NO318116B1

NO318116B1 - Downhole instrument cable with reduced diameter

Info

Publication number: NO318116B1
Application number: NO19950217A
Authority: NO
Inventors: Gregory D Linville; Philip K Schultz
Original assignee: Westech Geophysical Inc
Priority date: 1993-05-21
Filing date: 1995-01-20
Publication date: 2005-02-07
Also published as: NO950217D0; NO950217L

Description

Oppfinnelsen vedrører generelt instrumentkabler for bruk i langstrakte passasjer, og angår mer spesielt en kabel med redusert diameter for bruk i omgivelser med høyt trykk. The invention generally relates to instrument cables for use in elongated passages, and more particularly relates to a reduced-diameter cable for use in high-pressure environments.

Det har lenge vært behov for visuell undersøkelse av tilstander nede i brønner av forskjellige grunner. En av de vanligste bruksmåter for video nede i hull er deteksjon av lekkasje. Kamerasystemet kan detektere turbulens skapt av en lekkasje og kan identifisere forskjellige fluider som lekker inn i brønnen. Partikkelformet stoff som flyter ut gjennom et hull, kan detekteres. Skadde, adskilte eller sammenklattede rørledninger og foringer kan også detekteres. Alvorlighets-graden av skalloppbygging i rør nede i borehull, strømningsstyre-anordninger, perforeringer og låsefordypninger i avsatsnipler kan sees og analyseres. There has long been a need for visual examination of conditions down in wells for various reasons. One of the most common uses for downhole video is leak detection. The camera system can detect turbulence created by a leak and can identify different fluids leaking into the well. Particulate matter flowing out through a hole can be detected. Damaged, separated or collapsed pipelines and liners can also be detected. The severity of shell build-up in downhole pipes, flow control devices, perforations and locking recesses in landing nipples can be seen and analyzed.

Ytterligere bruksområder for videokamera-systemer innbefatter deteksjon av formasjonssprekker og deres orienteringer. Videologging gir visuelle bilder av størrelsen og utstrekningen av slike sprekker. Nedhulls video er også nyttig når det gjelder å identifisere gjenstander nede i hullet og kan forkorte fiskeoperasjonen. Igjenpluggende perforeringer kan detekteres såvel som strømningen gjennom disse perforeringene mens brønnen er produserende eller mens væsker eller gasser blir injisert gjennom perforeringene. Korrosjonsundersøkelser kan utføres med nedhulls video og sanntids betraktning med videobilder kan identifisere årsaker til produksjonstap, slik som sandbroer, fluidinvasjon eller feilvirkende strømningsstyringer nede i hullet. Additional applications for video camera systems include detection of formation fractures and their orientations. Video logging provides visual images of the size and extent of such cracks. Downhole video is also useful when it comes to identifying objects downhole and can shorten the fishing operation. Plugging perforations can be detected as well as the flow through these perforations while the well is producing or while fluids or gases are being injected through the perforations. Corrosion surveys can be performed with downhole video and real-time viewing with video images can identify causes of production loss, such as sand bridges, fluid invasion or malfunctioning flow controls downhole.

Nedhulls instrumentsonder kan gjøres uhyre små på grunn av forekomsten av avbildningssystemer med ladningskoplede anordninger og andre teknologier som kan virke som et kamera i instrumentet nede i hullet. Elektriske kretser inne i et slikt instrument kan også gjøres små ved bruk av halvlederanordninger. Instrumentsonden som inneholder videokamera-systemet og annet elektrisk utstyr, er forbundet med overflateutstyret ved hjelp av en navlestreng i form av en instrumentkabel for derved å tillate overføring av elektrisk kraft til videokameraet og overføring fra data fra videokameraet til overflateutstyret. Downhole instrument probes can be made extremely small due to the presence of imaging systems with charge-coupled devices and other technologies that can act as a camera in the instrument downhole. Electrical circuits inside such an instrument can also be made small using semiconductor devices. The instrument probe containing the video camera system and other electrical equipment is connected to the surface equipment by means of an umbilical cord in the form of an instrument cable to thereby allow the transmission of electrical power to the video camera and the transmission of data from the video camera to the surface equipment.

Mange brønner har forholdsvis liten diameter, i størrelsesorden 4,5 cm. Følgelig er instrumentsonden og dens kabel som er konstruert for bruk i en slik brønn, begrenset med hensyn til deres respektive diametere. Dette kan medføre praktiske problemer i forbindelse med en brønn med høyt trykk. Slike brønner er forsynt med hetter for å forhindre ukontrollert utstrømming av brønnfluider under høyt trykk, og for å innføre et nedhulls videoinstrument i en slik brønn, må instrumentet tvinges inn i brønnen gjennom hetten. Som kjent på området er mindre instrumenter lettere å innføre i et miljø med høyt trykk fordi de oppviser mindre overflateareal som borehullsfluidene med høyt trykk kan virke mot. Brønnfluider med høyt trykk motvirker således innføring av kabelen i brønnen, og kabelen må gjøres tung nok til å overvinne denne trykk-kraften. Det har også vist seg at små differanser i diametrane til nedhulls instrumentkabler kan ha en meget stor virkning på lettheten og omkostningene med innføring av kabelen og et påfestet instrument i brønnen. Many wells have a relatively small diameter, in the order of 4.5 cm. Accordingly, the instrument probe and its cable designed for use in such a well are limited in their respective diameters. This can cause practical problems in connection with a well with high pressure. Such wells are fitted with caps to prevent uncontrolled outflow of well fluids under high pressure, and to introduce a downhole video instrument into such a well, the instrument must be forced into the well through the cap. As is known in the art, smaller instruments are easier to introduce into a high pressure environment because they have less surface area against which the high pressure borehole fluids can act. Well fluids with high pressure thus counteract the introduction of the cable into the well, and the cable must be made heavy enough to overcome this pressure force. It has also been shown that small differences in the diameters of downhole instrument cables can have a very large effect on the ease and cost of introducing the cable and an attached instrument into the well.

Det vises nå til tegningenes figur 1 hvor det kan sees at ved et brønntrykk på 27,6 MPa (4000 psi), vil en kabel med diameter 1,11 cm kreve et tillegg på 295 kg ytterligere vekt for å overvinne den kraft som skapes av borehullsfluid-trykket mot innføring i brønnen. En vanlig teknikk for å tilføye denne vekten, er å feste søkksestaver til kabelen. Brønnens diameter begrenser diameteren på søkkestavene, noe som krever en langsgående fordeling av vekten langs kabelen. I en brønn med diameter 4.5 cm vil det bli brukt søkkestaver med ytre standard-diameter på 3,5 cm. Selv om det brukes vekter med wolfram av høy densitet, vil hver stav være 1,8 meter lang og ha en vekt på bare 20,4 kg. Dette vil resultere i behov for 15 søkkestaver anbrakt ende mot ende på kabelen og hver med en lengde på 1,8 meter, noe som resulterer i søkkestaver med en total lengde på 27,4 meter. Tilføyes denne lengden til lengden av selve instrumentet som kan være 4,5 meter, oppnås det en total lengde på 31,9 meter for den komplette sammenstilling. Som vist på figur 2 må kabelen 16 heves over brønnhodet 2, innføres gjennom en trykktetningsanordning 4, gjennom smøre-stigerør 6 og forbi hovedventilen 8. Med en slik lang lengde vekter som i dette tilfellet, vil det være nødvendig med en forlenget kran for å løfte sammenstillingen av instrument, kabel og søkkestaver over hovedventilen 8 til brønnhodet 2 og de spesielt påmonterte smøre-stigerørene 6 festet til brønnhodet som vist på figur 2 for å romme sammenstillingen. Det har vist seg i enkelte tilfeller at omkostningene med å understøtte smøre-stigerør 6 med en slik lang lengde, behovet for store kranhøyder og den tid som medgår til sammenstilling og demontering, opphever den fordel som kan tilveiebringes av nedhulls video. Referring now to Figure 1 of the drawings, it can be seen that at a well pressure of 27.6 MPa (4000 psi), a 1.11 cm diameter cable would require an additional 295 kg of additional weight to overcome the force created by the borehole fluid pressure against introduction into the well. A common technique for adding this weight is to attach sinkers to the cable. The diameter of the well limits the diameter of the sinking rods, which requires a longitudinal distribution of the weight along the cable. In a well with a diameter of 4.5 cm, sinking rods with an outer standard diameter of 3.5 cm will be used. Although high-density tungsten weights are used, each rod will be 1.8 meters long and weigh only 20.4 kg. This will result in the need for 15 plunging rods placed end to end on the cable and each with a length of 1.8 metres, resulting in plunging rods with a total length of 27.4 metres. If this length is added to the length of the instrument itself, which can be 4.5 metres, a total length of 31.9 meters is achieved for the complete assembly. As shown in Figure 2, the cable 16 must be raised above the wellhead 2, introduced through a pressure sealing device 4, through the lubrication riser 6 and past the main valve 8. With such a long length of weights as in this case, an extended crane will be required to lift the assembly of instrument, cable and dipsticks over the main valve 8 of the wellhead 2 and the specially fitted lubrication risers 6 attached to the wellhead as shown in figure 2 to accommodate the assembly. It has been shown in some cases that the costs of supporting the lubrication riser 6 with such a long length, the need for large crane heights and the time involved in assembly and disassembly cancel out the advantage that can be provided by downhole video.

En ytterligere undersøkelse av figur 1 viser at for en kabel med diameter på 0,55 cm (ca halvparten av den tidligere kabeldiameter) og i en brønn med samme trykk på 281 kg/cm<2>, er den vekt som er nødvendig for å overvinne fluidtrykket og innføre kabelen i brønnen bare 77 kg, som er omkring 1/4 av den vekt som er nødvendig for en kabel med dobbelt størrelse. Ved å bruke de samme vektstengene som beskrevet ovenfor, er det bare nødvendig med fire, og når hver har en lengde på 1,8 meter er den totale lengde av smøre-stigerørene som er nødvendige for å romme vektene og instrumentet, 12 meter. Dette er meget mer praktisk og meget mindre kostbart enn den lengde som er nødvendig i det første eksempelet. Som det fremgår tydelig av figur 1 vil selv små endringer i kabeldiameteren resultere i meget større endringer i vektbehovene. De som arbeider med brønner med høyt trykk har derfor innsett den betydelige virkning som kabeldiameteren har, og har innsett behovet for kabler med redusert diameter slik at innføring i brønner med høyt trykk blir lettet og gjort billigere. A further examination of Figure 1 shows that for a cable with a diameter of 0.55 cm (about half the previous cable diameter) and in a well with the same pressure of 281 kg/cm<2>, the weight required to overcome the fluid pressure and introduce the cable into the well only 77 kg, which is about 1/4 of the weight required for a cable of twice the size. Using the same weight rods as described above, only four are required, and when each is 1.8 meters long, the total length of lubrication risers required to accommodate the weights and instrument is 12 meters. This is much more practical and much less expensive than the length required in the first example. As is clear from Figure 1, even small changes in the cable diameter will result in much larger changes in the weight requirements. Those who work with wells with high pressure have therefore realized the significant effect that the cable diameter has, and have realized the need for cables with a reduced diameter so that introduction into wells with high pressure is facilitated and made cheaper.

En annen betraktning når det gjelder kabelkonstruksjon, er virkningen av kabellengder» på dimensjonen til de indre kabelkomponentene. i tilfellet med en koaksialkabel må kabeldiameteren være større jo lenger kabelen er, for å understøtte nødvendige dataoverføringsparametere for video i sann tid. Det ha således vist seg at for en koaksialkabel-lengde på 4.572 meter er det nødvendig med en kabeldiameter på 1,3 cm for å oppnå de datahastigheter som er ønskelige for sanntids-video. Som vist ovenfor resulterer denne kabeldiameteren i en upraktisk lengde av vekter for store brønntrykk. Det har imidlertid vist seg at optiske fibere ikke er så følsomme for lange avstander og har store båndbredder som er i stand til å understøtte videoavbildning i sann tid. Bruken av fiberoptikk muliggjør bruk av kabler med meget mindre diameter. Another consideration in cable construction is the effect of cable lengths' on the dimensions of the internal cable components. in the case of a coaxial cable, the longer the cable, the larger the cable diameter must be to support the necessary data transmission parameters for real-time video. It has thus been shown that for a coaxial cable length of 4,572 meters, a cable diameter of 1.3 cm is necessary to achieve the data rates that are desirable for real-time video. As shown above, this cable diameter results in an impractical length of weights for large well pressures. However, it has been found that optical fibers are not as sensitive over long distances and have large bandwidths capable of supporting real-time video imaging. The use of fiber optics enables the use of cables with a much smaller diameter.

Det er også viktig at en nedhulls instrumentkabel innbefatter elektriske ledere for tilførsel av elektrisk energi. Elektriske ledere opptar også rom i en kabel, og derfor har man innsett at de elektriske lederne også bør holdes ved så små dimensjoner som mulig. Visse elektriske ytelseskrav må imidlertid oppfylles. De tilstander inne i en brønn som instrumentkabelen utsettes for, kan i tillegg være ganske barske, med hydrostatiske brønntrykk i overkant av 41 MPa og med omgivende veggtemperaturer som når 110°C og høyere. Brønner kan inneholde visse etsende fluider slik som hydrogensulfid som kan forårsake ødeleggelse av optiske fibere og dårlig ytelse. Fiberen må være beskyttet fra slike fluider. Brønner har også ofte skjøter med utragende kraver som kabelen kan skrubbe mot mens den føres inn og ut av brønnen. Skarpe gjenstander i brønnen kan også skade kabelen, og kan bryte gjennom og skade alvorlig en fluidtetning som utgjøres av en ytre plastkappe på kabelen, fagfolk på området har derfor innsett at en fluidtett tetning er nødvendig omkring den optiske fiberen eller fibrene i kabelen såvel som en robust ytre kabeloverflate. It is also important that a downhole instrument cable includes electrical conductors for supplying electrical energy. Electrical conductors also take up space in a cable, and therefore it has been realized that the electrical conductors should also be kept to as small dimensions as possible. However, certain electrical performance requirements must be met. The conditions inside a well to which the instrument cable is exposed can also be quite harsh, with hydrostatic well pressures in excess of 41 MPa and with ambient wall temperatures reaching 110°C and higher. Wells may contain certain corrosive fluids such as hydrogen sulphide which can cause damage to optical fibers and poor performance. The fiber must be protected from such fluids. Wells also often have joints with protruding collars against which the cable can rub as it is fed in and out of the well. Sharp objects in the well can also damage the cable, and can break through and seriously damage a fluid seal formed by an outer plastic sheath on the cable, professionals in the field have therefore realized that a fluid-tight seal is necessary around the optical fiber or fibers in the cable as well as a robust outer cable surface.

I mange tilfeller kan brønnen også være ganske dyp, og lengden av en nedhulls instrumentkabel kan overstige 4572 til 4877 meter. Langsgående mekaniske påkjenninger på en optisk fiber i en slik lang kabel kan brekke eller føre til sprekkdannelser i den optiske fiberen, noe som forårsaker betydelig signaldemping. Kabelen må dermed være konstruert ikke bare for å motstå fysisk skade på sin ytre overflate ved bruk i en brønn og tilveiebringe en robust fluidtetning for å beskytte den optiske fiberen og elektriske ledere, men også for å understøtte vekten av instrumentet nede i hullet og selve kabelen. In many cases, the well can also be quite deep, and the length of a downhole instrument cable can exceed 4,572 to 4,877 meters. Longitudinal mechanical stresses on an optical fiber in such a long cable can break or lead to cracks in the optical fiber, causing significant signal attenuation. The cable must therefore be designed not only to resist physical damage to its outer surface when used in a well and provide a robust fluid seal to protect the optical fiber and electrical conductors, but also to support the weight of the downhole instrument and the cable itself .

Optiske fiberinstrumenter for bruk nede i borehull innbefatter termineringer for mottak av den optiske fiberen, elektriske ledere og armeringsorganer. Slike kontakt-anordninger bør implementeres på en slik måte at de indre komponentene i instrumentsonden er isolert fra de høye trykk og temperaturer i borehullet. Fiber optic instruments for downhole use include terminations for receiving the optical fiber, electrical conductors and armatures. Such contact devices should be implemented in such a way that the internal components of the instrument probe are isolated from the high pressures and temperatures in the borehole.

Fagfolk på området for nedhulls instrumentkabler og termineringer har dermed innsett behovet for en kabel med redusert diameter til bruk i brønner med høyt trykk og termineringer utført på en måte som ikke utsetter instrumentene for høytrykksfluidene i brønnen. Foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller disse og andre behov. Professionals in the area of downhole instrument cables and terminations have thus realized the need for a cable with a reduced diameter for use in high-pressure wells and terminations performed in a way that does not expose the instruments to the high-pressure fluids in the well. The present invention satisfies these and other needs.

De fremtrukne publikasjoner med henvisning til kjent teknikk, nemlig europeisk patent nr. 371,660, US patent nr. 5,202,944 og US patent nr. 5,150,443, nevner blant annet ikke noe beskyttende bufferlag som omgir en optisk fiber. Slik det er velkjent for fagfolk innen teknikken, kan en typisk optisk fiber innbefatte en kappe som en ytre betegning. Det beskyttende bufferlaget er imidlertid ikke denne type kappe, eller engang hermetisk belegning. En kabel for nedhulls bruk i brønner utsettes for barske omgivelser. Kabelen må være utformet ikke bare for å motstå fysisk skade på sin ytre overflate fra bruk i brønnen og tilveiebringe en robust fluidtetning for å beskytte den optiske fiberen, men også for å oppta vekten av nedhulls-instrumentet og selve kabelen. Et beskyttende bufferlag må være i stand til å beskytte den optiske fiberen fra skade som kan forekomme på grunn av gnisning, og en slik beskyttelse tilveiebringes ikke av en kappe eller et hermetisk belegg. De ovennevnte framtrukne publikasjoner frembringer blant annet ikke noe slikt lag som er utformet for å gi adekvat beskyttelse for kabelen. The cited prior art publications, namely European Patent No. 371,660, US Patent No. 5,202,944 and US Patent No. 5,150,443, do not, among other things, mention any protective buffer layer surrounding an optical fiber. As is well known to those skilled in the art, a typical optical fiber may include a jacket as an external designation. However, the protective buffer layer is not this type of sheath, or even hermetic coating. A cable for downhole use in wells is exposed to harsh environments. The cable must be designed not only to resist physical damage to its outer surface from use in the well and provide a robust fluid seal to protect the optical fiber, but also to accommodate the weight of the downhole instrument and the cable itself. A protective buffer layer must be able to protect the optical fiber from damage that may occur due to rubbing, and such protection is not provided by a jacket or a hermetic coating. Among other things, the above cited publications do not provide any such layer designed to provide adequate protection for the cable.

Generelt uttrykt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en kommunikasjons-kabel for en nedhulls instrumentsonde, idet kabelen er konstruert for å virke i en nedhulls omgivelse for ledning av elektrisitet og kommunisering av optiske datasignaler mellom instrumentsonden og en overflatestasjon. In general terms, the present invention provides a communication cable for a downhole instrument probe, the cable being designed to operate in a downhole environment for conducting electricity and communicating optical data signals between the instrument probe and a surface station.

Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en nedhulls instrumentkabel med redusert diameter, og instrumentkabelen kjennetegnes ved According to the present invention, a downhole instrument cable with reduced diameter is provided, and the instrument cable is characterized by

en optisk fiber med et belegg på sin ytre overflate; an optical fiber with a coating on its outer surface;

et beskyttende bufferlag som omgir den optiske fiberen og belegget; a protective buffer layer surrounding the optical fiber and coating;

et beskyttende hylster som omgir den optiske fiberen og det beskyttende bufferlaget; a protective sheath surrounding the optical fiber and the protective buffer layer;

en første isolator som omgir det beskyttende hylsteret, idet den første isolatoren er laget av et varmebestandig materiale med forholdsvis høyt smeltepunkt; a first insulator surrounding the protective casing, the first insulator being made of a heat-resistant material with a relatively high melting point;

et lag av elektriske ledere som omgir den første isolatoren; a layer of electrical conductors surrounding the first insulator;

en andre isolator som omgir laget med elektriske ledere, idet den annen isolator er laget av et varmebestandig materiale med forholdsvis høyt smeltepunkt; og a second insulator surrounding the layer of electrical conductors, the second insulator being made of a heat-resistant material with a relatively high melting point; and

et antall elektrisk ledende armeringstråder som omgir den annen isolator og danner en ytre overflate for kabelen. a number of electrically conductive armature wires surrounding the second insulator and forming an outer surface for the cable.

En nedhulls instrumentkabel kan således omfatte en hermetisk belagt optisk fiber omgitt av et beskyttende bufferlag, og et inert gellag inne i et beskyttende rør. Det beskyttende røret er dekket av en indre isolator, et flettet lag av elektriske ledere og en ytre isolator/fluidtetning som igjen er omgitt av et antall elektrisk ledende armeringstråder som utgjør en del av den elektriske sløyfen. A downhole instrument cable can thus comprise a hermetically coated optical fiber surrounded by a protective buffer layer, and an inert gel layer inside a protective tube. The protective tube is covered by an inner insulator, a braided layer of electrical conductors and an outer insulator/fluid seal which is in turn surrounded by a number of electrically conductive armature wires which form part of the electrical loop.

Kabelen kan videre omfatte en kabel-termineringsanordning omfattende et elektrisk ledende kabelholde-legeme som er elektrisk forbundet med armeringstrådene, som ender ved kabelhode-legemet. De elektriske lederne i kabelen strekker seg gjennom en elektrisk ledende kontakt-delanordning som er elektrisk forbundet med kabelhode-legemet. Kontakt-delanordningen tilveiebringer en elektrisk terminal for forbindelse med instrumentet nede i hullet, mens laget av elektriske ledere utgjør en annen elektrisk terminal for forbindelse med instrumentet nede i borehullet, og den optiske fiberen strekker seg gjennom kontakt-delanordningen for tilkopling til instrumentet nede i hullet. The cable may further comprise a cable termination device comprising an electrically conductive cable holding body which is electrically connected to the reinforcing wires, which terminate at the cable head body. The electrical conductors in the cable extend through an electrically conductive contact subassembly which is electrically connected to the cable head body. The contact subassembly provides an electrical terminal for connection with the downhole instrument, while the layer of electrical conductors provides another electrical terminal for connection with the downhole instrument, and the optical fiber extends through the contact subassembly for connection to the downhole instrument .

Disse og andre sider og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende detaljerte beskrivelse og de vedføyde tegninger som i form av eksempler illustrerer trekk ved oppfinnelse, og hvor: Fig. 1er et diagram som viser søkkestav-vekt som funksjon av brønntrykk; Fig. 2eret blokkskjema over et brønnloggesystem hvor instrumentkabelen ifølge oppfinnelsen kan benyttes; Fig. 3er et sideriss av en instrumentsonde på plass i et borehull og viser kameraseksjonen og lysseksjonen med hvilken instrumentkabelen ifølge oppfinnelsen kan brukes; Fig. 4er et delvis tverrsnitt sett fra siden gjennom en del av kameraseksjonen i instrumentsonden som viser kamera, linse og vindu- eller åpnings-deksel, og en monteringsanordning for lysseksjonen som instrumentkabelen kan benyttes med; Fig. 5er et delvis tverrsnitt av lysseksjonen til instrumentet som instrumentkabelen ifølge oppfinnelsen kan brukes sammen med; Fig. 6er et tverrsnitt gjennom en utførelsesform av en instrumentkabel i samsvar med oppfinnelse; Fig. 7er et delvis tverrsnitt gjennom en utførelsesform av en kabel- termineringsanordning for instrumentkabelen ifølge oppfinnelsen; Fig. 8er et delvis tverrsnitt gjennom kontakt-delanordningen på figur 7 som viser et These and other aspects and advantages of the invention will be apparent from the following detailed description and the attached drawings which, in the form of examples, illustrate features of the invention, and where: Fig. 1 is a diagram showing dipstick weight as a function of well pressure; Fig. 2er block diagram of a well logging system where the instrument cable according to the invention can be used; Fig. 3 is a side view of an instrument probe in place in a borehole showing the camera section and light section with which the instrument cable according to the invention can be used; Fig. 4 is a partial cross-section seen from the side through part of the camera section of the instrument probe showing the camera, lens and window or opening cover, and a mounting device for the light section with which the instrument cable can be used; Fig. 5 is a partial cross-section of the light section of the instrument as the instrument cable according to the invention can be used together with; Fig. 6 is a cross-section through an embodiment of an instrument cable in accordance with invention; Fig. 7 is a partial cross-section through an embodiment of a cable termination device for the instrument cable according to the invention; Fig. 8 is a partial cross-section through the contact sub-device of Fig. 7 showing a

foretrukket tetningsarrangement; og preferred sealing arrangement; and

Fig. 9er et tverrsnitt gjennom kontakt-delanordningen i likhet med den på figur 8, Fig. 9 is a cross-section through the contact sub-assembly similar to that of Fig. 8,

som viser et alternativt tetningsarrangement. which shows an alternative sealing arrangement.

Visuell undersøkelse av rørene, foringsrørene og koplingsanordningene i en brønn og innholdet av en brønn, krever vanligvis spesielt konstruerte brønnloggingssystemer som kan motstå de barske tilstandene i slike brønner. Slike brønnloggingssystemer for undersøkelse av brønner er beskrevet i US patent nr. 5 140 319 og 5 202 944 som herved inntas som referanse. Som diskutert ovenfor kan slike brønner ofte ha en dybde på 15-1600 meter eller mer, og kan utsette et betraktnings-instrument for høye temperaturer og trykk. Visual examination of the pipes, casings and fittings in a well and the contents of a well usually requires specially designed well logging systems that can withstand the harsh conditions of such wells. Such well logging systems for the investigation of wells are described in US patent no. 5,140,319 and 5,202,944, which are hereby incorporated by reference. As discussed above, such wells can often have a depth of 15-1600 meters or more, and can expose a viewing instrument to high temperatures and pressures.

Som vist på tegningene er instrumentkabelen for bruk i borehull ifølge oppfinnelsen ment for bruk i et brønnloggingssystem 10 til undersøkelse av innsiden av en brønn, som vist på figur 2. Brønnloggingssystemet omfatter en instrumentsonde 12 som kan senkes ned i en brønn 14 hengende i en instrument-bærekabel 16. Kabelen blir holdt i en skive 18 og en roterbar heiseanordning 20 for å heve eller senke bærekabelen og instrumentsonden. En overflate-styreanordning 22 er anordnet i et hus 23 på en transportabel plattform 24 som vanligvis er en sledeenhet, for å styre driften av heiseanordningen. Overflate-styreanordningen mottar og behandler også informasjon som overføres over kabelen fra instrumentsonden. Huset kan også inneholde en registreringsanordning, slik som en videobåndopptaker for registrering av den informasjon som leveres fra instrumentsonden. As shown in the drawings, the instrument cable for use in boreholes according to the invention is intended for use in a well logging system 10 for examining the inside of a well, as shown in figure 2. The well logging system comprises an instrument probe 12 which can be lowered into a well 14 suspended in an instrument -carrying cable 16. The cable is held in a disc 18 and a rotatable lifting device 20 to raise or lower the carrying cable and the instrument probe. A surface control device 22 is arranged in a housing 23 on a transportable platform 24 which is usually a sled unit, to control the operation of the elevator device. The surface controller also receives and processes information transmitted over the cable from the instrument probe. The housing may also contain a recording device, such as a video tape recorder for recording the information delivered from the instrument probe.

Instrumentsonden omfatter generelt tre seksjoner: et kabelhode 25 forbundet med bærekabelen, et kabelhode 26 og et lyshode 28 som vist mer detaljert på figurene 3, 4 og 5. Lyshodet er festet til kamerahodet ved hjelp av tre ben 30, av hvilke to er vist. Den fjerne endeseksjon 32 av bærekabelen er koplet til en optisk sender eller omformer 34 hvor elektriske signaler som representerer bilder fra kameraet, blir omformet til optiske signaler. Slike elektrisk/optiske-omformere og kopiere for kopling av omformeren til den optiske fiberen, er velkjente på området. De optiske signalene blir vanligvis overført fra den optiske omformeren gjennom en optisk fiber 50 i bærekabelen 16 til overflaten. The instrument probe generally comprises three sections: a cable head 25 connected to the carrier cable, a cable head 26 and a light head 28 as shown in more detail in Figures 3, 4 and 5. The light head is attached to the camera head by means of three legs 30, of which two are shown. The far end section 32 of the carrier cable is connected to an optical transmitter or converter 34 where electrical signals representing images from the camera are converted into optical signals. Such electrical/optical converters and copiers for connecting the converter to the optical fiber are well known in the art. The optical signals are usually transmitted from the optical converter through an optical fiber 50 in the carrier cable 16 to the surface.

Den elektrisiteten som overføres av kabelen, kan omformes i den elektriske seksjonen 36 til de spenninger som er nødvendige for kameraet 38, lyshodet 28 og den elektrisk/optiske omformeren 34. Den spenning som for eksempel leveres av kabelen kan være 100 volt likespenning, mens kameraet arbeider ved 12 volt likespenning og lyshodet ved 50 volt likespenning. Slike omformerkort er velkjente på området, slik som modell SWA 175-4300 fra Power-One, Inc., Camarillo, California. I en utførelsesform blir energi fra styreanordningen på overflaten overført til bærekabelen via sleperinger ved heisetrommelen i samsvar med kjente teknikker. The electricity transmitted by the cable can be transformed in the electrical section 36 into the voltages necessary for the camera 38, the light head 28 and the electrical/optical converter 34. The voltage supplied by the cable, for example, can be 100 volts DC, while the camera works at 12 volts DC and the light head at 50 volts DC. Such inverter boards are well known in the art, such as Model SWA 175-4300 from Power-One, Inc., Camarillo, California. In one embodiment, energy from the control device on the surface is transferred to the carrier cable via drag rings at the hoist drum in accordance with known techniques.

I en for tiden foretrukket utførelsesform er kamera et televisjonskamera av typen ladningskoplet anordning (CCD) som er i stand til å frembringe bilder med høy hastighet og høy oppløsning ved forholdsvis dårlige lysforhold. Et egnet kamera er CCD Video Camera Mod ule, modell nr. XC37 laget av Sony Corporation. Kamerasystemet omfatter en linse 40 som for eksempel kan være en "fiskeøye"-linse, og en ytre beskyttelse eller vindusåpning 42 som tetter og beskytter kameraet 38 fra fluider med høy temperatur og høyt trykk som kan befinne seg i en brønn. Som vist tidligst på figur 5 omfatter lyshodet 28 fortrinnsvis en lampe, slik som en halogenlampe 46, en kuppel 47 som dekker lampen 46 og elektriske ledere 48 som er ført gjennom bærebena 30 for lyshodet som er montert til kamerahodet. In a currently preferred embodiment, the camera is a television camera of the charge-coupled device (CCD) type which is capable of producing images at high speed and high resolution in relatively poor lighting conditions. A suitable camera is the CCD Video Camera Mod ule, Model No. XC37 made by Sony Corporation. The camera system comprises a lens 40 which may for example be a "fish eye" lens, and an outer protection or window opening 42 which seals and protects the camera 38 from high temperature and high pressure fluids which may be in a well. As shown at the earliest in Figure 5, the light head 28 preferably comprises a lamp, such as a halogen lamp 46, a dome 47 covering the lamp 46 and electrical conductors 48 which are passed through the support legs 30 for the light head which are mounted to the camera head.

Det vises så til figur 6 hvor en instrumentkabel for bruk i borehull i samsvar med oppfinnelsen omfatter en optisk fiber 50 som er sentralt anbrakt i kabelen for overføring av optiske signaler over lange avstander, og som er i stand til å arbeide ved høye temperaturer. Selv om en enkel optisk fiber er vist, kan det brukes flere optiske fibere for å tilveiebringe en fiberoptisk kabel. Den optiske fiberen er fortrinnsvis hermetisk forseglet i et lag av uorganisk materiale 52, slik som karbon, for å beskytte den optiske fiberen fra de ødeleggende virkningene til hydrogen og andre gasser som kan forårsake dempning av det optiske signalet, spesielt ved høye temperaturer og trykk. Belegget av uorganisk materiale er typisk et meget tynt lag mindre enn 500 ångstrøm påført den optiske fiberen over det ytre kledningslageret til den optiske fiberen, og er fortrinnsvis dekket av med et polymerbelegg 54 som kan være en varmeherdende, akrylatharpiks slik som 2-hydroxyetylakrylat eller hydroxypropylakrylat. I en foretrukket utførelsesform er det optiske fiberen en 50/125 CPC3 multimodus-optisk fiber som er tilgjengelig fra Corning. Kjernediaméteren til den optiske fiberen er omkring 0,050 mm; den ytre diameteren til kledningen er omkring 0,125 mm, og den ytre diameteren til polymerbelegget er omkring 0,250 mm. For ytterligere å beskytte den optiske fiberen fra skade som kan inntreffe på grunn av gnidning, er den hermetisk belagte optiske fiberen også fortrinnsvis belagt med et silikonlag 56 som igjen er dekket med et lag av tetrafluoretylen (TFE) fluorkarbonpolymer 58 for å tilveiebringe et overflatebelegg med lav friksjonskoeffisient. Reference is then made to figure 6, where an instrument cable for use in boreholes in accordance with the invention comprises an optical fiber 50 which is centrally placed in the cable for the transmission of optical signals over long distances, and which is capable of working at high temperatures. Although a single optical fiber is shown, multiple optical fibers may be used to provide a fiber optic cable. The optical fiber is preferably hermetically sealed in a layer of inorganic material 52, such as carbon, to protect the optical fiber from the destructive effects of hydrogen and other gases which can cause attenuation of the optical signal, especially at high temperatures and pressures. The coating of inorganic material is typically a very thin layer of less than 500 angstroms applied to the optical fiber over the outer cladding layer of the optical fiber, and is preferably covered with a polymer coating 54 which may be a thermoset acrylate resin such as 2-hydroxyethyl acrylate or hydroxypropyl acrylate. . In a preferred embodiment, the optical fiber is a 50/125 CPC3 multimode optical fiber available from Corning. The core diameter of the optical fiber is about 0.050 mm; the outer diameter of the cladding is about 0.125 mm, and the outer diameter of the polymer coating is about 0.250 mm. To further protect the optical fiber from damage that may occur due to rubbing, the hermetically coated optical fiber is also preferably coated with a silicone layer 56 which is in turn covered with a layer of tetrafluoroethylene (TFE) fluorocarbon polymer 58 to provide a surface coating of low coefficient of friction.

Den hermetisk dekkede optiske fiberen sammen med beleggene av silikon og TFE, er anordnet i et beskyttende hylster 60 som i en foretrukket utførelsesform er et rustfritt stålrør som er lasersveiset i langsgående retning og med en veggtykkelse på omkring 0,200 mm, slik at det er tynt nok til å være relativt fleksibelt. Det beskyttende hylsteret frembringer i tillegg en fluidtetning. Det rustfrie stålet er fortrinnsvis dannet fra en strimmel av rustfritt stål som er foldet i form av et rør. Etter hvert som røret foldes blir den belagte optiske fiberen innført i røret. Det beskyttende hylsteret av rustfritt stål er fordelaktig fordi det kan lasersveises, noe som resulterer i at mindre varme blir påført innholdet under monteringen. Olen-rør som er dannet av kopper eller messing og loddet er blitt brukt ved konvensjonelle teknikker, men det har vist seg over mange år at når et loddet kopper- eller messingrør har en stor lengde, har loddeskjøtene en tendens til å åpne seg. Et inert gellag 62 er også fortrinnsvis innsprøytet i det beskyttende hylsteret omkring den belagte optiske fiberen etter hvert som hylsteret foldes i form av et rør og lasersveises. De inerte gellaget virker til å redusere sjokk, friksjon og abrasjon som den optiske fiberen ellers ville bli utsatt for på grunn av opprulling og avrulling av kabelen på og fra heisetrommelen, og andre vridnings- og bøyningsbevegelser som kabelen utsettes for under bruk. Den inerte gelen bidrar også til å understøtte vekten av den optiske fiberen inne i det beskyttende hylsteret for å forhindre den optiske fiberen fra å briste på grunn av sin egen vekt når bærekabelen er opphengt i et borehull. En inert gel som typisk kan brukes, er en tiksotropisk bufferrør-sammensetning med en viskositet på omkring 280 +15, (Penetrometer, ASTM D-217) og glatt, smøreaktig konsistens og som er tilgjengelig under varemerket "SYNCOFOX" fra Synco Chemical Corporation. The hermetically sealed optical fiber, together with the coatings of silicone and TFE, is arranged in a protective sleeve 60 which in a preferred embodiment is a stainless steel tube which is laser welded in the longitudinal direction and with a wall thickness of about 0.200 mm, so that it is thin enough to be relatively flexible. The protective sleeve also creates a fluid seal. The stainless steel is preferably formed from a strip of stainless steel folded into the shape of a tube. As the tube is folded, the coated optical fiber is introduced into the tube. The protective stainless steel sleeve is advantageous because it can be laser welded, resulting in less heat being applied to the contents during assembly. Olen pipes formed from copper or brass and brazed have been used by conventional techniques, but it has been found over many years that when a brazed copper or brass pipe is of great length, the solder joints tend to open. An inert gel layer 62 is also preferably injected into the protective sheath around the coated optical fiber as the sheath is folded into the form of a tube and laser welded. The inert gel layers act to reduce the shock, friction and abrasion that the optical fiber would otherwise be subjected to due to coiling and unwinding of the cable on and off the hoist drum, and other twisting and bending movements that the cable is subjected to during use. The inert gel also helps support the weight of the optical fiber inside the protective sheath to prevent the optical fiber from breaking under its own weight when the carrier cable is suspended in a borehole. An inert gel that can typically be used is a thixotropic buffer tube composition having a viscosity of about 280 +15, (Penetrometer, ASTM D-217) and smooth, spread-like consistency and which is available under the trademark "SYNCOFOX" from Synco Chemical Corporation.

Omkring det beskyttende hylsteret er en indre isolatorkappe 64, fortrinnsvis laget av et høytemperatur-bestandig materiale som er en elektrisk isolator, med et forholdsvis høyt smeltepunkt over 148°C, slik som polypropylen som har et smeltepunkt på omkring 168-171°C. Andre materialer som også kan være egnet for bruk som en isolatorkappe, er høytemperatur-bestandig fluorkarbon-polymerer slik som TFE, en etylentetrafluoretylen-copolymer (ETFE) solgt under varemerket "TEFZEL" av E.l. du Pont. Den indre isolatorkappen har vanligvis en tykkelse på omkring 0,254 mm og en ytre diameter på omkring 1,68 mm. Dette laget tilveiebringer en overflate på hvilken kopperfletningslaget kan dannes. Surrounding the protective sheath is an inner insulating jacket 64, preferably made of a high temperature resistant material which is an electrical insulator, having a relatively high melting point above 148°C, such as polypropylene which has a melting point of about 168-171°C. Other materials which may also be suitable for use as an insulating jacket are high temperature resistant fluorocarbon polymers such as TFE, an ethylene tetrafluoroethylene copolymer (ETFE) sold under the trademark "TEFZEL" by E.l. du Pont. The inner insulator jacket typically has a thickness of about 0.254 mm and an outer diameter of about 1.68 mm. This layer provides a surface on which the copper braid layer can be formed.

Dannet på og omkring den indre isolatorkappen 64 er et innerlag av elektrisk ledende tråder 66 som i en utførelsesform er et enkelt lag av en fletning av bare koppertråder som er flettet på den indre isolatorkappen 64 av polypropylen etter hvert som kappen ekstruderes over det beskyttende hylsteret 60 av rustfritt stål. Det har vist seg at bruken av flettet kopper som elektrisk ledende lag resulterer i en økning i densiteten til kopper i forhold til laget ved tidligere kjente teknikker som benyttet et spiralsnodd omflettingslag av kopper. En økning i elektrisk konduktivitet er således resultatet med dette forholdsvis tynne kopperlaget. I tidligere kjente teknikker som bruker en omfletning vil lagstørrelsen være stor for å oppnå den samme lednings-kapasiteten som tilveiebringes ved hjelp av den fletningen som er vist her. Disse koppertrådene kan lede elektrisistet mellom styreanordningen 22 og instrumentsonden, lyshodet og de optiske omformerkomponentene. Formed on and around the inner insulating sheath 64 is an inner layer of electrically conductive wires 66 which in one embodiment is a single layer of a braid of bare copper wires braided onto the polypropylene inner insulating sheath 64 as the sheath is extruded over the protective sleeve 60 of stainless steel. It has been shown that the use of braided copper as an electrically conductive layer results in an increase in the density of copper compared to the layer in previously known techniques that used a spirally twisted interbraiding layer of copper. An increase in electrical conductivity is thus the result with this relatively thin copper layer. In prior art techniques using a braid, the layer size will be large to achieve the same conduction capacity as provided by the braid shown here. These copper wires can lead the electrician between the control device 22 and the instrument probe, the light head and the optical converter components.

I en annen utførelsesform behøver den indre isolatorkappen 64 ikke være innbefattet og fletningen av kopper 66 kan være dannet direkte på det beskyttende hylsteret 60. In another embodiment, the inner insulating sheath 64 need not be included and the braid of cups 66 may be formed directly on the protective sleeve 60.

En ytre isolatorkappe 68 som også fortrinnsvis er dannet av et materiale med forholdsvis høyt smeltepunkt, og som i denne utførelsesformen også er polypropylen, men som også kan være laget av de andre materialene som er nevnt ovenfor i forbindelse med den indre kappen 64, omgir det indre laget av elektrisk ledende tråder, og har typisk en veggtykkelse på omkring 0,56 mm og en ytre diameter på omkring 3,30 mm. Dette laget blir fortrinnsvis dannet ved to ekstruderinger. I den første ekstruderingen flyter polypropylenen inn i kopper-fletningen og resulterer i en stabiliserende kappe. Den annen ekstrudering tilveiebringer tykkelsen av laget 68 som er nødvendig for fluid-tetningsformål. Den ytre kappen 68 danner også en elektrisk isolator mellom armeringsorganene 70 som blir brukt til å lede elektrisitet, og kopperfletningslaget 66. An outer insulator jacket 68 which is also preferably formed of a material with a relatively high melting point, and which in this embodiment is also polypropylene, but which can also be made of the other materials mentioned above in connection with the inner jacket 64, surrounds it internally made of electrically conductive wires, and typically has a wall thickness of about 0.56 mm and an outer diameter of about 3.30 mm. This layer is preferably formed by two extrusions. In the first extrusion, the polypropylene flows into the copper braid and results in a stabilizing jacket. The second extrusion provides the thickness of layer 68 necessary for fluid sealing purposes. The outer sheath 68 also forms an electrical insulator between the armatures 70 which are used to conduct electricity, and the copper braid layer 66.

Et antall armeringstråder 70 som fortrinnsvis omgir den ytre isolatorkappen 68 og som i en foretrukket utførelsesform omfatter et indre lag 71 av armeringstråder spiralviklet omkring den ytre isolatorkappen i en retning, og et ytre lag 72 av armeringstråder av rustfritt stål spiralviklet omkring det indre laget med armeringstråder i motsatt retning. Det motsatte fletningene av armeringstrådene bidrar til at kabelen hindres i å bli vridd. I en utførelsesform var armeringstrådene dannet av galvanisert forbedret plogstål. Andre utførelsesformer kan bruke rustfritt stål i trådene eller en legering kjent som MP35 for spesielt korroderende omgivelser, slik som når hydrogensulfid er til stede. A number of reinforcing wires 70 which preferably surround the outer insulating sheath 68 and which in a preferred embodiment comprise an inner layer 71 of reinforcing wires spirally wound around the outer insulating sheath in one direction, and an outer layer 72 of stainless steel reinforcing wires spirally wound around the inner layer of reinforcing wires in the opposite direction. The opposite braiding of the reinforcing wires helps to prevent the cable from being twisted. In one embodiment, the reinforcing wires were formed from galvanized improved plow steel. Other embodiments may use stainless steel in the threads or an alloy known as MP35 for particularly corrosive environments, such as when hydrogen sulfide is present.

Med de to lagene med armeringstråder er den totale diameteren til kabelen 16 for eksempel omkring 5,72 mm, og med mindre variasjoner i tykkelsen av de forskjellige lag i kabelen, kan den totale d typisk ligge i området fra omkring 4,76 mm til omkring 7,94 mm. Antallet armeringstråder er elektrisk ledende og kan tilveiebringe en gren i en elektrisk kraftforsyningssløyfe. With the two layers of reinforcing wires, the total diameter of the cable 16 is, for example, about 5.72 mm, and with minor variations in the thickness of the different layers in the cable, the total d can typically range from about 4.76 mm to about 7.94 mm. The number of armature wires is electrically conductive and can provide a branch in an electrical power supply loop.

Bærekabelen 16 omfatter en kabel-termineringsanordning 74 som er vist på figurene 7, 8 og 9. kabel-termineringsanordningen omfatter vanligvis et elektrisk ledende kabeihode-legeme 76 koaksialt anordnet omkring den fjerntliggende ende av bærekabelen 16, et elektrisk ledende repsokkel-legeme (roap socket body) 78 anordnet inne i og festet til kabelhode-legemet 76 og koaksialt anordnet omkring bærekabelen, en elektrisk ledende klem ring 80 anordnet inne i kabelhode-legemet og festet over repsokkel-legemet, og en elektrisk ledende kontakt-delanordning 82 som er festet til den fjerntliggende ende av kabelhode-legemet. Fluider nede i borehullet kan vanligvis komme inn i kabelhode-legemet gjennom den nærmeste ende av lumenet 84 som strekker seg aksialt gjennom kabelhode-legemet over den ytre armeringen med armeringstråder i kabelen, spesielt ved høye trykk, noe som tillater borehullsfluider å komme inn i de indre kammeret 86 av kabelhode-legemet. Repsokkel-legemet er typisk festet til kabelhode-legemet ved hjelp av settskruer 88 i kabelhode-legemet. The carrier cable 16 comprises a cable termination device 74 which is shown in Figures 7, 8 and 9. The cable termination device usually comprises an electrically conductive cable head body 76 coaxially arranged around the distal end of the carrier cable 16, an electrically conductive rope socket body body) 78 arranged inside and attached to the cable head body 76 and coaxially arranged around the carrier cable, an electrically conductive clamping ring 80 arranged inside the cable head body and attached above the rope socket body, and an electrically conductive contact subassembly 82 attached to the remote end of the cable head body. Downhole fluids can typically enter the cable head body through the proximal end of the lumen 84 which extends axially through the cable head body above the outer wire reinforcement in the cable, particularly at high pressures, allowing downhole fluids to enter the inner chamber 86 of the cable head body. The rep socket body is typically attached to the cable head body by means of set screws 88 in the cable head body.

Armeringstrådene blir terminert i kort avstand fra repsokkel-legemet og blir på tilpassende måte låst på plass over den koniske flensen ved hjelp av spennringen 80 for å fullstendiggjøre en elektrisk forbindelse av armeringstrådene til kabelhode-legemet. Antallet armeringstråder som er brettet tilbake, bestemmer den brekk-kraft som er nødvendig for å skille kabelen fra instrumentsonden. Ved omhyggelig å velge antall tilbakebrettede armeringstråder, kan kraften innstilles slik at hvis instrumentsonden kiler seg fast i en brønn, kan kabelen trekkes fri fra instrumentsonden og sonden kan gjenvinnes for seg. Armeringsorganer som ikke er brettet tilbake, blir kuttet. Den ytre isolatorkappen 68 blir ikke terminert ved dette punktet, og resten av kabelen, innbefattet den ytre isolatorkappen, elektriske ledere, den indre isolatorkappen, det beskyttende hylsteret og bufferlagene og den optiske fiberen i kabelen fortsetter videre gjennom det indre kammeret 86 i kabelhode-legemet for å strekke seg gjennom et aksialt lumen 94 i kontakt-delanordningen 82. Den del av kabelen som er igjen etter det punkt hvor armeringsorganene er foldet tilbake, trer inn i kontakt-delanordningen gjennom en hovedsakelig konisk tetningsnippel 96 ved den nærmeste ende 98 av kontakt-delanordningen. The armature wires are terminated a short distance from the rope socket body and are suitably locked in place over the conical flange by means of the clamping ring 80 to complete an electrical connection of the armature wires to the cable head body. The number of reinforcement wires folded back determines the breaking force required to separate the cable from the instrument probe. By carefully choosing the number of rebar wires, the force can be adjusted so that if the instrument probe becomes wedged in a well, the cable can be pulled free from the instrument probe and the probe can be recovered on its own. Reinforcing members that are not folded back are cut. The outer insulator sheath 68 is not terminated at this point, and the remainder of the cable, including the outer insulator sheath, electrical conductors, inner insulator sheath, protective sheath and buffer layers, and the optical fiber of the cable continues through the inner chamber 86 of the cable head body to extend through an axial lumen 94 in the contact subassembly 82. The portion of the cable remaining after the point where the armatures are folded back enters the contact subassembly through a substantially conical sealing nipple 96 at the proximal end 98 of the contact - the partial device.

Tetningsnippelen 96 i kontakt-delanordningen omfatter et ytre ringformet forsenket parti 100 for sneppert-tilpasning med en hovedsakelig konisk, fleksibel tetningssko 102 med en indre ribbe 104 svarende til fordypningen 100 i tetningsnippelen. Skoen omfatter en smal åpning 106 som passer tett over den ytre isolatorkappen til kabelen, og er videre sammenpresset over kabelen og tetningsnippelen for å danne en tetning mellom kontakt-delanordningen og brønnfluidene ved det høye trykket til brønnfluidene. kabelen trer ut gjennom en åpning 108 i kontakt-delanordningen ved den fjerntliggende ende 110 av kontakt-delanordningen. Kontakt-delanordningen er forbundet med en fjerntliggende ende av kabelhode-legemet ved hjelp av ytre nærgjenger 112 som er tilsvarende festet til motsvarende indre gjenger 114 på den fjerntliggende del av kabelhode-legemet. Den fjerntliggende del av kontakt-delanordningen omfatter en skulder 116 for mottakelse av stativet 118 til omformeranordningen 34, og omfatter sokler 120 for settskruer til sikring av omformerstativet til kontakt-delanordningen. O-ringpakninger 122 er anordnet i sokler 124 for ytterligere tetning av den fjerntliggende ende av kontakt-delanordningen og omformerstativet fra borefluid-trykk. Som vist på figurene 8 og 9 er en elektrisk leder 126 elektrisk koplet til kontakt-delanordningen for å fullføre den elektriske forbindelse gjennom kontakt-delanordningen og armeringstrådene, for å tilveiebringe en første elektrisk terminal for kamerahodet, lyshodet og den elektro-optiske omformeren. Den ytre isolatorkappen 68 ender vanligvis en kort avstand fra den fjerntliggende ende av kontakt-delanordningen og frilegger det indre lag med elektrisk ledende tråder, til hvilke en elektrisk kontaktanordning er elektrisk forbundet, slik som ved lodding, sveising, bolter eller skruer eller lignende, for å tilveiebringe en annen elektrisk terminal. Den fjerntliggende ende 138 av den optiske fiberen er anordnet fjernt fra kontakt-delanordningen for forbindelse med den elektro-optiske omformeren, for å kommunisere datasignaler fra kamera til overflateutstyret. The sealing nipple 96 in the contact subassembly comprises an outer annular recessed portion 100 for snap fit with a substantially conical, flexible sealing shoe 102 with an inner rib 104 corresponding to the recess 100 in the sealing nipple. The shoe includes a narrow opening 106 that fits snugly over the outer insulator jacket of the cable, and is further compressed over the cable and the sealing nipple to form a seal between the contact subassembly and the well fluids at the high pressure of the well fluids. the cable exits through an opening 108 in the contact subassembly at the remote end 110 of the contact subassembly. The contact sub-device is connected to a remote end of the cable head body by means of external proximal threads 112 which are correspondingly attached to corresponding internal threads 114 on the remote part of the cable head body. The remote part of the contact subassembly comprises a shoulder 116 for receiving the stand 118 of the converter assembly 34, and includes sockets 120 for set screws for securing the converter stand to the contact subassembly. O-ring seals 122 are provided in sockets 124 to further seal the remote end of the contact subassembly and converter stand from drilling fluid pressure. As shown in Figures 8 and 9, an electrical conductor 126 is electrically connected to the contact subassembly to complete the electrical connection through the contact subassembly and the armature wires to provide a first electrical terminal for the camera head, light head, and electro-optical converter. The outer insulator sheath 68 usually terminates a short distance from the remote end of the contact subassembly and exposes the inner layer of electrically conductive wires to which an electrical contact assembly is electrically connected, such as by soldering, welding, bolts or screws, or the like, for to provide another electrical terminal. The remote end 138 of the optical fiber is arranged remote from the contact sub-assembly for connection with the electro-optical converter, to communicate data signals from the camera to the surface equipment.

Selv om brønnfluid-tetningen ved tetningsnippelen i kontakt-delanordningen er blitt beskrevet som en fleksibel sko, kan tetningsnippelen i en annen for tiden foretrukket utførelsesform være tettet ved hjelp av et passende tetningsmateriale, som for eksempel kan omfatte et første lag med TFE-bånd 136 med klebende bakside, typisk omkring 12,7 mm bredt, et annet lag med spleisebånd 140, slik som gummiskjøtebånd nr. 23 tilgjengelig fra 3M, og et tredje lag med allværsbånd 142, slik som super 88 allværs vinylbånd tilgjengelig fra 3M. Brønnfluid-trykket har vist seg å trykke sammen de flere båndlag til også effektivt å tette kontaktanordningen fra borehullsfluidene. Although the well fluid seal at the seal nipple in the contact subassembly has been described as a flexible shoe, in another currently preferred embodiment the seal nipple may be sealed by means of a suitable seal material, which may for example comprise a first layer of TFE tape 136 with adhesive backing, typically about 12.7 mm wide, a second layer of splicing tape 140, such as No. 23 Rubber Splicing Tape available from 3M, and a third layer of all-weather tape 142, such as super 88 all-weather vinyl tape available from 3M. The well fluid pressure has been shown to press together the several tape layers to also effectively seal the contact device from the borehole fluids.

Ved bruk av enten tetningsskoen eller båndtetningslagene blir således de elektriske og optiske forbindelsene av bærekabelen til instrumentsonden gjort fluidtett for bruk i omgivelser med borehullsfluider under høyt trykk. Fordi tetningen er laget av vanlige komponenter er den i tillegg økonomisk å tilveiebringe og fremstilling på repeterbar basis blir lettet. Lagene for mekanisk, termisk og elektrisk isolasjon i kabelen som omgir den optiske fiberen, minker dempning av datasignaler som overføres ved hjelp av den optiske fiberen og som kan inntreffe på grunn av skader fra hydrogen og andre gasser ved høye temperaturer og trykk, samt deling eller sprekkdannelser i den optiske fiberen på grunn av mekaniske påkjenninger. Ved å videreføre den optiske fiberen i bærekabelen gjennom kontakt-delanordningen direkte til den optiske omformer-anordningen uten terminering før delanordningen, blir i tillegg dempning av datasignalet som kommuniseres fra instrumentsonden ytterligere minsket. By using either the sealing shoe or the tape sealing layers, the electrical and optical connections of the carrier cable to the instrument probe are thus made fluid-tight for use in environments with borehole fluids under high pressure. In addition, because the seal is made from common components, it is economical to provide and manufacturing on a repeatable basis is facilitated. The layers of mechanical, thermal and electrical insulation in the cable surrounding the optical fiber reduce the attenuation of data signals transmitted by the optical fiber that can occur due to damage from hydrogen and other gases at high temperatures and pressures, as well as splitting or cracks in the optical fiber due to mechanical stresses. By continuing the optical fiber in the carrier cable through the contact sub-device directly to the optical converter device without termination before the sub-device, attenuation of the data signal communicated from the instrument probe is further reduced.

Det skal bemerkes at de elektriske lederne i instrumentkabelen ifølge oppfinnelsen, som kan brukes til å føre elektrisk kraft fra overflaten for drift av instrumentsonden eller andre anordninger, også kan brukes til å lede elektriske signaler, spesielt når instrumentsonden kan drives med batterikraft fra selve instrumentsonden. Kabelens dimensjon blir minimalisert ved hjelp av dobbeltfunksjonen til armeringstrådene, å beskytte kabelen fra fysisk skade og som en del av en elektrisk bane. Ved å benytte en enkelt optisk fiber i kabelkonstruksjonen ifølge oppfinnelsen, et flettet kopperlag og armeringsorganer som utgjør en del av den elektriske sløyfen, er den totale diameteren til kabelen ifølge en utførelsesform bare omkring 5,72 mm, noe som er meget lite, og innføring av kabelen i en brønn med høyt trykk blir sterkt lettet og gjort mindre kostbar. It should be noted that the electrical conductors in the instrument cable according to the invention, which can be used to conduct electrical power from the surface for operating the instrument probe or other devices, can also be used to conduct electrical signals, especially when the instrument probe can be powered by battery power from the instrument probe itself. The cable's dimensions are minimized by the dual function of the reinforcing wires, protecting the cable from physical damage and as part of an electrical path. By using a single optical fiber in the cable construction according to the invention, a braided copper layer and armatures forming part of the electrical loop, the total diameter of the cable according to one embodiment is only about 5.72 mm, which is very small, and introduction of the cable in a high-pressure well is greatly facilitated and made less expensive.

Det vil av det foregående fremgå at selv om spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen er blitt illustrert og beskrevet, kan det foretas forskjellige modifikasjoner uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. Bortsett fra de vedføyde krav er det derfor ikke meningen å begrense oppfinnelsen. It will be apparent from the foregoing that although particular embodiments of the invention have been illustrated and described, various modifications can be made without deviating from the scope of the invention. Apart from the appended claims, it is therefore not intended to limit the invention.

Claims

1. Downhole instrument cable (16) of reduced diameter, characterized by: an optical fiber (50) having a coating (52) on its outer surface; a protective buffer layer (56, 58) surrounding the optical fiber (50) and the coating (52); a protective sleeve (60) surrounding the optical fiber and the protective buffer layer (56, 58); a first insulator (64) surrounding the protective casing (60), the first insulator being made of a heat-resistant material with a relatively high melting point; a layer of electrical conductors (66) surrounding the first insulator; a second insulator (68) surrounding the layer of electrical conductors, the second insulator being made of a heat-resistant material with a relatively high melting point; and a number of electrically conductive armature wires (70) surrounding the second insulator and forming an outer surface for the cable.

2. Cable according to claim 1, characterized by a layer of gel material (62) placed between the protective casing (60) and the buffer layer.

3. Cable according to any of the preceding claims, characterized in that the protective buffer layer comprises a silicone layer (56).

4. Cable according to claim 3, characterized in that the protective buffer layer includes a layer of tetrafluoroethylene (58) placed over the silicone layer (56).

5. Cable according to any of the preceding claims, characterized in that the protective sleeve (60) comprises a stainless steel tube.

6. Cable according to any of the preceding claims, characterized in that the optical fiber comprises a single optical fiber placed centrally inside the cable.

7. Cable according to any of the preceding claims, characterized by an electrically conductive contact sub-device (82) which includes a sealing member (96), where the sealing member has an opening (106) which extends axially through it, the non-reinforced part of the cable (16) extending through the opening in the sealing member , and in that it further comprises a sealing device placed over the opening in the sealing member and the non-reinforced part of the cable sealing the proximal part of the contact part device against well fluids.

8. Cable according to any of the preceding claims 1 to 6, characterized by a conductive cable head body (76) electrically connected to the plurality of electrically conductive armature wires, the electrically conductive armature wires being terminated at the conductive cable head body; and a conductive contact subassembly (82) with proximal and distal ends, which contact subassembly is electrically connected to the cable head body, the contact subassembly providing a first electrical terminal for connection to a downhole instrument, the contact subassembly including a opening (94) extending axially therethrough, wherein a remaining portion of the cable including the optical fiber, the protective buffer layer, the protective tube, the first and second insulators and the layer of electrical conductors extends through the opening in the contact subassembly, and in that the layer of electrical conductors constitutes another electrical terminal for connection to the instrument down the hole, and the optical fiber forms an optical terminal for the instrument down the hole.

9. Cable according to claim 8, characterized in that the contact sub-device (82) includes a sealing member (96) at the proximal end of the contact sub-device, that the opening at the proximal end of the contact sub-device and the remaining part of the cable extends through the sealing member, and that the opening in the sealing member is sealed around the remaining part of the cable by means of a flexible shoe (192).

10. Cable according to claim 8, characterized in that the contact sub-device (82) comprises a sealing member (96) at the proximal end of the contact sub-device, that the opening at the proximal end of the contact sub-device and the remaining part of the cable extends through the sealing member, and in that the opening in the sealing means is sealed around the remaining part of the cable by means of a number of layers of sealing tape (136, 140, 142).