件；以及
图3是传感器组件的某实施例的详细剖面侧视图。
具体实施方式
图1是示例性钻井系统100的示意图。钻井系统100包括钻柱120，钻柱包括在钻井或井眼126中被传送的钻井钻具组件或井下钻具组件（底部钻具组合）190。钻井系统100包括传统的井架111，井架建造在平台或基底112上，该基底支撑回转台114，回转台通过诸如电机（未示出）的原动机以所需的转速旋转。管组（如，连接的钻杆）122从地面向井眼126的底部151伸展，管组112的底端连接有钻井钻具组件190。连接到钻井钻具组件190上的钻头150旋转时使地质结构层分裂，从而钻出井眼126。钻柱120通过方钻杆接头121、活动接头128和穿过滑轮的缆索129连接到绞车130上。可操作所述绞车130来控制钻压（WOB）。钻柱120可以不通过原动机和回转台114而通过顶驱（未示出）旋转。绞车130的操作在本领域是公知的，因而在文中不将对其进行详细描述。
在一方面，来自于源头132（如，泥浆池）的合适钻井液131（也称之为“泥浆”）在压力下通过泥浆泵134在钻柱120内循环。钻井液131通过压力波动消除器136和流体管线138从泥浆泵134流入钻柱120中。来自于钻管的钻井液131通过钻头150上的孔在钻井底部151排出。返回的钻井液131在钻柱120和井眼126之间的环形空间127内向上流动，然后通过返回管线135和钻屑筛185返回到泥浆池132中，钻屑筛去除返回的钻井液131b中的钻屑186。管线138中的传感器S1提供关于流体流量的信息。与钻柱120相连的地面扭矩传感器S2和传感器S3提供关于钻柱120的扭矩和转速的信息。通过传感器S5测定钻柱120的钻速，传感器S6提供钻柱120的钩挂载荷信息。
在某些应用场合中，通过旋转钻杆122来使钻头150旋转。但是，在其他应用场合下，设置在钻井钻具组件190中的井下马达155（泥浆马达）也可使钻头150旋转。在一些实施例中，通过地面设备和井下马达155来给钻柱120提供动力达到一定转速。对于给定的钻头和底部钻具组合来说，钻速（ROP）主要取决于钻头150上的钻压或推力以及钻头转速。
继续参照图1，地面控制单元或控制器140通过放置在流体管线138中的传感器143接收井下传感器和装置的信号，并接收传感器S1-S5以及系统100使用的其他传感器的信号，然后根据地面控制单元140的程序提供的程序指令来处理这些信号。地面控制单元140在显示屏/监视器142上显示所需的钻井参数和其他信息，操作者使用显示屏/监视器来控制钻井操作。地面控制单元140是基于计算机的装置，包括处理器142（如，微处理器）、存储设备144（如，固态内存、磁带或硬盘）、以及存储设备144中的一个或更多个计算机程序146，处理器142能读取这些程序146来执行这些程序中的指令。地面控制单元140还与位于地面另一位置处的至少一个远程控制单元148通信。地面控制单元140处理与钻井操作相关的数据、来自于地面上的传感器和装置的数据、从井下接收到的数据，可控制井下和地面装置的一种或更多种操作。
钻井组件190还含有地层评定传感器或装置（也称之为随钻测量（MWD）传感器或随钻测井（LWD）传感器），这种传感器或装置测定电阻率、密度、孔隙率、渗透率、声学性能、核磁共振性能、井下流体或地层的腐蚀特性、盐度或含盐量、以及环绕钻井钻具组件190的地层195的其他选定属性。这类传感器在本领域基本上是公知的，为方便起见，文中用标记165表示这些传感器。钻柱120包括传感器158、159、160和162（也称之为“传感器组件”），它们位于井下的不同位置上。传感器158、159、160和162是用于测定井下参数的合适传感器，这些参数例如是，扭矩、钻压、压力、应力、震动、振动应变或其他井下参数。示例的传感器158、159、160和162包括直接沉积在钻柱120上的应变仪。因而，传感器158、159、160和162直接放置在钻柱120的一部分的主体上或直接放置在工具上，可提高传感器的准确性和耐久性。
继续参照图1，在一些实施例中，可采用合适方法，如溅射沉积（也称之为“等离子体沉积”）、激光加工、化学气相沉积或对沉积层进行蚀刻，来直接沉积传感器158、159、160和162。直接沉积传感器的这些示例性方法不使用粘结剂来将传感器固定或连接在合适位置上，从而提高了井下传感器的耐久性。通过将传感器158、159、160和162直接沉积在钻柱120上，能简化传感器的组装和校准过程。例如，传感器158、159、160和162是应变仪，将它们直接附着在钻柱120上之后被校准。另外，也不需要连接、粘结/胶合或组装其他元件或部件来将传感器158、159、160和162安装在钻柱120上。因而，校准期间所需的部件数量更少。另外，钻柱120的维修和维护期间，传感器158、159、160和162从井眼126取出之后不需被再校准。例如，其他实施例中，井下传感器胶合在悬臂或工具的其他机械结构上以测量参数（如，应变）。每次将工具从井中拆卸时，对传感器再校准。随着时间的推移粘结剂会分解，这会改变传感器读数，因而需要进行再校准。因而，再校准步骤增加了维修和维护过程的时间和成本。因而，通过将传感器158、159、160和162直接安装在钻柱120上，维修和维护期间可减小传感器再校准频率或不需对传感器进行再校准。另外，通过将传感器158、159、160和162直接沉积在钻柱120上，传感器158、159、160和162能承受得住井下高温和高压环境。如图1所示，传感器158布置在底部钻具组合190上，传感器159布置在钻头150上，传感器160布置在泥浆马达155上，传感器162布置在钻柱120的管件上。
图2是井下工具200的实施例的透视图，井下工具200包括传感器组件202和204。示例性的传感器组件202和204通过如上所述的合适方法直接沉积在工具200的主体部分206上。例如，传感器组件202包括电极208（也称之为“薄膜电极”），该电极通过溅射方法沉积（deposited）在主体部分206的凹处210上。传感器组件202包括覆盖件212，覆盖件212由合适的材料形成且具有适当的形状而用于保护电极208免遭井下环境破坏。示例性的覆盖构件212包括金属或金属合金，如不锈钢，保护电极208免遭损坏。传感器组件204包括位于绝缘层216上的电极214，所述绝缘层216位于主体部分206上。绝缘层216是任何一种合适的电绝缘、热兼容层，可布置在工具200上或作为工具200所包含的一部分。绝缘层216通过使所述电极214绝缘而能提高传感器组件204的性能。包含在绝缘层216中的材料例子例如包括金属氧化物、氧化硅、类金刚石涂层、陶瓷层或聚合物。在某实施例中，绝缘层216包括AL2O3。在另一实施例中，绝缘层216通过对主体部分206的表面化学改质来形成，例如，通过使铝氧化来形成AL2O3或使钛层或表面氮化来实现。电极214和绝缘层216通过合适方法沉积在主体部分206上，这些合适方法包括参照图1所述的方法。
在传感器组件204的示例性实施例中，绝缘层216溅射沉积在主体部分206上，然后，传感器或电极214溅射沉积在绝缘层216上。绝缘层216的沉积或形成的示例性方法包括：（i）溅射，（ii）蒸发，（iii）溶胶凝胶旋压，（iv）喷涂，（v）丝网印刷和处理，（vi）喷墨印刷和处理，（vii）化学气相沉积，和（viii）氧化。在另一实施例中，绝缘层216是主体部分206的一部分。如图所示，控制器218被构造成将信号和能量传递给传感器组件202和204，并传递来自于传感器组件202和204的信号和能量。例如，控制器218提供激励电流给组件202和204中的应变仪。另外，控制器218处理和存储接收到的信号，这些信号对应于测定参数（如，应变仪测量值）。示例性的传感器组件220直接沉积在构件222上，构件222可连接到主体部分206上；或者，构件222是从主体部分206伸展的结构。在某实施例中，传感器组件220位于构件222上，构件222位于凹处224中。构件222是合适的耐用材料（如不锈钢或合金），通过紧固件，焊接，粘结剂或其他合适的连接机构连接到主体部分206上。另外，构件222可称之为放大结构，该结构是一种合适的结构形式以放大传感器组件222感测到的参数（如应变或扭矩）。构件222可被认为是主体部分206的可动部分。在某实施例中，通过机械加工主体部分206的一部分来形成构件222。电极226和绝缘层228通过合适方法（如上所述的方法）沉积在构件222上。在传感器组件220的示例性实施例中，绝缘层228溅射沉积在构件222上，电极226溅射沉积在绝缘层228上。
图3详细示出了传感器组件204的剖面侧视图。传感器组件204包括电极214、绝缘层216和保护层300。保护层300被构造为保护电极214免遭井下环境破坏。保护层300可以是任何合适的耐用、不导电的硬质保护材料。例如，保护层300包括CH4或类金刚石涂层，该涂层通过化学气相沉积方式沉积在传感器214上。通过直接将应变敏感材料（类似于NiCr或CuNi）直接沉积在绝缘层215上来形成电极214。应变敏感材料包括压阻材料、压电材料和磁致伸缩材料，但是并不局限于这些。达到所需的应变系数、电阻系数和补偿的示例性应变敏感材料还可包括镍和Ag-ITO的化合物，镍含类金刚石碳膜。保护层300被构造为承受得住磨损和井下环境，从而提高了传感器组件的耐久性，降低了传感组件204的维护频率。如图所示，主体部分206是金属基底，传感器组件204直接沉积在该金属基底上。
用于将示例性传感器和传感器组件直接沉积在钻柱上（如图1-3所示）的示例性方法可包括以下步骤。通过将薄膜电极由激光加工在绝缘层上来形成传感器或传感器组件。可使用不同类型的激光来蚀刻金属、基底上的绝缘表面、电极材料和保护层。示例性的激光是准分子激光。在示例中，上述各层被沉积，然后使用激光烧蚀或蚀刻层。在另一种方法中，采用对沉积层进行蚀刻的方式。首先沉积上述层，然后使用光刻胶和蒙片在层上形成图案，这样就实现了对沉积层的蚀刻。光刻胶被旋压在层的顶部上，然后，含有该层和光刻胶的表面被放置在蒙片（例如，由以图案覆盖在玻璃上的铬制成）之下，然后通过紫外（UV）光曝光。对光刻胶合适地显影之后，将蒙片上的图案转印到光刻胶上。保留在层上的光刻胶然后被用来遮掩这些区域，让这些区域与蚀刻剂隔开，蚀刻剂可以是液体、气体或等离子基的。蚀刻操作完成之后，剥落掉光刻胶层以露出形成有图案的沉积层。形成有图案的沉积层可包括传感器或薄膜电极和绝缘层。
在另一实施例中，形成传感器组件的方法包括等离子体沉积或溅射。传感器的一个或更多个层包括薄膜电极、绝缘层和保护层。将层放置在腔室中，在腔室中，在气态环境下将射频（RF）波或直流电（DC）排放在电极之间来形成等离子体，由此使得所需的材料以固态形式沉积在基底上，这样就将传感器的所述层沉积在主体部分或相应层上了。在另一实例中，通过蒸发方式来沉积传感器组件，这种对层进行沉积的方式是：在真空环境下加热待被沉积的材料，然后将该材料沉积在层或基底上。通过蚀刻或通过例如剥落（lift-off）这样的工艺在层上形成图案。在另一实施例中，通过蒸发或荫罩来形成传感器或传感器层。在某实施例中，将传感器丝网印刷或喷墨印刷在主体部分的表面上，然后处理传感器，这样就能将传感器施加到主体部分的表面上。另外，可结合使用任何一种技术来形成传感器。
在一些实施例中，可在主体部分上形成凹槽，然后将应变敏感结构形成在凹槽中。在某实施例中，传感器包括压电材料，压电材料被嵌入到表面、悬臂上或工具主体部分的腔或凹槽中，从而可沿主体部分的不同轴进行测量。例如，压电材料可嵌入工具主体部分的凹腔中，并被构造为沿主体部分的不同轴测量应变值，使用该测量值测定工具的健康状况（即，表示工具的剩余使用期或磨损）。
尽管已经示出和描述了一些实施例，但是在不脱离本发明的实质和范围的情况下，可进行各种改进和替换。因而，应该理解为，通过阐释而非限制的方式描述了本发明。
Claims (18)
1.一种钻井设备，包括：
设置在井眼中的钻柱，该钻柱包括：
管件；
连接到管件上的井下钻具组件；
钻头，其设置在井下钻具组件的端部上；以及
布置在钻柱上的传感器组件，该传感器组件包括布置在所述管件上的绝缘层以及溅射沉积在所述绝缘层上的应变敏感材料层，其中，所述绝缘层直接沉积在所述管件上，以不使用粘结剂而将所述传感器组件固定在合适位置上且不需要连接、粘结/胶合或组装其他部件来将传感器组件安装在所述管件上，其中，在沉积所述应变敏感材料层之后在所述应变敏感材料层中蚀刻出图案，以形成应变仪；
其中，所述绝缘层通过如下方式直接沉积在所述管件上：(i)溅射，(ii)蒸发，(iii)溶胶凝胶旋压，(iv)喷涂，(v)丝网印刷和处理，(vi)喷墨印刷和处理，(vii)化学气相沉积，或(viii)氧化。
2.根据权利要求1的钻井设备，其中，所述传感器组件还包括布置在应变仪之上的保护层。
3.根据权利要求2的钻井设备，其中，所述保护层包括从由保护涂层和覆盖件所构成的组中选择的一种。
4.根据权利要求1的钻井设备，其中，所述绝缘层直接形成在钻柱的金属基底上。
5.根据权利要求4的钻井设备，其中，金属基底包括选自由管件主体部分、钻头主体部分和井下钻具组件的主体部分所构成的组中之一。
6.根据权利要求4的钻井设备，其中，在金属基底中形成有凹槽，所述传感器组件形成在所述凹槽中。
7.根据权利要求1的钻井设备，其中，所述绝缘层包括选自以下成分组中的一种成分：金属氧化物、氧化硅、类金刚石涂层、陶瓷和聚合物。
8.根据权利要求1的钻井设备，其中，所述应变仪嵌入在形成于钻柱上的凹腔中。
9.一种钻井设备，包括：
设置在井眼中的钻柱；
电绝缘层，所述电绝缘层直接沉积在钻柱的金属基底上以不使用粘结剂而将该电绝缘层固定在合适位置上，且不需要连接、粘结/胶合或组装其他部件来将所述电绝缘层安装在所述钻柱上，其中，所述电绝缘层通过如下方式直接沉积在所述钻柱的金属基底上：(i)溅射，(ii)蒸发，(iii)溶胶凝胶旋压，(iv)喷涂，(v)丝网印刷和处理，(vi)喷墨印刷和处理，(vii)化学气相沉积，或(viii)氧化；
溅射沉积在所述电绝缘层上的应变敏感材料；以及
应变仪，在所述应变敏感材料沉积在所述电绝缘层上之后，所述应变仪被蚀刻在所述应变敏感材料中。
10.根据权利要求9的钻井设备，其中，所述金属基底包括选自由管件主体部分、钻头主体部分和井下钻具组件的主体部分所构成的组中之一。
11.根据权利要求10的钻井设备，其中，所述应变敏感材料包括薄膜电极。
12.根据权利要求10的钻井设备，包括布置在应变仪上的保护层。
13.根据权利要求12的钻井设备，其中，所述保护层包括从由保护涂层和覆盖件所构成的组中选择的一种。
14.一种钻井设备，包括：
设置在井眼中的钻柱；
直接沉积在钻柱上的传感器组件，所述传感器组件包括：
电绝缘层，所述电绝缘层直接沉积在钻柱上，以不使用粘结剂而将所述传感器组件固定在合适位置上且不需要连接、粘结/胶合或组装其他部件来将所述传感器组件安装在所述钻柱上，其中，所述电绝缘层通过如下方式直接沉积在所述钻柱上：(i)溅射，(ii)蒸发，(iii)溶胶凝胶旋压，(iv)喷涂，(v)丝网印刷和处理，(vi)喷墨印刷和处理，(vii)化学气相沉积，或(viii)氧化；
溅射沉积在所述电绝缘层上的应变敏感材料；以及
应变仪，在所述应变敏感材料沉积在所述电绝缘层上之后，所述应变仪被蚀刻在所述应变敏感材料中。
15.根据权利要求14的钻井设备，包括布置在应变仪上的保护层。
16.根据权利要求14的钻井设备，其中，所述应变敏感材料包括薄膜电极。
17.根据权利要求16的钻井设备，其中，所述薄膜电极通过选自下列方式组中的一种方式形成在电绝缘层上：激光加工、蚀刻。
18.根据权利要求16的钻井设备，其中，所述电绝缘层包括选自以下成分组中的一种成分：金属氧化物、氧化硅、类金刚石涂层、陶瓷层和聚合物。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US41102510P | 2010-11-08 | 2010-11-08 | |
| US61/411,025 | 2010-11-08 | ||
| PCT/US2011/059763 WO2012064728A2 (en) | 2010-11-08 | 2011-11-08 | Sensor on a drilling apparatus |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103201455A CN103201455A (zh) | 2013-07-10 |
| CN103201455B true CN103201455B (zh) | 2017-03-15 |
Family
ID=46018545
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201180053701.6A Active CN103201455B (zh) | 2010-11-08 | 2011-11-08 | 钻井设备上的传感器 |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9121258B2 (zh) |
| EP (1) | EP2638241A4 (zh) |
| CN (1) | CN103201455B (zh) |
| BR (1) | BR112013011182B1 (zh) |
| CA (1) | CA2817076C (zh) |
| WO (1) | WO2012064728A2 (zh) |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9372124B2 (en) * | 2012-01-20 | 2016-06-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus including strain gauges for estimating downhole string parameters |
| CN102954804B (zh) * | 2012-11-22 | 2015-07-01 | 斯伦贝谢金地伟业油田技术(山东)有限公司 | 一种石油钻探测量用传感器正交校准方法 |
| US9557435B2 (en) * | 2012-12-20 | 2017-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic isolators |
| WO2015147800A1 (en) * | 2014-03-25 | 2015-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permanent em monitoring systems using capacitively coupled source electrodes |
| US9546546B2 (en) * | 2014-05-13 | 2017-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Multi chip module housing mounting in MWD, LWD and wireline downhole tool assemblies |
| US9976404B2 (en) * | 2014-05-20 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool including a multi-chip module housing |
| US10053913B2 (en) * | 2014-09-11 | 2018-08-21 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of determining when tool string parameters should be altered to avoid undesirable effects that would likely occur if the tool string were employed to drill a borehole and method of designing a tool string |
| WO2016043750A1 (en) * | 2014-09-18 | 2016-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically conductive pattern printer for downhole tools |
| US10302796B2 (en) | 2014-11-26 | 2019-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Onshore electromagnetic reservoir monitoring |
| GB2553219B (en) | 2015-04-22 | 2020-12-02 | Halliburton Energy Services Inc | Automatic adjustment of magnetostrictive transducer preload for acoustic telemetry in a wellbore |
| US10871064B2 (en) | 2015-09-02 | 2020-12-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining downhole forces using pressure differentials |
| US9938822B2 (en) * | 2015-11-18 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring water floods using potentials between casing-mounted electrodes |
| US10738598B2 (en) * | 2018-05-18 | 2020-08-11 | China Petroleum & Chemical Corporation | System and method for transmitting signals downhole |
| US11111732B2 (en) * | 2019-07-29 | 2021-09-07 | Saudi Arabian Oil Company | Drill bits with incorporated sensing systems |
| US11619123B2 (en) | 2019-10-30 | 2023-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual synchronized measurement puck for downhole forces |
| US11162350B2 (en) | 2019-10-30 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Earth-boring drill bit with mechanically attached strain puck |
| TWI794567B (zh) * | 2019-12-16 | 2023-03-01 | 台灣電力股份有限公司 | 量測裝置及其製法 |
| US11812561B2 (en) * | 2020-04-08 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Thermally induced graphene sensing circuitry on intelligent valves, actuators, and pressure sealing applications |
| CN112761534B (zh) * | 2021-02-26 | 2021-11-23 | 中国矿业大学 | 位于煤矿井下大断面硐室的油气井钻井平台布置方法 |
| US11733022B2 (en) * | 2021-06-22 | 2023-08-22 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Determining part stress with in situ sensors |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3800277A (en) * | 1972-07-18 | 1974-03-26 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for surface-to-downhole communication |
| CN1619098A (zh) * | 2003-11-20 | 2005-05-25 | 施卢默格海外有限公司 | 井下钻具传感器系统及用法 |
| CN101397902A (zh) * | 2008-11-05 | 2009-04-01 | 大庆油田有限责任公司 | 应用光纤布里渊传感器监测油、水井套管轴向应变的方法 |
Family Cites Families (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2439291A1 (fr) | 1978-10-19 | 1980-05-16 | Inst Francais Du Petrole | Nouveau dispositif de mesure des contraintes s'appliquant a une garniture de forage en service |
| US4269063A (en) | 1979-09-21 | 1981-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole force measuring device |
| US4662458A (en) | 1985-10-23 | 1987-05-05 | Nl Industries, Inc. | Method and apparatus for bottom hole measurement |
| DE3603449A1 (de) | 1986-02-05 | 1987-08-06 | Basf Ag | Dehnungsmessstreifen mit einer duennen diskontinuierlichen metallschicht |
| JPS62226029A (ja) | 1986-03-28 | 1987-10-05 | Tokyo Electric Co Ltd | ロ−ドセルの温度補正方法 |
| US4715451A (en) | 1986-09-17 | 1987-12-29 | Atlantic Richfield Company | Measuring drillstem loading and behavior |
| DE3730702A1 (de) | 1987-09-12 | 1989-03-23 | Philips Patentverwaltung | Kraftaufnehmer |
| US4805449A (en) | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
| US4821563A (en) | 1988-01-15 | 1989-04-18 | Teleco Oilfield Services Inc. | Apparatus for measuring weight, torque and side force on a drill bit |
| US4811597A (en) | 1988-06-08 | 1989-03-14 | Smith International, Inc. | Weight-on-bit and torque measuring apparatus |
| US4958517A (en) | 1989-08-07 | 1990-09-25 | Teleco Oilfield Services Inc. | Apparatus for measuring weight, torque and side force on a drill bit |
| US5184516A (en) | 1991-07-31 | 1993-02-09 | Hughes Aircraft Company | Conformal circuit for structural health monitoring and assessment |
| US5386724A (en) | 1993-08-31 | 1995-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Load cells for sensing weight and torque on a drill bit while drilling a well bore |
| US6404107B1 (en) | 1994-01-27 | 2002-06-11 | Active Control Experts, Inc. | Packaged strain actuator |
| US6420867B1 (en) | 1997-03-13 | 2002-07-16 | Jentek Sensors, Inc. | Method of detecting widespread fatigue and cracks in a metal structure |
| US5705757A (en) | 1996-10-21 | 1998-01-06 | C. A. Lawton | Apparatus and method for measuring torque and power |
| US5896191A (en) | 1997-05-13 | 1999-04-20 | Mcdonnell Douglas | Reinforced elastomer panel with embedded strain and pressure sensors |
| CA2347796C (en) | 1998-10-30 | 2009-12-29 | Vernon A. Lambson | Method and apparatus for measuring torque |
| EP1149228B1 (en) | 1998-12-12 | 2005-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for measuring downhole drilling efficiency parameters |
| US6729187B1 (en) | 1999-04-29 | 2004-05-04 | The Board Of Governors For Higher Education, State Of Rhode Island And Providence Plantations | Self-compensated ceramic strain gage for use at high temperatures |
| US6547016B2 (en) | 2000-12-12 | 2003-04-15 | Aps Technology, Inc. | Apparatus for measuring weight and torque on drill bit operating in a well |
| US6834233B2 (en) | 2002-02-08 | 2004-12-21 | University Of Houston | System and method for stress and stability related measurements in boreholes |
| US6889557B2 (en) | 2002-02-11 | 2005-05-10 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Network and topology for identifying, locating and quantifying physical phenomena, systems and methods for employing same |
| US7256505B2 (en) | 2003-03-05 | 2007-08-14 | Microstrain, Inc. | Shaft mounted energy harvesting for wireless sensor operation and data transmission |
| JP3713008B2 (ja) | 2002-09-30 | 2005-11-02 | 長野計器株式会社 | 歪み量検出装置の製造方法 |
| US7234519B2 (en) | 2003-04-08 | 2007-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flexible piezoelectric for downhole sensing, actuation and health monitoring |
| US6802215B1 (en) | 2003-10-15 | 2004-10-12 | Reedhyealog L.P. | Apparatus for weight on bit measurements, and methods of using same |
| US20050115329A1 (en) | 2003-10-23 | 2005-06-02 | Gregory Otto J. | High temperature strain gages |
| US20050100414A1 (en) | 2003-11-07 | 2005-05-12 | Conocophillips Company | Composite riser with integrity monitoring apparatus and method |
| US7861802B2 (en) | 2006-01-18 | 2011-01-04 | Smith International, Inc. | Flexible directional drilling apparatus and method |
| DE102006006037B4 (de) | 2006-02-09 | 2013-08-08 | Siemens Aktiengesellschaft | Motor mit rotatorischem und linearem Antrieb mit integrierter Axialkraftmessung |
| US7948197B2 (en) | 2007-02-27 | 2011-05-24 | Peabody Energy Corporation | Controlling torsional shaft oscillation |
| CN101802541B (zh) | 2007-08-27 | 2013-08-07 | 株式会社日立制作所 | 半导体应变传感器 |
| DE102007047500A1 (de) | 2007-10-04 | 2009-04-09 | Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg | Verfahren und Vorrichtung zur In-Situ-Bestimmung der Betriebszustände von Arbeitsmaschinen |
| US7520160B1 (en) * | 2007-10-04 | 2009-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | Electrochemical sensor |
| GB2457663B (en) | 2008-02-19 | 2012-04-18 | Teledyne Ltd | Monitoring downhole production flow in an oil or gas well |
| US8342031B2 (en) * | 2008-10-27 | 2013-01-01 | The Regents Of The University Of California | Capacitive strain sensor |
| US8397562B2 (en) | 2009-07-30 | 2013-03-19 | Aps Technology, Inc. | Apparatus for measuring bending on a drill bit operating in a well |
| US9086348B2 (en) | 2010-04-06 | 2015-07-21 | Varel Europe S.A.S. | Downhole acoustic emission formation sampling |
| US8695729B2 (en) * | 2010-04-28 | 2014-04-15 | Baker Hughes Incorporated | PDC sensing element fabrication process and tool |
-
2011
- 2011-11-04 US US13/289,737 patent/US9121258B2/en active Active
- 2011-11-08 WO PCT/US2011/059763 patent/WO2012064728A2/en active Application Filing
- 2011-11-08 BR BR112013011182-8A patent/BR112013011182B1/pt active IP Right Grant
- 2011-11-08 CA CA2817076A patent/CA2817076C/en active Active
- 2011-11-08 EP EP11839992.2A patent/EP2638241A4/en not_active Withdrawn
- 2011-11-08 CN CN201180053701.6A patent/CN103201455B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3800277A (en) * | 1972-07-18 | 1974-03-26 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for surface-to-downhole communication |
| CN1619098A (zh) * | 2003-11-20 | 2005-05-25 | 施卢默格海外有限公司 | 井下钻具传感器系统及用法 |
| CN101397902A (zh) * | 2008-11-05 | 2009-04-01 | 大庆油田有限责任公司 | 应用光纤布里渊传感器监测油、水井套管轴向应变的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2638241A4 (en) | 2016-01-13 |
| CA2817076A1 (en) | 2012-05-18 |
| EP2638241A2 (en) | 2013-09-18 |
| US20120111633A1 (en) | 2012-05-10 |
| CN103201455A (zh) | 2013-07-10 |
| WO2012064728A3 (en) | 2012-08-02 |
| BR112013011182A2 (pt) | 2016-08-02 |
| US9121258B2 (en) | 2015-09-01 |
| WO2012064728A2 (en) | 2012-05-18 |
| CA2817076C (en) | 2017-01-17 |
| BR112013011182B1 (pt) | 2020-08-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103201455B (zh) | 钻井设备上的传感器 | |
| US9695683B2 (en) | PDC sensing element fabrication process and tool | |
| US20200102823A9 (en) | Pdc sensing element fabrication process and tool | |
| US8245792B2 (en) | Drill bit with weight and torque sensors and method of making a drill bit | |
| CA2931099C (en) | Closed-loop drilling parameter control | |
| US20120032560A1 (en) | Apparatus and Method for Downhole Energy Conversion | |
| US8416098B2 (en) | Acoustic communication apparatus for use with downhole tools | |
| CA2798369C (en) | Method and apparatus to adjust weight-on-bit/torque-on-bit sensor bias | |
| US10557966B2 (en) | Improving dynamic range in fiber optic magnetic field sensors | |
| WO2015054131A1 (en) | Downhole closed loop drilling system with depth measurement | |
| WO2013191974A2 (en) | Instrumented drilling system | |
| US10662755B2 (en) | Sensors in earth-boring tools, related systems, and related methods | |
| US20130200756A1 (en) | Piezoelectric element and method to remove extraneous vibration modes | |
| WO2010014826A2 (en) | Apparatus and method for generating formation textural feature images | |
| US20130145838A1 (en) | Encapsulated downhole sensor and method of applying a metallic layer to a downhole sensor | |
| US20100148782A1 (en) | Rugged quartz clock | |
| US11208882B2 (en) | Rotation monitoring with magnetic film | |
| CN116134205A (zh) | 包括材料层的井下工具和相关方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant |