DE4128287A1

DE4128287A1 - Sinking borehole with drill string contg. motor for rotary bit - includes equipment for data measurement and transmitting data to surface

Info

Publication number: DE4128287A1
Application number: DE4128287A
Authority: DE
Inventors: Laurier Emile Comeau; Randal Harold Pustanyk; Nicholas Peter Wallis
Original assignee: Baroid Technology Inc
Current assignee: Baroid Technology Inc
Priority date: 1990-08-27
Filing date: 1991-08-27
Publication date: 1992-03-05
Also published as: FR2666113A1; GB9420816D0; NO304196B1; GB2280463A; FR2666113B1; NO913346D0; NL194556B; NO913346L; NL194556C; GB2280463B; NL9101441A

Abstract

Improved techniques are provided for drilling a deviated borehole through earth formations utilizing a rotary bit 22 powered by a drill motor 24, and for obtaining information regarding the borehole or earth formations while drilling. An accelerometer 60 is positioned below the drill motor 24 and within a sealed cavity of a housing 42 fixed to a drill motor sub, and a transmitter 62 within the sealed cavity transmits acoustic signals indicative of inclination determined by the accelerometer to a receiver 70 provided in a measurement-while-drilling tool 46. The MWD tool is provided within a non-magnetic portion of the drill string, and further houses accelerometers and magnetometers for determining borehole orientation. Both borehole inclination signals and borehole orientation signals are transmitted to the surface by the MWD tool, and the drilling trajectory may be altered in response to the signals where required. These techniques are advantageous as they provide monitoring of borehole inclination near the bit rather than at a distance of typically 20 to 100 feet from the bit as with conventional techniques. <IMAGE>

Description

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Herstellen von Bohrlöchern und die Überwachung sowie die Beschaffung von Bohrlochmeßdaten, um den Weg und die Lithologie des her gestellten Bohrloches zu ermitteln. Genauer gesagt, jedoch nicht ausschließlich, betrifft die Erfindung ein verbesser tes System zum Erfassen der Neigung eines von einer Bohrer spitze, die durch einen im Bohrloch befindlichen Motor in Drehungen versetzt wird, hergestellten Bohrloches, zur Fern übertragung der Bohrlochneigung sowie der zugehörigen Bohr lochmeßdaten an die Oberfläche während des Bohrvorganges und zum Verändern der Bohrtrajektorie in Abhängigkeit von den ferngemessenen Daten.The present invention relates to manufacturing of boreholes and monitoring and procurement from logging data to the path and the lithology of the determined borehole. More specifically, however not exclusively, the invention relates to an improvement system for detecting the inclination of a drill peaked in by a downhole motor Is rotated, the borehole produced, to the distance transfer of the borehole inclination and the associated drilling hole measurement data on the surface during the drilling process and to change the drilling trajectory depending on the remote data.

Das mit der Durchführung einer Bohrung befaßte Personal, das eine Bohrerspitze durch Drehen des Bohrstranges an der Ober fläche antreibt, hat bisher Bohrlochparameter mit Sensoren gemessen, die eng benachbart zur Bohrlochspitze angeordnet sind, und die Bohrtrajektorie in Abhängigkeit von den ge messenen Informationen eingestellt. In der US-PS 43 24 297 ist ein Dehnungsmeßgerät beschrieben, das unmittelbar über der Bohrerspitze angeordnet ist und zum Messen der Größe und Richtung der auf die Bohrerspitze einwirkenden Seitenkräfte dient. Die gemessenen Informationen werden über eine elektrische Leitung zur Oberfläche geführt, und das Gewicht der Bohrerspitze sowie die Drehzahl des Bohrstranges können in Abhängigkeit von der gemessenen Information verändert werden, um die Bohrtrajektorie zu verändern.The personnel involved in drilling a well, the a drill tip by turning the drill string on the top drives surface, has so far borehole parameters with sensors measured, which are arranged closely adjacent to the borehole tip are, and the drilling trajectory depending on the ge measured information set. In U.S. Patent 4,324,297 a strain gauge is described, the immediately above the drill tip is arranged and for measuring the size and Direction of the side forces acting on the drill tip serves. The measured information is transmitted via a electrical wire led to the surface, and the weight the drill tip and the speed of the drill string changed depending on the measured information to change the drilling trajectory.

In neuerer Zeit hat das mit der Herstellung von Bohrlöchern befaßte Personal in zunehmender Weise im Bohrloch befind liche Motoren eingesetzt, um Bohrlöcher mit starken Ab weichungen von der Vertikalen herzustellen. Ein solcher im Bohrloch befindlicher Rotor oder "Bohrermotor" wird durch Bohrschlamm angetrieben, der von an der Oberfläche befind lichen Pumpen unter Druck gesetzt und über den Bohrstrang dem Motor zugeführt wird, um die Bohrerspitze in Drehungen zu versetzen. Während der Durchführung eines derartigen abweichenden Bohrvorganges muß nicht der gesamte Bohrstrang kontinuierlich gedreht werden, was gegenüber der vorstehend beschriebenen Technik beträchtliche Vorteile mit sich bringt, insbesondere wenn stark abweichende Bohrlöcher hergestellt werden. Ein gekrümmtes Teil (sub) oder Gehäuse kann über dem Bohrermotor eingesetzt werden, um die Win kelverschiebung zwischen der Drehachse der Bohrerspitze und der Achse des Bohrstranges und auf diese Weise die zur Durchführung des gekrümmten Bohrens erforderliche Biegung zu erhalten. Alternativ dazu kann die erforderliche Winkelver schiebung durch Verwendung eines gekrümmten Gehäuses inner halb des Bohrermotors, durch Verwendung einer versetzten Antriebswellenachse für den Bohrermotor oder durch Anordnung eines nicht konzentrischen Stabilisators über dem Bohrer motorgehäuse erreicht werden. Wie in der US-PS 44 92 276 offenbart, kann ein relativ gerades Bohrloch hergestellt werden, in den gleichzeitig der Bohrstrang gedreht und der im Bohrloch befindliche Motor betätigt wird, während ein gekrümmter Abschnitt des Bohrloches hergestellt wird, indem der im Bohrloch befindliche Motor aktiviert wird, während der Bohrstrang über dem Motor nicht gedreht wird. Die US-PS 43 61 192 offenbart eine Bohrlochsonde, die innerhalb des Bohrrohres über dem Bohrermotor angeordnet und über eine Verdrahtung an die an der Oberfläche befindliche Ausrüstung angeschlossen ist. Die Sonde umfaßt Magnetometer und Be schleunigungsmesser, die die Orientierung relativ zum Mag netfeld der Erde messen. Die Sonde ist daher aus einem nicht-ferromagnetischen Material hergestellt. Die GB-PS 21 06 562 beschreibt eine Bohrlochsonde, die an einem Draht durch eine Bohrung, die sich durch eine Turbine in einer ringförmigen Konstruktion erstreckt, bis zu einer Stelle zwischen der Turbine und der Bohrerspitze abgesenkt werden kann.More recently, this has involved the production of boreholes staff involved are increasingly in the wellbore Liche engines used to drill holes with strong ab to make deviations from the vertical. Such in Downhole rotor or "drill motor" is through Drilling mud driven by the located on the surface pressurized pumps and over the drill string the motor is fed to the drill tip in turns to move. While performing such different drilling process does not have to the entire drill string continuously rotated, as compared to the above described technology with considerable advantages brings, especially if very different holes getting produced. A curved part (sub) or housing can be used over the drill motor to make the win displacement between the axis of rotation of the drill tip and the axis of the drill string and in this way the Performing the bend required to bend receive. Alternatively, the required angle ver shift by using a curved housing inside half of the drill motor, using an offset Drive shaft axis for the drill motor or by arrangement a non-concentric stabilizer over the drill motor housing can be reached. As in U.S. Patent 4,492,276 discloses a relatively straight borehole into which the drill string is rotated and the downhole motor is operated while a curved portion of the borehole is made by the downhole motor is activated while the drill string above the engine is not rotated. The U.S. PS 43 61 192 discloses a borehole probe located within the Drill tube arranged above the drill motor and over a Wiring to surface equipment connected. The probe includes magnetometers and Be accelerometer that gives orientation relative to mag Measure the earth's net field. The probe is therefore one made of non-ferromagnetic material. The GB PS 21 06 562 describes a borehole probe attached to a wire through a bore through a turbine in a annular construction extends to one point be lowered between the turbine and the drill tip can.

In bezug auf das Messen während des Bohrens (MWD) sind beträchtliche Verbesserungen erzielt worden. Hiermit können im Bohrloch befindliche Sensoren gewünschte Parameter messen und Daten in Realzeit an die Oberfläche abgeben, d. h. im wesentlichen sofort mit den Messungen. MWD-Schlammimpuls- Telemetriesysteme übertragen Signale von einer Sensorpackung durch den Bohrschlamm im Bohrrohr zur Oberfläche. Andere MWD-Systeme, wie sie beispielsweise in den US-PS′en 43 20 473 und 45 62 559 beschrieben sind, benutzen den Bohrstrang selbst als Medium für die übertragenen Signale. Beim Gegen stand der US-PS 45 77 701 wird ein MWD-System in Verbindung mit einem im Bohrloch befindlichen Motor verwendet. Die zur Oberfläche übertragenen ferngemessenen Informationen über die Richtung der Bohrung werden verwendet, um die Dauer der Bohrstrangdrehung zu bestimmen, die erforderlich ist, um eine Änderung in der Krümmung des Bohrloches zu bewirken, wie vorstehend beschrieben.Regarding measuring while drilling (MWD) considerable improvements have been made. With this you can Sensors in the borehole measure the desired parameters and deliver data to the surface in real time, d. H. in the essential immediately with the measurements. MWD mud pulse Telemetry systems transmit signals from a sensor package through the drilling mud in the drill pipe to the surface. Other MWD systems, such as those in US Pat. No. 4,320,473 and 45 62 559 use the drill string even as a medium for the transmitted signals. At the opposite the US-PS 45 77 701 is a MWD system in connection used with a downhole motor. The for Surface transmitted remote information about the direction of the hole are used to determine the duration of the Determine drill string rotation that is required to cause a change in the curvature of the borehole as described above.

Ein im Bohrloch befindliches MWD-Werkzeug umfaßt üblicher weise eine Batteriepackung oder eine Turbine, eine Sensor packung, einen Schlammimpulsgeber und eine Schnittstelle zwischen der Sensorpackung und dem Impulsgeber. Wenn das MWD-Werkzeug zusammen mit einem im Bohrloch befindlichen Motor verwendet werden, so ist es über dem Motor ange ordnet. Die elektronischen Komponenten des Werkzeuges sind in einem beträchtlichen Abstand von der Bohrerspitze ange ordnet und daher nicht den hohen Vibrationen und Zentrifu galkräften ausgesetzt, die auf die Bohrerspitze einwirken. Die Sensorpackung umfaßt üblicherweise einen oder mehrere Sätze von Magnetometern und Beschleunigungsmessern zum Messen der Richtung und Neigung des Bohrloches. Die Werk zeugsensorpackung wird in einer nicht magnetischen Umgebung angeordnet, indem Monel-Manschetten im Bohrstrang sowohl über als auch unter dem MWD-Werkzeug verwendet werden. Die gewünschte Länge der Monel-Manschetten ist üblicherweise eine Funktion der Breite, der Bohrlochrichtung und von örtlichen Anomalien. Aufgrund der Monel-Manschetten und der erforderlichen Länge des im Bohrloch befindlichen Motors ist die Sensorpackung für das MWD-System üblicherweise in einem Abstand von 10 m bis 50 m von der Bohrerspitze angeordnet.A downhole MWD tool more commonly includes wise a battery pack or a turbine, a sensor pack, a mud pulse generator and an interface between the sensor pack and the pulse generator. If that MWD tool together with one in the borehole Engine are used, so it is above the engine arranges. The electronic components of the tool are at a considerable distance from the tip of the drill arranges and therefore not the high vibrations and centrifuge exposed to gas forces that act on the drill tip. The sensor package usually comprises one or more Sets of magnetometers and accelerometers for Measure the direction and slope of the borehole. The plant Tool sensor pack is in a non-magnetic environment arranged by both Monel sleeves in the drill string can be used above and below the MWD tool. The The desired length of the Monel cuffs is usually a function of latitude, borehole direction and local anomalies. Because of the Monel cuffs and the required length of the motor in the borehole the sensor package for the MWD system usually in one Distance from 10 m to 50 m from the drill tip.

Es ist seit langem bekannt, daß der beträchtliche Abstand zwischen der MWD-Sensorpackung und der Bohrerspitze ernst hafte Probleme für das Bohrpersonal hervorruft, insbesondere in bezug auf die Messung der Bohrlochneigung. Das Personal versucht oft, ein Bohrloch mit starker Abweichung oder ein im wesentlichen horizontales Bohrloch herzustellen, so daß sich das Bohrloch über eine lange Strecke durch die intes sierende Formation erstreckt, wobei die Bohrlochneigung mit einem Betrag von 20°/30 m oder mehr geändert werden kann. Die Formation selbst kann relativ dünn sein, d. h. nur 3 m dick, jedoch beobachtet das Personal üblicherweise die Bohrlochbedingungen oder -parameter, beispielsweise die Neigung, 30 m von der Bohrerspitze entfernt. Der be trächtliche Vorteil eines Realzeit-MWD-Systems und die Flexibilität eines im Bohrloch befindlichen Motors zum Bohren von Bohrlöchern mit starker Abweichung wird somit durch die Tatsache auf ein Minimum gebracht, daß die Sensoren für das MWD-System auf Bedingungen bzw. Zustände ansprechen, die in einem beträchtlichen Abstand von der Bohrerspitze anzutreffen sind.It has long been known that the considerable distance between the MWD sensor pack and the drill tip seriously creates problems for drilling personnel, in particular in relation to the measurement of the borehole slope. The staff often tries a well with a large deviation or a produce essentially horizontal borehole so that the borehole a long distance through the intes extending formation, with the borehole inclination with an amount of 20 ° / 30 m or more can be changed. The formation itself can be relatively thin, i.e. H. only 3 m fat, but staff usually watch them Well conditions or parameters, such as those Inclination, 30 m from the tip of the drill. The be pregnant advantage of a real-time MWD system and the Flexibility of a downhole engine for Drilling boreholes with large deviation is thus minimized by the fact that the Sensors for the MWD system on conditions address that at a considerable distance from the Can be found.

Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, eine verbesserte Technik zum genauen Überwachen von Bohrlochbedingungen oder -parametern, beispielsweise der Bohrlochneigung, während des Herstellens eines Bohrloches unter Verwendung eines im Bohr loch befindlichen Motors zur Verfügung zu stellen.The invention has for its object an improved Technique for precisely monitoring borehole conditions or -parameters, for example the borehole inclination, during the Drilling a borehole using one in the drill to provide available engine.

Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren und eine Vorrichtung nach den Patentansprüchen gelöst.This object is achieved by a method and solved a device according to the claims.

Die Erfindung wird nachfolgend anhand eines Ausführungsbei spiels in Verbindung mit der Zeichnung im einzelnen erläu tert. Es zeigtThe invention is illustrated below with the aid of an embodiment game in connection with the drawing in detail tert. It shows

Fig. 1 eine vereinfachte Ansicht eines Bohr stranges gemäß der Erfindung; Figure 1 is a simplified view of a drill string according to the invention.

Fig. 2 ein vereinfachtes schematisches Dia gramm, das die Bestandteile eines typischen Bohr- und Bohrlochüber wachungssystems gemäß der Erfindung zum Messen der Bohrlochtrajektorie und zum Übertragen der gemessenen Daten an die Oberfläche zum Ändern der Bohrlochtrajektorie zeigt; Fig. 2 is a simplified schematic diagram showing the components of a typical well and borehole monitoring system according to the invention for measuring the borehole trajectory and for transmitting the measured data to the surface for changing the borehole trajectory;

Fig. 3 einen Axialschnitt durch einen unteren Abschnitt eines Bohrmotorgehäuses gemäß der Erfindung, wobei schematisch be stimmte Bestandteile innerhalb eines abgedichteten Hohlraumes im Motorgehäuse gezeigt sind; Figure 3 is an axial section through a lower portion of a drill motor housing according to the invention, wherein schematically certain components are shown within a sealed cavity in the motor housing.

Fig. 4 eine Endansicht von zwei Teilen einer Einheit, die im abgedichteten Hohlraum des Motorgehäuses unterzubringen sind; und Figure 4 is an end view of two parts of a unit to be housed in the sealed cavity of the motor housing. and

Fig. 5 einen Axialschnitt durch einen Schall geber von einem Teil der Einheit. Fig. 5 shows an axial section through a sound generator from part of the unit.

Fig. 1 zeigt eine vereinfachte Version eines Systems 10 zum Erstellen eines gegenüber der Vertikalen abweichenden Bohr loches durch Erdformationen, während die Eigenschaften des Bohrloches oder die Eigenschaften der Formationen überwacht werden. Dieses System umfaßt einen Bohrstrang 12, der Längen von herkömmlichen Bohrrohren aufweist, die sich von der Oberfläche 14 durch eine Vielzahl von Erdformationen, bei spielsweise 16, 18, erstrecken. Der Bohrstrang 12 ist in einem Bohrloch 20 angeordnet und hat an einem Ende eine rotierende Bohrerspitze 22, die von einem Schlammotor 24, der ein gekrümmtes Gehäuse 26 aufweist, angetrieben wird. Der Motor 24 setzt eine Antriebswelle 28 in Drehungen, die an ihrem unteren Ende durch Radial- und Axialdrucklager (nicht gezeigt) geführt wird, welche sich in einem Lager gehäuse 30 befinden, das am Gehäuse 26 des Motors 24 be festigt ist. Der Motor 24 wird durch Bohrschlamm angetrie ben, der durch Schlammpumpen 32 an der Oberfläche durch den Bohrstrang 12 nach unten gepreßt wird. Der größte Teil des Bohrstranges 12 umfaßt Längen von metallischen Bohrrohren. Diverse Bohrlochwerkzeuge 34, beispielsweise Quereinhei ten, Stabilisatoren, Rüttler etc., können über die Länge des Bohrstranges 12 eingebaut sein. Fig. 1 shows a simplified version of a system 10 for creating a vertical borehole through earth formations while monitoring the properties of the borehole or the properties of the formations. This system includes a drill string 12 having lengths of conventional drill pipes that extend from surface 14 through a variety of earth formations, for example 16, 18. The drill string 12 is arranged in a borehole 20 and has a rotating drill tip 22 at one end, which is driven by a mud motor 24 , which has a curved housing 26 . The motor 24 sets a drive shaft 28 in rotations, which is guided at its lower end by radial and thrust bearings (not shown), which are housed in a bearing 30 which is fastened to the housing 26 of the motor 24 . The motor 24 is driven by drilling mud ben, which is pressed by mud pumps 32 on the surface through the drill string 12 down. Most of the drill string 12 comprises lengths of metallic drill pipes. Various downhole tools 34 , such as Quereinhei th, stabilizers, vibrators, etc., can be installed over the length of the drill string 12 .

Ein oder mehrere nicht magnetische Längen 36 des Bohrstran ges, die üblicherweise als Monel-Manschetten bezeichnet wer den, können am unteren Ende des Bohrstranges 12 über dem Bohrlochmotor 24 vorgesehen sein. Eine herkömmlich ausgebil dete Quer- bzw. Verbindungseinheit 38 verbindet vorzugsweise das untere Ende einer Monel-Manschette 36 mit einer Bypass oder Entleerungsventileinheit 40. Der Schlammotor 24 ist direkt mit der Einheit 40 fest verbunden. Eine untere Lager einheit 42 ist fest mit dem unteren Ende des Lagergehäuses 30 verbunden und enthält einen abgedichteten Hohlraum mit elektronischen Bauteilen, wie nachfolgend erläutert wird. Eine Bohrerspitzeneinheit oder ein Bohrerspitzenkasten 44 erstreckt sich von der unteren Lagereinheit 42 aus und dreht sich zusammen mit der Bohrerspitze 22.One or more non-magnetic lengths 36 of the drill string, which are usually referred to as Monel sleeves, can be provided at the lower end of the drill string 12 above the downhole motor 24 . A conventionally trained cross or connecting unit 38 preferably connects the lower end of a Monel sleeve 36 to a bypass or drain valve unit 40 . The sludge motor 24 is directly connected to the unit 40 . A lower bearing unit 42 is fixedly connected to the lower end of the bearing housing 30 and contains a sealed cavity with electronic components, as will be explained below. A drill bit unit or box 44 extends from the lower bearing unit 42 and rotates together with the drill bit 22 .

Während des Bohrens entlang einer geraden Linie werden das Bohrrohr, das Motorgehäuse 26, das Lagergehäuse 30 und be liebige andere Gehäuse, die mit dem Motorgehäuse 26 gekop pelt sind, durch den Drehtisch 56 gedreht. Gleichzeitig treiben die Pumpen 32 den Motor 24 an, so daß dieser die Welle 28 und die Bohrerspitze 22 dreht. Während eines der artigen Bohrvorganges können verschiedenartig gemessene Bohrlochparameter über ein MWD-(Messen während des Bohrens) Werkzeug 46 in der Form von Druckimpulsen im Bohrschlamm zur Oberfläche hin übertragen werden, wo sie von einem Sensor 48 in der Nähe der Oberfläche empfangen werden. Die empfangenen Daten werden dann über Leitungen 50 einem Oberflächencompu ter 52 zugeführt, der die Daten für das Bohrpersonal speichert und verarbeitet. Falls gewünscht, können die Daten in Realzeit auf einem geeigneten Medium, beispielsweise Papier oder einem Anzeigeschirm 54, dargestellt werden.During drilling along a straight line, the drill pipe, the motor housing 26 , the bearing housing 30 and any other housing which are coupled to the motor housing 26 are rotated by the turntable 56 . At the same time, the pumps 32 drive the motor 24 so that it rotates the shaft 28 and the drill tip 22 . During such a drilling operation, variously measured borehole parameters can be transmitted to the surface via an MWD (measure while drilling) tool 46 in the form of pressure pulses in the drilling mud where they are received by a sensor 48 near the surface. The received data is then fed via lines 50 to a surface computer 52 which stores and processes the data for the drilling personnel. If desired, the data can be displayed in real time on a suitable medium, for example paper or a display screen 54 .

Wenn das Bohrpersonal eine Abweichung oder eine Kurve im Bohrloch herstellen will, bleibt der Schlammotor 24 akti viert, während das Personal die Drehung des Bohrstranges 12 über den Drehtisch 56 stoppt, was zur Folge hat, daß sich die Bohrerspitze 22 unter Versatz dreht. Während dieser Bohrstufe überträgt das MWD-Werkzeug 46 in herkömmlicher Weise keine Daten zur Oberfläche; es können jedoch noch Daten gemessen und kurzzeitig im Werkzeug 46 gespeichert werden. Wenn der gewünschte Versatz gebohrt wird, wird der Drehtisch 56 wieder gedreht, um das Bohrloch unter dem ge wünschten Versatzwinkel herzustellen. Während dieses Stadiums können die gespeicherten Daten vom MWD-Werkzeug 46 zur Oberfläche übertragen werden.If the drilling personnel want to make a drift or curve in the borehole, the mud motor 24 remains fourth while the operator stops rotating the drill string 12 via the turntable 56 , causing the drill bit 22 to rotate misaligned. During this drilling step, the MWD tool 46 does not transmit surface data in a conventional manner; however, data can still be measured and temporarily stored in tool 46 . When the desired offset is drilled, the turntable 56 is rotated again to produce the borehole at the desired offset angle. During this stage, the stored data can be transferred from the MWD tool 46 to the surface.

Erfindungsgemäß liefern ein oder mehrere Sensoren, die sehr nahe an der Bohrerspitze 22 und unter dem Antriebsabschnitt des Schlammotors 24 angeordnet sind, Daten an einen Signal geber, der die Daten dem MWD-Werkzeug 46 zuführt, das die Daten wiederum zur Oberfläche überträgt. Der große Vorteil dieser Anordnung besteht darin, daß Daten sehr nahe an der Bohrerspitze 22 und nicht 6-30 m von der Bohrerspitze ent fernt, wo das MWD-Werkzeug 46 üblicherweise angeordnet ist, gemessen werden können. Ein solches Messen in der Nähe der Bohrerspitze ermöglicht die Übertragung von bedeutungsvolle ren Daten zur Oberfläche, da das Personal die Eigenschaften des Bohrloches und/oder der entsprechenden Formation an einer sehr nahe an der Bohrerspitze gelegenen Stelle und nicht an einer Stelle, an der Stunden vorher gebohrt worden ist, wissen will.According to the invention, one or more sensors, which are arranged very close to the drill tip 22 and under the drive section of the mud motor 24 , provide data to a signal generator which feeds the data to the MWD tool 46 , which in turn transmits the data to the surface. The great advantage of this arrangement is that data can be measured very close to the drill tip 22 and not 6-30 m from the drill tip, where the MWD tool 46 is usually located. Such measurement near the drill bit enables the transmission of meaningful data to the surface because the personnel can place the properties of the borehole and / or the corresponding formation at a location very close to the drill tip and not at a location hours earlier has been drilled, wants to know.

Ein Beschleunigungsmesser oder ein Neigungsmesser ist vor zugsweise einer der in der Nähe der Bohrerspitze angeordne ten Sensoren, da Daten, die die Neigung des Bohrloches eng benachbart zur Bohrerspitze wiedergeben, für das Bohrperso nal besonders wertvoll sind. Diese Daten können aufgrund des Vorhandenseins des dazwischen befindlichen Schlammotors 24 nicht in einfacher Weise von einer Stelle in der Nähe der Bohrerspitze auf das MWD-Werkzeug übertragen werden. Die erforderliche Komplexität und die wünschenswerte Vielseitig keit des Schlammotors sind in bezug auf die Aufnahme von herkömmlichen Datenübertragungsleitungen, die durch den Motor geführt sind, nicht besonders förderlich. Es wird daher vorgezogen, die Informationen von einer Stelle in der Nähe der Bohrerspitze zum MWD-Werkzeug über frequenzmodu lierte akustische Signale, die die gemessenen Daten anzei gen, zu übertragen. Die Daten können jedoch auch elektro magnetisch oder induktiv oder beispielsweise über Schlamm impulse und durch Amplituden- oder Phasenmodulation oder durch Zeit-Multiplexen anstelle von Frequenzmodulation übertragen werden.An accelerometer or an inclinometer is preferably one of the sensors located near the tip of the drill, since data that reflect the inclination of the borehole closely adjacent to the drill tip are particularly valuable for the drilling person. This data cannot be easily transferred from a location near the drill tip to the MWD tool due to the presence of the mud motor 24 located therebetween. The required complexity and the desirable versatility of the mud motor are not particularly conducive to the inclusion of conventional data transmission lines that are routed through the motor. It is therefore preferred to transmit the information from a location near the drill tip to the MWD tool via frequency-modulated acoustic signals that indicate the measured data. However, the data can also be transmitted electro-magnetically or inductively or, for example, via sludge and by amplitude or phase modulation or by time multiplexing instead of frequency modulation.

Fig. 2 zeigt die Hauptbestandteile des Systems 10 in der Form eines Blockdiagrammes. Die untere Lagereinheit 42 be sitzt einen abgedichteten Hohlraum, in dem ein Beschleuni gungsmesser 60, ein nahe der Bohrerspitze vorgesehener Schallgeber 62, eine Stromversorgung 64 und wahlweise ein oder mehrere andere Sensoren 66 angeordnet sind. Zusätzlich zum Neigungsmesser oder Beschleunigungsmesser 60 können in der Einheit 42 vorgesehene Sensoren nahe der Bohrerspitze Mehrachsenbeschleunigungsmesser, einen Sensor für das Gewicht an der Bohrerspitze, einen Drehmomentsensor, einen Biegemomentsensor, einen Drucksensor, einen Vibrationssen sor, einen Widerstandssensor, einen Neutronenpositätssensor, einen Formationsdichtesensor, einen Gammastrahlenzählsensor und einen Temperatursensor umfassen. Das Ausgangssignal von dem Sensor oder von jedem Sensor wird einem Spannungs/Fre quenz-Umformer 63 zugeführt, der Sensorspannungssignale in Frequenzsignale umformt, die wiederum zur Modulation von Schallsignalen, welche vom Geber 62 übertragen werden, ver wendet werden. Die Signale vom Schallgeber 62 dringen durch die Metallgehäuse zwischen der unteren Lagereinheit 42 und einem MWD-Empfänger 70 innerhalb der Monel-Manschette 36. Bei den übertragenen Signalen handelt es sich um akustische Signale, die vorzugsweise eine Frequenz in einem Bereich von 500 bis 2000 Hz besitzen. Akustische Signale können in wirk samer Weise über eine Distanz bis zu ca. 30 m entweder durch den Bohrschlamm oder durch die Metallgehäuse übertragen wer den. Alternativ dazu können Hochfrequenzsignale von 30 kHz bis 3000 MHz Verwendung finden. Obwohl die übertragenen Sig nale allgemein die Sensorausgänge wiedergeben, kann es sich hierbei einfach um inkrementelle Werte handeln, die die Ver änderung der Sensorausgänge über die Zeit darstellen. Auch können diverse Codiertechniken und Datenkompressionstechni ken vor der Übertragung der Signale Anwendung finden. Fig. 2 shows the main components of the system 10 in the form of a block diagram. The lower bearing unit 42 sits a sealed cavity in which an accelerometer 60 , a near the drill tip provided sounder 62 , a power supply 64 and optionally one or more other sensors 66 are arranged. In addition to the inclinometer or accelerometer 60 , sensors provided in the unit 42 near the bit tip may have multi-axis accelerometers, a weight sensor on the bit tip, a torque sensor, a bending moment sensor, a pressure sensor, a vibration sensor, a resistance sensor, a neutron position sensor, a formation density sensor, one Include gamma ray count sensor and a temperature sensor. The output signal from the sensor or from each sensor is fed to a voltage / frequency converter 63 , which converts sensor voltage signals into frequency signals, which in turn are used to modulate sound signals which are transmitted by the transmitter 62 . The signals from the sounder 62 penetrate through the metal housing between the lower bearing unit 42 and an MWD receiver 70 within the Monel sleeve 36 . The transmitted signals are acoustic signals which preferably have a frequency in a range from 500 to 2000 Hz. Acoustic signals can be effectively transmitted over a distance of up to approx. 30 m either through the drilling mud or through the metal housing. Alternatively, high frequency signals from 30 kHz to 3000 MHz can be used. Although the transmitted signals generally reflect the sensor outputs, these can simply be incremental values that represent the change in the sensor outputs over time. Various coding techniques and data compression techniques can also be used before the signals are transmitted.

Das MWD-Werkzeug 46 besitzt Sensoren 67, die drei Beschleu nigungsmesser und drei Magnetometer, eine Datenspeicher vorrichtung oder einen Computer 68 im Bohrloch, einen MWD-Schallempfänger 70, eine Stromversorgung 72 und einen MWD-Schlammimpulsgeber 74 einschließen. Obwohl allgemein bevor zugt wird, das dort, wo es möglich ist, die Bohrloch- oder Formationseigenschaften an einer Stelle unterhalb des Bohrermotors 24 gemessen werden, sind zumindest die Magne tometer normalerweise im MWD-Werkzeug 46 so vorgesehen, daß sie gegenüber den metallischen Gehäusen innerhalb einer Monel-Manschette magnetisch isoliert sind, um eine zufrie denstellende Genauigkeit und Zuverlässigkeit zu gewähr leisten.The MWD tool 46 has sensors 67 which include three accelerometers and three magnetometers, a data storage device or downhole computer 68 , an MWD sound receiver 70 , a power supply 72 and an MWD mud pulser 74 . Although it is generally preferred that where possible, the borehole or formation properties are measured at a location below the drill motor 24 , at least the magnetometers are normally provided in the MWD tool 46 so that they face the metallic housings within a Monel sleeve are magnetically insulated to ensure satisfactory accuracy and reliability.

Der Computer 68 besitzt Einrichtungen zur zeitweisen Da tenspeicherung und zur Datenverarbeitung. Insbesondere können Daten von den verschiedenen Sensoren für jeden Sensor kodiert und vom Computer so angeordnet werden, daß ent sprechende Signale an die Oberfläche übertragen werden, wobei die Signale von jedem Sensor für einen speziellen Sensor kodiert sind. Porositätssignale, Magnetometersig nale, Widerstandssignale, Neigungssignale und Temperatur signale können auf diese Weise vom MWD-Geber 74 inter mittierend zur Oberfläche geführt werden. Der Empfänger 70, der Computer 68, der Geber 74 und sämtliche Sensoren inner halb der Monel-Manschette werden von der Stromversorgung 72 betrieben, die in bekannter Weise einen Turbinengenerator und eine Batterieunterstützung aufweisen kann.The computer 68 has facilities for temporary data storage and data processing. In particular, data from the various sensors can be encoded for each sensor and arranged by the computer so that corresponding signals are transmitted to the surface, the signals from each sensor being encoded for a specific sensor. Porosity signals, magnetometer signals, resistance signals, inclination signals and temperature signals can in this way be carried out by the MWD transmitter 74 intermittently to the surface. The receiver 70 , the computer 68 , the transmitter 74 and all sensors within the Monel cuff are operated by the power supply 72 , which can have a turbine generator and a battery support in a known manner.

Fig. 3 zeigt die untere Lagereinheit 42 am unteren Ende des Lagergehäuses 30, das wiederum am Ende des Motorgehäuses 26 befestigt ist. Die Einheit 42 besitzt einen abgedichteten ringförmigen Hohlraum 76 für die nahe an der Bohrerspitze angeordneten Sensorkomponenten, die in Fig. 2 schematisch innerhalb der Einheit 42 dargestellt sind. Gemäß nicht dar gestellten Alternativen der Erfindung kann die Einheit 42 einen integralen Teil einer Einheit darstellen, die aus dem Schlammotor 24 und/oder dem Lagergehäuse 30 besteht. Sie kann wahlweise auch das gekrümmte Gehäuse 26 umfassen, und der abgedichtete Hohlraum kann vom Motorgehäuse oder vom Lagergehäuse gebildet sein. Alternativ dazu kann der Hohl raum in der Bohrerspitze selbst ausgebildet sein. Fig. 3 shows the lower bearing unit 42 at the lower end of the bearing housing 30 , which in turn is attached to the end of the motor housing 26 . The unit 42 has a sealed annular cavity 76 for the sensor components arranged close to the drill tip, which are shown schematically in FIG. 2 within the unit 42 . According to not presented alternatives of the invention, the unit 42 may form an integral part of a unit consisting of the mud motor 24 and / or the bearing housing 30 . It can optionally also include the curved housing 26 and the sealed cavity can be formed by the motor housing or by the bearing housing. Alternatively, the cavity can be formed in the drill tip itself.

Die untere Lagereinheit 42 umfaßt ein einstückiges aus genommenes unteres Gehäuse 80, das den Hohlraum 76 bildet, und eine äußere Hülse 82, die mit dem Gehäuse 80 verschraubt ist, wobei sich eine strömungsmitteldichte Dichtung, die durch O-Ringe 84 und 86 gebildet ist, zwischen radial äuße ren Abschnitten des Gehäuses 80 und der Hülse 82 befindet. Eine Verschleißhülse 92 und ein Radiallager 88 sind inner halb der Einheit 42 angeordnet. Die innere zylindrische Fläche des Radiallagers 88 ist geringfügig kleiner als der lnnendurchmesser des Gehäuses 80, so daß eine Hülsenver längerung 90 mit einer unteren Abstandshülse normalerweise mit dem Radiallager 88, jedoch nicht mit dem Gehäuse 80 in Eingriff steht. Die Abstandshülse und somit die Verlängerung 90 sind an einem Dorn 94 befestigt, der von der Antriebs welle 28 gedreht wird, so daß die Hülsenverlängerung 90 und der Dorn 94 relativ zum Gehäuse 80 rotieren. Ein Dornring 96 ist am Dorn 94 befestigt, um das untere Ende der Hülsen verlängerung 90 zu fixieren. Der Dorn 94 bildet eine zylin drische Vollbohrung 98, um die Bohrflüssigkeit zur Bohrer spitze zu leiten, und das Gehäuse 44 der Bohrerspitze kann direkt mit dem unteren Ende des Dornes 94 verschraubt werden.The lower bearing assembly 42 includes an integral lower housing 80 that defines the cavity 76 and an outer sleeve 82 that is bolted to the housing 80 , with a fluid-tight seal formed by O-rings 84 and 86 . located between radially outer portions of the housing 80 and the sleeve 82 . A wear sleeve 92 and a radial bearing 88 are arranged within half of the unit 42 . The inner cylindrical surface of the radial bearing 88 is slightly smaller than the inner diameter of the housing 80 , so that a sleeve extension 90 with a lower spacer sleeve is normally in engagement with the radial bearing 88 , but not with the housing 80 . The spacer sleeve and thus the extension 90 are attached to a mandrel 94 which is rotated by the drive shaft 28 so that the sleeve extension 90 and the mandrel 94 rotate relative to the housing 80 . A mandrel ring 96 is attached to the mandrel 94 to fix the lower end of the sleeve extension 90 . The mandrel 94 forms a cylin drical full bore 98 to guide the drilling fluid to the drill tip, and the housing 44 of the drill tip can be screwed directly to the lower end of the mandrel 94 .

Der abgedichtete Hohlraum 76 beherbergt den Schallgeber 62, den Beschleunigungsmesser 60 zum Messen der Komponente (Gz) des Gravitationsfeldes der Erde in Axialrichtung der Bohrer spitze, den Spannungs-/Frequenz-Umformer 63 und die Strom versorgung 64, die aus einer Batteriepackung bestehen kann, die vorzugsweise wiederaufladbar ist. Falls gewünscht, kann auch ein kleiner Computer im Hohlraum 76 vorgesehen sein, um temporäre Datenspeicherfunktionen zu erfüllen. Der Computer kann Zeitprogramme oder Signalverarbeitungsschaltungen auf weisen, um die zeitliche Abstimmung zur Übertragung der frequenzmodulierten akustischen Signale für den oder für jeden Sensor vom Geber 62 zum Empfänger 70 zu regeln. Auch können eine Turbine oder ein Wirbelstromgenerator 65 vorge sehen sein, um elektrischen Strom zum Aufladen der Batterie packung 64 oder zum direkten Antrieb der Sensoren, des Computers und des Gebers innerhalb des Hohlraumes 76 zu er zeugen. Der Generator 65 ist in bezug auf den damit verbun denen drehbaren Dorn 94 stationär angeordnet und kann daher vom Dorn angetrieben werden, der wiederum vom Motor 24 an getrieben wird. Eine Batteriepackung wird jedoch normaler weise ebenfalls benötigt, da der Motor 24 während der Durch führung der Sensormessungen normalerweise gestoppt wird, wodurch wiederum der Generator 65 gestoppt wird.The sealed cavity 76 houses the sound generator 62 , the accelerometer 60 for measuring the component (Gz) of the earth's gravitational field in the axial direction of the drill tip, the voltage / frequency converter 63 and the power supply 64 , which can consist of a battery pack, which is preferably rechargeable. If desired, a small computer may also be provided in cavity 76 to perform temporary data storage functions. The computer can have time programs or signal processing circuits to regulate the timing for the transmission of the frequency-modulated acoustic signals for the or for each sensor from the transmitter 62 to the receiver 70 . Also, a turbine or an eddy current generator 65 can be easily seen to generate electrical current for charging the battery pack 64 or for directly driving the sensors, the computer and the encoder within the cavity 76 . The generator 65 is arranged stationary with respect to the rotatable mandrel 94 , and can therefore be driven by the mandrel, which in turn is driven by the motor 24 . However, a battery pack is also normally required, since the motor 24 is normally stopped during the implementation of the sensor measurements, which in turn stops the generator 65 .

Wie man Fig. 4 entnehmen kann, sind die im abgedichteten Hohlraum 76 untergebrachten Bestandteile innerhalb einer ge teilten zylindrischen Gießform 100 angeordnet, die, wie in Fig. 4 gezeigt, einen Batterieformteil 101 und einen Elektronikformteil 102 für die anderen Komponenten aufweist. Der Batterieformteil 101 besitzt drei axial verlaufende bo genförmige Kammern 103, von denen jede eine entsprechend geformte Silikongummihülse 104 zur Aufnahme von vier Paaren von Batterien Seite an Seite besitzt. Der Batterieformteil 101 umfaßt ferner eine entsprechende Verdrahtung (nicht ge zeigt), über die die Batterien an einen elektrischen An schluß 105 zum Eingriff mit einem komplementär ausgebildeten Anschluß (nicht gezeigt) am Elektronikformteil 102 ange schlossen sind. Der Elektronikformteil 102 besitzt eine Axialkammer 106 für den Geber 62, drei Ausnehmungen 107 für Schalttafeln 108 der Steuerschaltung und eine Axialkammer 109 für den Beschleunigungsmesser 60. Falls erforderlich, kann der Beschleunigungsmesser 60 durch eine Legierung mit hoher Permeabilität magnetisch abgeschirmt sein. Obwohl in Fig. 4 nicht sichtbar, besitzt der Elektronikformteil 102 ferner eine Ausnehmung für eine Spannvorrichtung, die einen Haltestreifen spannt, der sich um die beiden Formteile 101 und 102 erstreckt und diese innerhalb des Hohlraumes 76 in Position hält. Die Steuerschaltung besitzt einen Analog steuerkreis für den Beschleunigungsmesser 60, eine Signal verarbeitungsschaltung zum Kodieren der Sensordaten zur Übertragung und eine Zeitschaltung, damit der Geber nach einer vorgegebenen Verzögerung eingeschaltet werden kann. Ferner können Schaltungen vorgesehen sein, um den Geber nur nach Beendigung des Bohrens zu betätigen, entweder in Ab hängigkeit von einem Schallaufnehmer, der die Beendigung der Bohrgeräusche erfaßt, oder in Abhängigkeit von einem Schall signal vom MWD-Empfänger 70, das von einer piezoelektrischen Empfangsvorrichtung erfaßt worden ist. Des weiteren besitzt der Batterieformteil 101 lösbare obere und untere Abdeckun gen (nicht gezeigt). As can be seen in FIG. 4, the components accommodated in the sealed cavity 76 are arranged within a divided cylindrical casting mold 100 which, as shown in FIG. 4, has a battery molded part 101 and an electronic molded part 102 for the other components. The molded battery part 101 has three axially extending bo gen-shaped chambers 103 , each of which has a correspondingly shaped silicone rubber sleeve 104 for receiving four pairs of batteries side by side. The battery molding 101 also includes corresponding wiring (not shown ge), via which the batteries are connected to an electrical connection 105 for engagement with a complementary connector (not shown) on the electronic molding 102 . The electronic molded part 102 has an axial chamber 106 for the transmitter 62 , three recesses 107 for control panels 108 of the control circuit and an axial chamber 109 for the accelerometer 60 . If necessary, accelerometer 60 may be magnetically shielded by a high permeability alloy. Although not visible in FIG. 4, the electronic molded part 102 also has a recess for a tensioning device which clamps a holding strip which extends around the two molded parts 101 and 102 and holds them in position within the cavity 76 . The control circuit has an analog control circuit for the accelerometer 60 , a signal processing circuit for coding the sensor data for transmission and a timer circuit so that the encoder can be switched on after a predetermined delay. Furthermore, circuits can be provided to actuate the encoder only after completion of drilling, either as a function of a sound pickup that detects the completion of drilling noise, or as a function of a sound signal from the MWD receiver 70 , which is from a piezoelectric receiving device has been recorded. Furthermore, the battery molding 101 has removable upper and lower covers (not shown).

Wie aus Fig. 5 hervorgeht, die einen Schnitt durch den Elektronikformteil 102 entlang Linie V-V in Fig. 4 zeigt, umfaßt der Schallgeber 62 zwei koaxiale zylindrische Pol stücke 110 und 111, die durch einen ringförmigen Luftspalt 112 voneinander getrennt und über einen axialen Stab (nicht gezeigt) aus magnetostriktivem Material miteinander ver bunden sind. Der Axialstab ist von einer zylindrischen Wicklung (nicht gezeigt) im Polstück 111 umgeben. Die Zu führung eines geeigneten Eingangssignales zur Wicklung führt zu einer physikalischen Verformung des Stabes, so daß ein akustisches Ausgangssignal erzeugt wird. Durch den Luftspalt 111 kann sich der Stab ohne Einschränkung ausdehnen und zu sammenziehen. Ein Vorspannsystem einschließlich einer Druck feder 113, die einen Zapfen 114 umgibt, dient dazu, die Pol stücke 110 und 111 in Axialrichtung unter Druck zu setzen. Des weiteren ist ein Betriebsverstärker 115 für den Geber 62 vorgesehen.As is apparent from Fig. 5, which shows a section through the electronics mold part 102 along line VV in Fig. 4, the sound generator 62 comprises two coaxial cylindrical pole pieces 110 and 111, the axial through an annular air gap 112 and separated from each other a rod ( are not shown) made of magnetostrictive material. The axial rod is surrounded by a cylindrical winding (not shown) in the pole piece 111 . To lead a suitable input signal for winding leads to a physical deformation of the rod, so that an acoustic output signal is generated. The air gap 111 allows the rod to expand and contract without restriction. A biasing system including a compression spring 113 , which surrounds a pin 114 , serves to press the pole pieces 110 and 111 in the axial direction. Furthermore, an operational amplifier 115 is provided for the transmitter 62 .

Aus dem vorhergehenden werden für den Fachmann nunmehr die zahlreichen Vorteile des vorstehend beschriebenen Systems deutlich. Es wird ein schnell und genau arbeitendes System mit niedrigen Kosten vorgesehen, mit dem man wertvolle In formationen von einer Stelle in der Nähe der Bohrerspitze in zuverlässiger Weise erhalten und am Bohrermotor vorbei zur Oberfläche übertragen kann. Insbesondere kann die Bohrloch neigung an einer Stelle in der Nähe der Bohrerspitze über wacht werden. Die Bohrlochrichtung kann in zuverlässiger Weise von einer Position über dem Motor gemessen und zur Oberfläche weitergegeben werden. Eine komplexe und unzu verlässige Verdrahtung ist nicht erforderlich, um die Infor mationen am Motor vorbei zu leiten. Obwohl zuverlässige ln formationen in der Nähe der Bohrerspitze gewonnen werden, werden die Sensoren nicht vom Motor gedreht, so daß diese und die elektrischen Bauteile innerhalb des abgedichteten Hohlraumes 76 keinen Zentrifugalkräften ausgesetzt sind, die durch die Drehung der Bohrerspitze in einem Bereich von 50 bis 6000 UpM verursacht werden. Falls erforderlich, können auch während des Bohrbetriebs Daten an die Oberfläche abge geben werden, wodurch wertvolle Bohrzeit eingespart wird. Des weiteren ist die untere Lagereinheit 42 gegenüber den hohen Vibrationskräften, die auf die Bohrerspitze infolge der verschiedenartigen Lagereinheiten im Lagergehäuse 30 einwirken, im wesentlichen isoliert. Die Winkellage der Sensoren innerhalb des abgedichteten Hohlraumes 76 und somit die Position jedes Sensors relativ zur Einheit 42 ist fixiert, so daß auf diese Weise die Lage des Bohrstrangs 12 bestimmt und aufgezeichnet werden kann.From the foregoing, the numerous advantages of the system described above will now become apparent to those skilled in the art. A fast and accurate, low cost system is envisaged that will reliably obtain valuable information from a location near the drill tip and transfer it past the drill motor to the surface. In particular, the borehole inclination can be monitored at a location near the drill tip. The direction of the borehole can be reliably measured from a position above the motor and passed on to the surface. Complex and unreliable wiring is not required to route the information past the motor. Although reliable information is obtained near the drill bit, the sensors are not rotated by the motor so that these and the electrical components within the sealed cavity 76 are not subjected to centrifugal forces caused by the rotation of the drill bit in a range of 50 to 6000 RPM caused. If necessary, data can also be released to the surface during drilling operation, saving valuable drilling time. Furthermore, the lower bearing unit 42 is essentially insulated from the high vibrational forces which act on the drill tip as a result of the different types of bearing units in the bearing housing 30 . The angular position of the sensors within the sealed cavity 76 and thus the position of each sensor relative to the unit 42 is fixed, so that the position of the drill string 12 can be determined and recorded in this way.

Claims

1. A method of producing a borehole using a drill string ( 12 ) having a drill tip ( 22 ) at one end, and a drill motor ( 24 ) arranged in the borehole within the drill string for rotating the drill bit, in which a borehole parameter is detected a signal which identifies the recorded borehole parameter or a change in the parameter over time, is transmitted to the surface and the drilling trajectory is changed in dependence on the transmitted signal, characterized in that the borehole parameter using a sensor ( 66 ) is detected, which is fixedly arranged in the part of the drill string which comprises the drill tip ( 22 ), the drill motor ( 24 ) and any components between the drill tip ( 22 ) and the drill motor ( 24 ).

2. The method according to claim 1, characterized in that the borehole parameter is a component of gravity field of the earth in a given direction relative to the Borehole is.

3. A method for emitting a signal within a borehole during drilling using a drill string ( 12 ) with a drill bit ( 22 ) at one end and a drill motor ( 24 ) arranged in the borehole within the drill string for rotating the drill bit, in which a Downhole parameters are recorded and a signal characterizing the recorded downhole parameter or a change in this parameter is transmitted to the surface, characterized in that the downhole parameter using a sensor ( 66 ) which is arranged in the part of the drill string which contains the drill tip ( 22 ) , The drill motor ( 24 ) and any components between the drill bit ( 22 ) and the drill motor ( 24 ), is detected and that the signal from this part of the drill string to a downhole location in the drill string on the opposite axial side of the drill motor ( 24 ) is transmitted from the drill tip ( 22 ), this signal is received at the appropriate point and the signal characterizing data will be transmitted from this point to the surface.

4. The method according to claim 3, characterized in that the sensor ( 66 ) in a cavity ( 76 ) in a Lagerge housing ( 30 ) is arranged adjacent to the drill tip ( 22 ).

5. The method according to claim 3 or 4, characterized records that this is the recorded borehole parameters or a Change of this parameter with the time characterizing sig nal is transmitted acoustically.

6. The method according to claim 3, 4 or 5, characterized records that the data representing this signal in the Form of mud pulses from the spot to the surface be transmitted.

7. Device for emitting signals within a borehole during drilling using a drill string ( 12 ) with a drill tip ( 22 ) at one end and a drill motor arranged in the borehole ( 24 ) within the drill string for rotating the drill tip, with a sensor ( 66 ) for arrangement in a part of the drill string for the detection of a borehole parameter, a first signal transmitter ( 62 ) for arrangement in this part of the drill string for receiving an input signal from the sensor ( 66 ), which detects the detected borehole parameter or a change in the parameter reproduces with time, and for the transmission of a signal representing this input signal, characterized in that the sensor ( 66 ) is arranged in the part of the drill string which contains the drill tip ( 22 ), the drill motor ( 24 ) and any components between the drill tip ( 22 ) and the drill motor ( 24 ) comprises that a provided in the borehole receiver ( 70 ) in e in a section of the drill string on the opposite axial side of the drill motor ( 24 ) relative to the drill tip ( 22 ) is arranged to receive the signal transmitted by the first signal transmitter ( 62 ), and that a second signal transmitter ( 74 ) in this section of the drill string arranged to receive an input signal from the receiver ( 70 ) representing the signal and to transmit the input signal to the surface.

8. The device according to claim 7, characterized in that the first signal generator is a sound generator ( 62 ) and the second signal generator is a mud pulse generator ( 74 ).

9. Device according to claim 7 or 8, characterized in that a further sensor (67) is arranged for detecting a further downhole parameter in the neighborhood of the two-th signal transmitter (74) and that the second signal transmitter (74) transmits data to the surface, which reproduce the output signals from both sensors ( 66 , 67 ).

10. drill tip or drill tip bearing unit, which is arranged during drilling at one end of a drill string ( 12 ), the unit having a housing ( 30 ), characterized in that a sensor ( 66 ) inside half of a sealed cavity ( 76 ) in Housing is seen in front to detect a downhole parameter, and that in the cavity ( 76 ) further a signal transmitter ( 62 ) is arranged, which receives an input signal from the sensor ( 66 ), the he recorded downhole parameter or a change in the parameter over time reproduces, and which transmits a signal reproducing this input signal.

11. Unit according to claim 10, characterized in that the signal generator ( 62 ) comprises a magnetostrictive element and a device ( 110 , 111 ) for applying a magnetic field to the element in dependence on the input signal to generate an acoustic signal by magnetostriction of the element that reproduces the input signal.