EA002063B1 - Каротажная система, спускаемая в колонну бурильных труб и способ бурения скважины с проведением в ней исследований с использованием такой системы - Google Patents
Каротажная система, спускаемая в колонну бурильных труб и способ бурения скважины с проведением в ней исследований с использованием такой системы Download PDFInfo
- Publication number
- EA002063B1 EA002063B1 EA200100375A EA200100375A EA002063B1 EA 002063 B1 EA002063 B1 EA 002063B1 EA 200100375 A EA200100375 A EA 200100375A EA 200100375 A EA200100375 A EA 200100375A EA 002063 B1 EA002063 B1 EA 002063B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- string
- drill
- closure element
- channel
- drill string
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 77
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 7
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- LPXQRXLUHJKZIE-UHFFFAOYSA-N 8-azaguanine Chemical compound NC1=NC(O)=C2NN=NC2=N1 LPXQRXLUHJKZIE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 210000000078 claw Anatomy 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000012487 rinsing solution Substances 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/62—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring And Recording Apparatus For Diagnosis (AREA)
Abstract
Предлагается система для бурения ствола скважины в земной формации с проведением исследований в скважине. Система содержит скважинный зонд (40) и колонну (1) бурильных труб, имеющую продольный канал (7), и снабжена отверстием (16), обеспечивающим гидравлическую связь между каналом (7) и наружным по отношению к колонне бурильных труб пространством. Канал (7) вместе с отверстием (16) расположены таким образом, что скважинный зонд (40) при спуске по каналу (7) может сквозь отверстие (16) выходить наружу, занимая соответствующее положение вне колонны (1) бурильных труб. Кроме того, система содержит съемный перекрывающий элемент - деталь (18) для избирательного перекрывания отверстия (16) при этом скважинный зонд (40) оборудован соединительным средством, обеспечивающим возможность избирательного подсоединения зонда (40) к перекрывающему элементу.
Description
Настоящее изобретение относится к системе, предназначенной для бурения ствола скважины в земной формации и проведения измерений в скважине. Кроме того, настоящее изобретение относится также к колонне бурильных труб, предназначенной для использования совместно с такой системой, к скважинному зонду, применяемому при проведении измерений в скважине и предназначенному для использования совместно с такой системой, и к способу бурения ствола скважины в земной формации и каротажа скважины с применением такой системы.
В патенте И8Л 5589825 раскрывается система, при помощи которой опускают скважинный зонд по продольному каналу колонны бурильных труб, предназначенному для подачи промывочного раствора при бурении, до тех пор, пока скважинный зонд не опустится в положение, в котором он будет находиться напротив окон в стенке колонны бурильных труб. Подаваемые при проведении каротажа сигналы скважинного зонда проникают через эти окна в окружающую породу. Однако при проведении геофизических исследований с помощью известной системы может быть получена довольно ограниченная информация из-за малого размера указанных окон. Кроме того, при применении этой системы требуется обеспечить высокую точность расположения скважинного зонда относительно этих окон.
В описании к патенту И8Л 3 112 442 раскрывается система, при помощи которой опускают скважинный зонд по каналу колонны бурильных труб, предназначенному для подачи промывочного раствора при бурении, до тех пор, пока все электроды зонда не пройдут сквозь сопла буровой коронки, через которые выходит промывочный раствор при бурении, и не окажутся в пространстве под буровой коронкой. Однако электроды имеют довольно ограниченный размер и соответственно ограниченную мощность генерации и приема сигналов, подаваемых при проведении каротажа. Кроме того, беспрепятственному прохождению электродов может помешать форма и направление сопел.
Целью настоящего изобретения является создание системы, предназначенной для бурения ствола скважины в земной формации, в которой устранены недостатки известных систем, которая обладает высокой прочностью и обеспечивает получение достаточно обширной информации, не препятствуя при этом выполнению буровых работ.
Другая цель настоящего изобретения заключается в создании колонны бурильных труб, предназначенной для использования совместно с системой, выполненной в соответствии с настоящим изобретением.
Следующей целью настоящего изобретения является создание скважинного зонда, предназначенного для использования его совме стно с системой, выполненной в соответствии с настоящим изобретением.
Ещё одной целью настоящего изобретения является создание способа бурения ствола скважины в земной формации и проведения измерений в скважине с применением системы, выполненной в соответствии с настоящим изобретением.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается система, предназначенная для бурения ствола скважины в земной формации и проведения каротажа скважины, причём указанная система содержит скважинный зонд и колонну бурильных труб, имеющую продольный канал, предназначенный для циркуляции по нему промывочного раствора при бурении, при этом колонна бурильных труб снабжена отверстием, обеспечивающим гидравлическую связь между указанным каналом и наружньм пространством по отношению к колонне бурильных труб, а канал вместе с отверстием расположены таким образом, чтобы скважинный зонд при его опускании проходил по каналу и сквозь отверстие выходил затем оттуда наружу, занимая соответствующее положение вне колонны бурильных труб. Предлагаемая система дополнительно содержит съёмный перекрывающий элемент, предназначенный для избирательного перекрывания отверстия, а скважинный зонд оборудован соответствующим соединительным средством, обеспечивающим возможность избирательного подсоединения скважинного зонда к перекрывающему элементу.
Осуществляя спуск скважинного зонда по каналу и подсоединяя зонд к перекрывающему элементу с использованием для этой цели соединительного средства, можно снять перекрывающий элемент с колонны бурильных труб и спустить ещё глубже в скважину скважинный зонд вместе с подсоединённым к нему перекрывающим элементом, который всё это время продолжает оставаться соединённым со скважинным зондом. Когда скважинный зонд выходит в пространство снаружи колонны бурильных труб в скважине могут быть проведены соответствующие измерения. Затем перекрывающий элемент может быть использован повторно при бурении ещё одного участка ствола скважины после завершения геофизических исследований. Кроме того, такой перекрывающий элемент не станет преградой, препятствующей выполнению каких-либо работ в стволе скважины после того, как будет снят с колонны бурильных труб.
Предпочтительно, чтобы колонна бурильных труб включала в свой состав буровую коронку, расположенную на нижнем конце колонны бурильных труб, и при этом отверстие было бы выполнено непосредственно в буровой коронке. В этом случае обеспечивается возможность выполнения перекрывающего элемента таким образом, чтобы он, образуя единое целое с буровой коронкой, тем не менее являлся бы всё же при этом также и съёмной деталью, но не оказывал бы в связи с этим какого-либо отрицательного влияния на эксплуатационные свойства буровой коронки, проявляемые ею при проведении буровых работ.
Соответственно, соединительное средство представляет собой вторичное соединительное средство, а перекрывающий элемент оборудован первичным соединительным средством, предназначенным для избирательного подсоединения перекрывающего элемента к колонне бурильных труб.
Предпочтительно, чтобы первичное соединительное средство представляло собой первичное замыкающее приспособление для фиксирования перекрывающего элемента относительно колонны бурильных труб.
В обеспечивающем соответствующие преимущества варианте осуществления настоящего изобретения соединительное средство представляет собой вторичное замыкающее приспособление для фиксирования скважинного зонда относительно перекрывающего элемента.
Предпочтительно, чтобы первичное и вторичное замыкающие приспособления были выполнены таким образом, чтобы отсоединение перекрывающего элемента от колонны бурильных труб происходило бы уже после того, как к перекрывающему элементу подсоединится скважинный зонд.
Для того, чтобы предотвратить проворачивание перекрывающего элемента относительно соответствующего элемента конструкции, в котором выполнено отверстие под перекрывающий элемент, во время проведения бурения, этот перекрывающий элемент и стенки отверстия, в которое входит этот элемент, выполнены таким образом, чтобы иметь взаимодействующие друг с другом контактные поверхности некруглой формы в плоскости, перпендикулярной продольной осевой линии колонны бурильных труб.
Способ, осуществляемый в соответствии с настоящим изобретением, предусматривает
- бурение участка ствола скважины при помощи включаемой в действие колонны бурильных труб, при этом отверстие в буровой коронке закрыто перекрывающим элементом;
- спуск скважинного зонда по каналу к перекрывающему элементу;
- подсоединение скважинного зонда к перекрывающему элементу;
- дальнейший спуск скважинного зонда вместе с подсоединённым к нему перекрывающим элементом еще глубже в скважину с выходом его при этом через отверстие наружу таким образом, чтобы он занял соответствующее положение вне колонны бурильных труб;
- включение в действие скважинного зонда с тем, чтобы получить соответствующие данные по окружающей породе земной коры.
Спуск скважинного зонда по каналу может производиться, например, посредством проталкивания его вниз на спускаемой проводной линии связи.
Предпочтительно, чтобы скважинный зонд действовал самостоятельно (независимо, т.е. посредством программного и силового управления) и был бы оборудован блоком автоматического, предварительно настраиваемого включения.
Сущность настоящего изобретения поясняется приведенным ниже подробным описанием примера осуществления настоящего изобретения, со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 изображает схематически продольный разрез первого варианта выполнения системы в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 2 - участок А на фиг. 1, увеличено;
фиг. 3 - схематически продольный разрез перекрывающего элемента и скважинного зонда, показанных на фиг. 1;
фиг. 4 - схематически продольный разрез второго варианта выполнения системы в соответствии с настоящим изобретением.
На прилагаемых чертежах одинаковые детали обозначены одними и теми же позициями.
На фиг. 1 показана бурильная колонна 1, предназначенная для бурения ствола скважины в земной формации, причём, колонна 1 имеет утяжелённую бурильную трубу 3, к которой подсоединена буровая коронка 5, снабжённая режущими элементами 6. Колонна 1 бурильных труб имеет продольный канал 7, предназначенный для циркуляции по нему промывочного раствора при бурении, при этом указанный канал 7 выходит в полость 9 для промывочного раствора, выполненную в буровой коронке 5. Предусматривается наличие сопел II, выполненных в буровой коронке 5 и предназначенных для нагнетания промывочного раствора при бурении из полости 9 в ствол скважины. Буровая коронка 5 имеет нижнюю стенку 14, в центре которой находится окно, выполненное в виде отверстия 16, которое закрыто перекрывающим элементом, в данном случае вставной деталью 18. При этом стенка отверстия 16 и вставная деталь 18 имеют каждая соответствующую контактную поверхность 17 по форме усечённого конуса, благодаря чему обеспечивается возможность удаления вставной детали 18 из отверстия 16 при перемещении её наружу. Вставная деталь 18 и буровая коронка 5 снабжены запирающим механизмом 20 для фиксации вставной детали 18 относительно буровой коронки 5, а также для фиксации скважинного зонда относительно вставной детали 18. При этом вставная деталь 18 выполнена таким образом, что с обратной своей стороны, обращённой внутрь полости 9 для промывочного раствора, имеет углубление
21, в которое входит своим концом вставляемый туда скважинный зонд.
На фиг. 2 показан более подробно участок А, обозначенный на фиг. 1. Запирающий механизм 20 включает в себя ряд запирающих устройств 22, размещенных с равномерными угловыми промежутками между ними по контактной поверхности 17. Каждое запирающее устройство 22 включает в себя радиальное отверстие 24, выполненное во вставной детали 18, и соответствующее ему радиальное отверстие 26, выполненное в буровой коронке 5, причём оба отверстия 24, 26 расположены таким образом, что оси их совпадают между собой, когда отверстие 16 перекрыто вставной деталью 18. Первый запирающий элемент 28 выступает из отверстия 24 на небольшое расстояние внутрь полости 9. Смещение первого запирающего элемента 28 в это положение осуществляется под воздействием на него первой спиральной пружины 30, которая другим своим концом упирается в кольцевой заплечик 32, предусмотренный в отверстии 24. Первый запирающий элемент 28 подсоединён к одному концу стержня 34, который проходит через кольцевой заплечик 32 и опирается другим своим концом на второй запирающий элемент 36. При этом второй запирающий элемент 36 частично находится в отверстии 24, а частично заходит в отверстие 26, смещаясь в это положение под воздействием второй спиральной пружины 38, установленной в отверстии 26 с той стороны второго запирающего элемента 36, которая противоположна относительно стержня 34.
Скважинный зонд 40, пройдя по каналу 7, заходит внутрь полости 9, при этом скважинный зонд оснащён комплектом приборов для проведения измерений (не показаны), блоком питания (не показан) и электронным блоком памяти (не показан). Наружный диаметр скважинного зонда 40 подбирается таким образом, чтобы обеспечить возможность прохождения его через отверстие 16. Скважинный зонд 40 имеет нижнюю концевую часть, выполненную в виде носка 42 зонда, который плотно входит в углубление 21 вставной детали 18, причём носок 42 зонда и стенка углубления 21 имеют соответствующие одна другой контактные поверхности усечённого конуса, обеспечивающие лёгкость введения носка 42 зонда в углубление 21. На носке 42 зонда предусмотрена кольцевая канавка 44, совпадающая с радиальными отверстиями 24, когда носок 42 зонда до конца вставлен в углубление 21. Глубина канавки 44 подбирается таким образом, чтобы в том положении, когда канавка 44 совпадает с отверстиями 24, первый запирающий элемент 28 смещался под воздействием пружины 30 до упора в стенку 46 на дне канавки 44, а второй запирающий элемент 36 входил полностью внутрь отверстия 26.
При нормальной работе системы, как показано на фиг. 1-3, в бурильную колонну включа ют для обеспечения бурения нового интервала ствола скважины (не показан). В течение всего времени, пока производится бурение, вставная деталь 18 перекрывает собой отверстие 16, удерживаясь в этом положении при помощи запирающих устройств 22, при этом каждый запирающий элемент 36 продолжает частично оставаться в отверстии 24, а частично входит в соответствующее ему отверстие 26. После того, как закончится бурение этого интервала, колонну 1 бурильных труб немного приподнимают, перемещая её при этом вверх на такое расстояние, которое позволяет скважинному зонду выйти из неё наружу и расположиться в пространстве, образовавшемся под буровой коронкой 5. Затем скважинный зонд спускают на линии связи по каналу 7 вниз таким образом, чтобы он, пройдя через полость 9, вошёл в углубление 21. После того, как носок 42 зонда войдёт до конца в углубление 21, каждый из первых запирающих элементов 28 будет уже зафиксирован в канавке 44. Как было указано выше, при фиксировании первого запирающего элемента 28 в канавке 44 происходит смещение второго запирающего элемента 36 таким образом, что он занимает положение, при котором он полностью располагается внутри отверстия 26. При этом происходит разъединение вставной детали 18 относительно буровой коронки 5. Скважинный зонд 40 вместе со вставной деталью 18, подсоединённой к носку 42 зонда, после этого опускают еще вниз так, чтобы он вышел через отверстие 16 наружу в пространство скважины, находящееся ниже буровой коронки 5. В этом положении скважинный зонд 40 зависает, поддерживаясь при помощи соответствующего подвесного средства, например, кольцевого заплечика, (не показано), предусмотренного на скважинном зонде 40, которым опирается на соответствующий кольцевой заплечик (не показан), предусмотренный в полости 9 буровой коронки 5. В альтернативном варианте, скважинный зонд может быть подвешен на проводной линии связи, тянущейся от поверхности земли, либо при помощи какого-нибудь иного, пригодного для использования с этой целью средства.
Вместе со скважинным зондом 40, находящимся в висячем положении, колонну бурильных труб поднимают вверх по стволу скважины таким образом, чтобы при этом обеспечить перемещение скважинного зонда в пределах всего вновь пробуренного участка ствола скважины с одновременным включением в действие каждого из скважинных приборов, имеющихся на зонде 40, что обеспечивает получение совокупности соответствующих данных, определяющих породную формацию земной коры в окрестности вновь пробуренного участка ствола скважины. Полученные данные хранятся в электронном блоке памяти.
Рассмотренная в приведенном выше описании процедура проведения измерений в сква жине может быть осуществлена также и в ходе очередного рейса бурильной колонны 1, когда осуществляется подъем колонны бурильных труб на поверхность земли, например, для того, чтобы установить новую буровую коронку. В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения, по завершении проведения очередного этапа исследований скважинный зонд 40 приподнимают немного вверх, убирая его обратно внутрь бурильной колонны 1 до тех пор, пока вставная часть 18 вновь не перекроет отверстие 16. При вхождении вставной части 18 внутрь отверстия 16 каждый из вторых запирающих элементов 36 фиксируется в соответствующем отверстии 24 вставной части 18 под воздействием второй пружины 38, благодаря чему обеспечивается запирание вставной части 18 в отверстии 16. Когда отверстие 16 перекрыто таким образом вставной частью 18, можно проводить бурение очередного участка ствола скважины, после чего вновь повторить рассмотренную в приведенном выше описании процедуру.
На фиг. 4 показан второй вариант выполнения системы в соответствии с настоящим изобретением. В этом варианте осуществления изобретения буровая коронка 60 расположена на нижнем конце колонны бурильных труб (не показана), имеющей продольный канал (не показан), предназначенный для циркуляции по нему промывочного раствора при бурении, при этом указанный канал выходит в полость 62 для промывочного раствора, выполненную в буровой коронке. Предусматривается наличие множества сопел 64, выполненных в буровой коронке и предназначенных для нагнетания промывочного раствора при бурении из полости 62 в ствол скважины, бурение которой ведётся. Буровая коронка 60 имеет нижнюю стенку 66, в центре которой предусмотрено окно, выполненное в виде отверстия 68, имеющего овальную форму, если смотреть на него в плоскости, перпендикулярной относительно продольной осевой линии колонны бурильных труб. Отверстие 68 расположено соосно продольному каналу колонны бурильных труб и закрыто перекрывающим элементом, выполненным в виде вставной детали 70. Наружная поверхность вставной детали 70 полностью соответствует по своей конфигурации нижней поверхности буровой коронки 60, благодаря чему эксплуатационные характеристики буровой коронки 60 со вставной деталью 70, находящейся в отверстии 68, эквивалентны аналогичным характеристикам обыкновенной буровой коронки. При этом стенка отверстия 68 и вставная деталь 70 имеют каждая соответствующие контактные поверхности 72, 72' по форме усечённого конуса, благодаря чему обеспечивается возможность удаления вставной детали 70 из отверстия 68 при перемещении её в наружном направлении. Кроме того, буровая коронка 60 имеет также выполненный в ней цилиндрический канал 73, обеспечивающий гидравлическую связь между отверстием 68 и полостью 62, причём канал 73 расположен соосно продольному каналу колонны бурильных труб.
Вставная деталь 70 подсоединяется к буровой коронке 60 при помощи первичного соединительного средства, которое включает в себя стойку 72, выполненную за одно целое со вставной деталью и выступающую внутрь полости 62. На стойке 72 вблизи от её верхнего конца предусмотрено кольцевое углубление 74. Имеется также цилиндрическая обойма 76, которая соединена со вставной деталью 70 при помощи резьбового соединения 78 и расположена концентрично стойке 72 таким образом, что остается кольцевое пространство 80 между обоймой 76 и стойкой 72. Предусматривается также наличие цилиндрической гильзы 82, которая входит в кольцевое пространство 80, причём эта гильза установлена с возможностью скольжения вдоль стойки 72 и стремится сместиться по направлению к полости 62 под воздействием пружины 84. В обойме 76 удерживаются четыре металлических запирающих шарика 86, которые входят каждый в своё из четырёх запирающих углублений 88, выполненных в стенке канала 73. На гильзе 82 предусмотрены четыре разъединяющих углублений 90, в которые входят запирающие шарики, когда гильза 82 смещена на достаточно большое расстояние с преодолением при этом усилия сопротивления пружины 84. Для большей ясности на чертеже показаны всего лишь только два запирающих шарика 86, два запирающих углубления 88 и два разъединяющих углубления 90.
Скважинный зонд 92, пройдя по продольному каналу колонны бурильных труб, заходит внутрь полости 62, при этом зонд оснащен комплектом скважинных приборов для проведения измерений (не показаны), блоком питания (не показан) и электронным блоком памяти (не показан). Наружный диаметр скважинного зонда 92 подбирают таким образом, чтобы обеспечить возможность его прохождения через канал 73 буровой коронки и отверстие 68. Указанный скважинный зонд выполнен с возможностью подсоединения его к вставной детали 70 при помощи вторичного замыкающего приспособления, которое включает в себя нижнюю часть 94. Нижняя часть 94 имеет нижний конец 94а и внутреннее пространство 95, диаметр входного отверстия в которое соответствует диаметру стойки 72, благодаря чему стойка 72 плотно входит во внутреннее пространство 95. Внутри нижней части 94 предусмотрены четыре запирающих захвата 96, из которых на чертеже показаны всего лишь только два, шарнирно закреплённые в нижней части 94 и стремящихся сместиться в радиальном направлении внутрь под воздействием пружины 98. Кроме того, во внутреннем пространстве 95 имеется также поса дочная поверхность 100, расположенная на таком расстоянии в продольном направлении от рабочих участков запирающих захватов 96, что посадочная поверхность 100 входит в контакт с наружным концом стойки 72 одновременно с вхождением рабочих участков запирающих захватов 96 в кольцевое углубление 74 стойки. Помимо этого, расстояние в продольном направлении между посадочной поверхностью 100 и нижним концом скважинного зонда 92 подобрано таким образом, что в тот момент, когда посадочная поверхность 100 приходит в контакт с наружным концом стойки 72, нижний конец 94а уже сместит гильзу 82 вниз в такое положение, в котором разъединяющие углубления 90 находятся напротив соответствующих запирающих шариков 86.
При нормальной работе системы колонну бурильных труб включают в действие для бурения нового очередного участка ствола скважины (не показан). В течение всего периода времени, пока производится бурение этого участка, гильза 82 занимает под воздействием пружины 84 такое положение, которое показано на фиг. 4, благодаря чему запирающие шарики 86 под воздействием гильзы 82 находятся в соответствующих им запирающих углублениях 88, выполненных в корпусе буровой коронки, в результате чего происходит фиксирование вставной детали 70 относительно буровой коронки 60.
После того, как будет завершено бурение этого участка ствола скважины, колонну бурильных труб немного приподнимают, перемещая её при этом вверх на такое расстояние относительно забоя ствола скважины, которое подбирается соответствующим образом, после чего спускают скважинный зонд 92 на линии связи вниз в скважину, пропуская его сквозь колонну бурильных труб так, чтобы он проник внутрь полости 62. Затем скважинный зонд 92 опускают ещё немного глубже вниз таким образом, чтобы стойка 72 проникла в пространство 95 и вошла в контакт с посадочной поверхностью 100, при этом нижний конец скважинного зонда 92 проталкивает гильзу 82 вниз, преодолевая при этом усилие сопротивления пружины 84, до тех пор, пока разъединяющие углубления 90 не окажутся расположенными прямо напротив соответствующих запирающих шариков 86. Находясь в этом положении, гильза 82 больше уже не будет воздействовать на запирающие шарики 86 таким образом, чтобы отжимать их внутрь запирающих углублений 88, в результате чего происходит разъединение вставной детали 70 относительно корпуса буровой коронки. Одновременно рабочие участки запирающих захватов 96 входят в зацепление с кольцевым углублением 74, выполненным в стойке 72, благодаря чему происходит фиксирование скважинного зонда 92 относительно вставной детали 70. После этого, скважинный зонд 92 вместе с вставной деталью, фиксированной относительно него, спускается ещё немного ниже так, чтобы выйти через канал 73 и отверстие 68 наружу, до тех пор, пока все скважинные приборы для проведения исследований, имеющиеся на зонде 92, не будут находиться ниже буровой коронки 60, и в этом положении скважинный зонд зависает, и включаются в действие имеющиеся на нем скважинные приборы для проведения исследований.
По завершении проведения очередного этапа исследований, скважинный зонд 92 приподнимают немного вверх до тех пор, пока вставная деталь 70 не войдет в контакт со стенкой отверстия 68. Затем скважинный зонд приподнимают ещё немного вверх, в результате чего происходит разъединение запирающих захватов 96 с кольцевым углублением 74, и гильза 82 получает при этом возможность скольжения вдоль стойки 72 по направлению к полости 62, перемещаясь под воздействием пружины 84. При этом гильза 82 оказывает воздействие на запирающие шарики 86, отжимая их внутрь соответствующих запирающих углублений 88, в результате чего происходит фиксирование вставной детали 70 относительно буровой коронки 60 и перекрывание отверстия 68.
Затем можно провести бурение ещё одного очередного участка ствола скважины, после чего провести в нём соответствующие исследования согласно способу, рассмотренному в приведенном выше описании, либо колонну бурильных труб можно извлечь из скважины, подняв на поверхность земли.
Спуск скважинного зонда в скважину с пропусканием его при этом сквозь колонну бурильных труб может производиться посредством нагнетания промывочного раствора, воздействующего на зонд сверху вниз, на проводной линии связи, либо сочетая спуск на линии связи с воздействием давления, воздействующего на зонд сверху вниз. Движение вверх скважинного зонда колоннообразного типа при его подъеме из скважины может осуществляться при помощи проводной линии связи, посредством обратного давления,т.е. посредством нагнетания жидкости в кольцевое затрубное пространство, образующееся между колонной бурильных труб и стенкой ствола скважины, или в кольцевое межтрубное пространство, образующееся между колонной бурильных труб и колонной обсадных труб, откуда жидкость поступает в колонну бурильных труб, но уже в обратном направлении, либо сочетая оба эти способа друг с другом.
Данные, получаемые при проведении исследований в скважине и сохраняемые в электронном блоке памяти, могут быть извлечены из памяти после того, как соответствующий скважинный прибор для проведения геофизических исследований будет поднят из скважины по колонне бурильных труб на поверхность земли, либо после того, как колонна бурильных труб вместе с находящимся в ней скважинным зондом будет извлечена из скважины на поверхность земли, либо посредством передачи этих данных от электронного блока памяти на поверхность земли с применением приемлемых для использования с этой целью средств передачи сигналов.
Claims (12)
1. Система бурения ствола скважины в земной формации и проведения каротажа скважины, содержащая измерительный скважинный зонд и колонну бурильных труб, имеющую продольный канал, предназначенный для циркуляции по нему промывочного раствора при бурении, снабженную отверстием, обеспечивающим гидравлическую связь между каналом и наружным пространством по отношению к колонне бурильных труб, канал вместе с отверстием расположены таким образом, что скважинный зонд при спуске может проходить по каналу и через отверстие выходить наружу относительно колонны бурильных труб, при этом система дополнительно содержит съемный перекрывающий элемент, предназначенный для избирательного перекрывания отверстия, а скважинный зонд оборудован соединительным средством, обеспечивающим возможность избирательного подсоединения скважинного зонда к перекрывающему элементу.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что соединительное средство представляет собой вторичное соединительное средство, а перекрывающий элемент оборудован первичным соединительным средством, предназначенным для избирательного подсоединения перекрывающего элемента к колонне бурильных труб.
3. Система по п.2, отличающаяся тем, что первичное соединительное средство представляет собой первичное запирающее устройство для фиксации перекрывающего элемента относительно колонны бурильных труб.
4. Система по любому одному из пп.1-3, отличающаяся тем, что включает в себя вторичное запирающее устройство для фиксации скважинного зонда относительно перекрывающего элемента, причем вторичное запирающее устройство включает в себя соединительное средство.
5. Система по п.4 в сочетании с п.3, отличающаяся тем, что первичное и вторичное запирающие устройства выполнены с возможностью отсоединения перекрывающего элемента от колонны бурильных труб после того, как к пере крывающему элементу подсоединится скважинный зонд.
6. Система по любому одному из пп.1-5, отличающаяся тем, что колонна бурильных труб включает в себя буровую коронку, расположенную на нижнем конце колонны бурильных труб, при этом отверстие выполнено непосредственно в буровой коронке.
7. Система по п.6, отличающаяся тем, что отверстие выполнено в виде окна, расположенного в центре нижней стенки буровой коронки с обеспечением гидравлической связи между каналом и пространством в стволе скважины, ниже буровой коронки.
8. Система по одному из пп.1-7, отличающаяся тем, что перекрывающий элемент выполнен с обеспечением возможности удаления его из отверстия при перемещении перекрывающего элемента в наружном направлении относительно колонны бурильных труб.
9. Система по одному из пп.1-8, отличающаяся тем, что перекрывающий элемент и стенки отверстия, в которое входит этот элемент, выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом контактных поверхностей некруглой формы в плоскости, перпендикулярной продольной осевой линии колонны бурильных труб.
10. Способ бурения ствола скважины в породной формации земной коры и проведения исследований в скважине, осуществляемый с применением системы по одному из пп.1-9, причём способ предусматривает
- бурение участка ствола скважины при помощи включения в действие колонны бурильных труб, при этом отверстие в буровой коронке закрыто перекрывающим элементом;
- спуск скважинного зонда по каналу к перекрывающему элементу;
- подсоединение скважинного зонда к перекрывающему элементу;
дальнейший спуск скважинного зонда вместе с подсоединённым к нему перекрывающим элементом глубже в скважину с выходом его через отверстие наружу относительно колонны бурильных труб;
- включение в действие скважинного зонда с получением соответствующих данных по окружающей земной формации.
11. Система, по существу, в соответствии с приведенным здесь выше описанием со ссылками на прилагаемые чертежи.
12. Способ, по существу, в соответствии с приведенным здесь выше описанием со ссылками на прилагаемые чертежи.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP98117831 | 1998-09-21 | ||
| PCT/EP1999/006999 WO2000017488A1 (en) | 1998-09-21 | 1999-09-20 | Through-drill string conveyed logging system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200100375A1 EA200100375A1 (ru) | 2001-08-27 |
| EA002063B1 true EA002063B1 (ru) | 2001-12-24 |
Family
ID=8232662
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200100375A EA002063B1 (ru) | 1998-09-21 | 1999-09-20 | Каротажная система, спускаемая в колонну бурильных труб и способ бурения скважины с проведением в ней исследований с использованием такой системы |
Country Status (19)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6269891B1 (ru) |
| EP (1) | EP1115961B1 (ru) |
| JP (1) | JP2002525464A (ru) |
| CN (1) | CN1120285C (ru) |
| AR (1) | AR020470A1 (ru) |
| AU (1) | AU751559B2 (ru) |
| BR (1) | BR9913977A (ru) |
| CA (1) | CA2343947C (ru) |
| CO (1) | CO5050418A1 (ru) |
| DE (1) | DE69913361T2 (ru) |
| EA (1) | EA002063B1 (ru) |
| EG (1) | EG22060A (ru) |
| GC (1) | GC0000021A (ru) |
| ID (1) | ID28448A (ru) |
| MY (1) | MY130256A (ru) |
| NO (1) | NO319786B1 (ru) |
| OA (1) | OA11785A (ru) |
| TR (1) | TR200100831T2 (ru) |
| WO (1) | WO2000017488A1 (ru) |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6702041B2 (en) * | 2000-02-28 | 2004-03-09 | Shell Oil Company | Combined logging and drilling system |
| WO2002073003A1 (en) | 2001-03-09 | 2002-09-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Logging system for use in a wellbore |
| DE60203295T2 (de) * | 2001-07-06 | 2005-08-11 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Bohrmeissel zum bohren von bohrlöchern |
| AR034780A1 (es) * | 2001-07-16 | 2004-03-17 | Shell Int Research | Montaje de broca giratoria y metodo para perforacion direccional |
| GB2395735B (en) | 2001-07-23 | 2005-03-09 | Shell Int Research | Injecting a fluid into a borehole ahead of the bit |
| US6843117B2 (en) * | 2002-08-15 | 2005-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining downhole pressures during a drilling operation |
| US7062959B2 (en) * | 2002-08-15 | 2006-06-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining downhole pressures during a drilling operation |
| BR0316278B1 (pt) * | 2002-11-15 | 2013-04-02 | mÉtodo para perfurar um furo de sondagem, sistema adequado para perfurar de maneira direcional um furo de sondagem, conjunto de fundo de furo, e, motor de suspensço. | |
| CN100347398C (zh) * | 2003-01-15 | 2007-11-07 | 国际壳牌研究有限公司 | 钻井钻头组件和井管柱组件 |
| US7296639B2 (en) | 2003-01-15 | 2007-11-20 | Shell Oil Company | Wellstring assembly |
| RU2335630C2 (ru) | 2003-04-24 | 2008-10-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Скважинная колонна в сборе |
| EP1941303A2 (en) * | 2005-10-28 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Logging system, method of logging an earth formation and method of producing a hydrocarbon fluid |
| US8022838B2 (en) | 2005-10-28 | 2011-09-20 | Thrubit B.V. | Logging system, method of logging an earth formation and method of producing a hydrocarbon fluid |
| CN101454537B (zh) * | 2006-03-24 | 2013-02-06 | 施拉姆伯格技术公司 | 具有测井器件的钻头组件 |
| CA2833943C (en) * | 2006-08-21 | 2015-07-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Releasing and recovering tool |
| US8443915B2 (en) * | 2006-09-14 | 2013-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Through drillstring logging systems and methods |
| US7748466B2 (en) * | 2006-09-14 | 2010-07-06 | Thrubit B.V. | Coiled tubing wellbore drilling and surveying using a through the drill bit apparatus |
| US8016053B2 (en) * | 2007-01-19 | 2011-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill bit configurations for parked-bit or through-the-bit-logging |
| US7661475B2 (en) * | 2007-02-27 | 2010-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Drill pipe conveyance system for slim logging tool |
| EP2132400B1 (en) * | 2007-04-12 | 2010-10-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Drill bit assembly and method of performing an operation in a wellbore |
| US7913768B2 (en) * | 2007-04-13 | 2011-03-29 | Welltec A/S | Release device |
| US8264532B2 (en) * | 2007-08-09 | 2012-09-11 | Thrubit B.V. | Through-mill wellbore optical inspection and remediation apparatus and methodology |
| US20090107725A1 (en) * | 2007-10-30 | 2009-04-30 | Christy Thomas M | System and method for logging soil properties in a borehole |
| US8316703B2 (en) * | 2008-04-25 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Flexible coupling for well logging instruments |
| US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
| CA2739664C (en) * | 2008-06-02 | 2014-12-16 | Thrubit B.V. | Drill bit and method for inserting, expanding, collapsing, and retrieving drill bit |
| US8646548B2 (en) * | 2008-09-05 | 2014-02-11 | Thrubit, Llc | Apparatus and system to allow tool passage ahead of a bit |
| US7841400B2 (en) * | 2008-09-05 | 2010-11-30 | Thrubit B.V. | Apparatus and system to allow tool passage ahead of a bit |
| GB2464481B (en) * | 2008-10-16 | 2011-11-02 | Dynamic Dinosaurs Bv | Method for installing sensors in a borehole |
| US8689867B2 (en) * | 2009-08-19 | 2014-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for pipe-conveyed well logging |
| US9464489B2 (en) | 2009-08-19 | 2016-10-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for pipe-conveyed well logging |
| WO2011037591A1 (en) * | 2009-09-28 | 2011-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pipe conveyed extendable well logging tool with protector |
| NL2004110C2 (nl) * | 2010-01-19 | 2011-07-20 | Sonicsampdrill B V | Boorinrichting. |
| US20130025358A1 (en) * | 2011-07-26 | 2013-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Deployment Mechanism for Well Logging Devices |
| WO2013133860A2 (en) | 2012-03-09 | 2013-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and assembly for conveying well logging tools |
| US20150337643A1 (en) * | 2012-06-22 | 2015-11-26 | Nautilus Minerals Pacific Pty Ltd | An apparatus, system and method for actuating downhole tools in subsea drilling applications |
| MX360546B (es) | 2012-12-26 | 2018-10-26 | Halliburton Energy Services Inc | Método y ensamble para determinar aterrizaje de herramientas de registro en un sondeo. |
| CA2907097A1 (en) | 2013-04-19 | 2014-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow during landing of logging tools in bottom hole assembly |
| WO2015073007A1 (en) | 2013-11-14 | 2015-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for ranging to a nearby well from ahead of a drill bit |
| US9382792B2 (en) * | 2014-04-29 | 2016-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing downhole tool |
| CN106194153B (zh) * | 2015-05-06 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 过钻具测井方法及系统 |
| CN107386983B (zh) * | 2017-09-12 | 2024-01-16 | 夏建勋 | 牙轮钻头 |
| US10934783B2 (en) | 2018-10-03 | 2021-03-02 | Saudi Arabian Oil Company | Drill bit valve |
| US11624246B2 (en) | 2020-07-20 | 2023-04-11 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Pass-through tapered nose tool |
| DE102020130462B4 (de) | 2020-11-18 | 2023-11-16 | Georg Swiderek | Verwendung eines Imlochhammers und einer Imlochhammervorrichtung |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2179010A (en) | 1938-06-17 | 1939-11-07 | Martha H Wright | Well bit |
| US2284580A (en) | 1940-02-28 | 1942-05-26 | Archer W Kammerer | Well drilling bit |
| US3052838A (en) | 1957-09-23 | 1962-09-04 | Sun Oil Co | Bore hole logging apparatus |
| US3112442A (en) | 1960-02-19 | 1963-11-26 | Sun Oil Co | Bore hole logging apparatus having separate landing member means to position a recording instrument casing above a drill bit |
| US3429387A (en) | 1967-03-06 | 1969-02-25 | Cicero C Brown | Pump out drill bit |
| US3700049A (en) | 1970-10-02 | 1972-10-24 | Inst Francais Du Petrole | Device for connecting a drill bit to a drill string provided with a penetrometer |
| US5244050A (en) | 1992-04-06 | 1993-09-14 | Rock Bit International, Inc. | Rock bit with offset tool port |
| CA2127476C (en) | 1994-07-06 | 1999-12-07 | Daniel G. Pomerleau | Logging or measurement while tripping |
-
1999
- 1999-09-09 US US09/392,520 patent/US6269891B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-09-16 EG EG116399A patent/EG22060A/xx active
- 1999-09-17 AR ARP990104674A patent/AR020470A1/es not_active Application Discontinuation
- 1999-09-17 CO CO99059216A patent/CO5050418A1/es unknown
- 1999-09-17 MY MYPI99004039A patent/MY130256A/en unknown
- 1999-09-19 GC GCP1999290 patent/GC0000021A/xx active
- 1999-09-20 CN CN99811188A patent/CN1120285C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1999-09-20 BR BR9913977-4A patent/BR9913977A/pt active Search and Examination
- 1999-09-20 JP JP2000571111A patent/JP2002525464A/ja active Pending
- 1999-09-20 EP EP99948816A patent/EP1115961B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-09-20 AU AU61943/99A patent/AU751559B2/en not_active Ceased
- 1999-09-20 WO PCT/EP1999/006999 patent/WO2000017488A1/en active IP Right Grant
- 1999-09-20 TR TR2001/00831T patent/TR200100831T2/xx unknown
- 1999-09-20 OA OA1200100071A patent/OA11785A/en unknown
- 1999-09-20 EA EA200100375A patent/EA002063B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-09-20 DE DE69913361T patent/DE69913361T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-09-20 ID IDW20010639A patent/ID28448A/id unknown
- 1999-09-20 CA CA002343947A patent/CA2343947C/en not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-03-20 NO NO20011407A patent/NO319786B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1319158A (zh) | 2001-10-24 |
| JP2002525464A (ja) | 2002-08-13 |
| DE69913361D1 (de) | 2004-01-15 |
| CA2343947C (en) | 2008-01-15 |
| EA200100375A1 (ru) | 2001-08-27 |
| US6269891B1 (en) | 2001-08-07 |
| NO20011407L (no) | 2001-03-20 |
| WO2000017488A1 (en) | 2000-03-30 |
| DE69913361T2 (de) | 2004-05-27 |
| BR9913977A (pt) | 2001-06-19 |
| CA2343947A1 (en) | 2000-03-30 |
| ID28448A (id) | 2001-05-24 |
| NO319786B1 (no) | 2005-09-12 |
| CO5050418A1 (es) | 2001-06-27 |
| AU6194399A (en) | 2000-04-10 |
| EG22060A (en) | 2002-06-30 |
| GC0000021A (en) | 2002-10-30 |
| MY130256A (en) | 2007-06-29 |
| AU751559B2 (en) | 2002-08-22 |
| OA11785A (en) | 2005-07-26 |
| EP1115961B1 (en) | 2003-12-03 |
| CN1120285C (zh) | 2003-09-03 |
| EP1115961A1 (en) | 2001-07-18 |
| AR020470A1 (es) | 2002-05-15 |
| NO20011407D0 (no) | 2001-03-20 |
| TR200100831T2 (tr) | 2001-08-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA002063B1 (ru) | Каротажная система, спускаемая в колонну бурильных труб и способ бурения скважины с проведением в ней исследований с использованием такой системы | |
| EP0913554B1 (en) | Method and apparatus for cementing a well | |
| CA1256017A (en) | Method and apparatus for displacing logging tools in deviated wells | |
| US8022838B2 (en) | Logging system, method of logging an earth formation and method of producing a hydrocarbon fluid | |
| AU2004218736B8 (en) | Downhole sampling apparatus and method for using same | |
| RU2649711C1 (ru) | Дефлектор заканчивания для интеллектуального заканчивания скважины | |
| US7134493B2 (en) | Logging system for use in a wellbore | |
| CA2502591C (en) | Apparatus and methods for installing instrumentation line in a wellbore | |
| US20080173481A1 (en) | Drill bit configurations for parked-bit or through-the-bit-logging | |
| EA200500832A1 (ru) | Бурение скважины | |
| RU2003793C1 (ru) | Способ получени свободных от загр знени проб воды при проходке скважин бурением и устройство дл его осуществлени | |
| US4588243A (en) | Downhole self-aligning latch subassembly | |
| CA2399132C (en) | Combined logging and drilling system | |
| US5553677A (en) | Survey process for cable core borings and device for implementing it | |
| WO2020034354A1 (zh) | 割芯装置 | |
| EA003565B1 (ru) | Каротажная система для ствола буровой скважины | |
| RU2068482C1 (ru) | Устройство для бурения и заканчивания многозабойной скважины | |
| CA2634142C (en) | Logging system, method of logging an earth formation and method of producing a hydrocarbon fluid | |
| RU2013532C1 (ru) | Переходник для пропуска геофизического кабеля из затрубного пространства внутрь бурильной колонны | |
| RU2278234C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| SU909109A1 (ru) | Устройство дл вскрыти продуктивного пласта | |
| RU2054538C1 (ru) | Устройство для проведения геофизических исследований в горизонтальных скважинах | |
| MXPA01002863A (en) | Through-drill string conveyed logging system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ |
|
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |