EA029705B1 - Центратор для скважинных зондов - Google Patents
Центратор для скважинных зондов Download PDFInfo
- Publication number
- EA029705B1 EA029705B1 EA201590904A EA201590904A EA029705B1 EA 029705 B1 EA029705 B1 EA 029705B1 EA 201590904 A EA201590904 A EA 201590904A EA 201590904 A EA201590904 A EA 201590904A EA 029705 B1 EA029705 B1 EA 029705B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- centralizer
- downhole
- probe
- wall
- block
- Prior art date
Links
- 239000000523 sample Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 65
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 31
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 19
- 241000239290 Araneae Species 0.000 claims description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 11
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 claims description 9
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 claims description 6
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims description 6
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 claims description 6
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 claims description 6
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 6
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 4
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 4
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims description 2
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000012777 electrically insulating material Substances 0.000 claims 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims 2
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 claims 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 8
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 6
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 5
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 3
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 2
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000007665 sagging Methods 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- DMFGNRRURHSENX-UHFFFAOYSA-N beryllium copper Chemical compound [Be].[Cu] DMFGNRRURHSENX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000012217 deletion Methods 0.000 description 1
- 230000037430 deletion Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 230000006355 external stress Effects 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000001746 injection moulding Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 230000036316 preload Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
- E21B47/017—Protecting measuring instruments
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/16—Drill collars
-
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (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)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Блок для применения в подземном бурении содержит скважинный зонд, поддерживаемый центратором. Центратор содержит трубчатый элемент, который проходит вокруг скважинного зонда. Стенка центратора снабжена канавками для обеспечения точек внутреннего контакта, которые поддерживают скважинный зонд, и точек внешнего контакта, которые упираются в стенку ствола секции бурильной колонны. Скважинный зонд может быть поддержан, по существу, по всей его длине.
Description
Изобретение относится к подземному бурению, более конкретно к системам для поддержки скважинной электроники. Варианты осуществления относятся к буровым скважинам для извлечения углеводородов.
Предпосылки изобретения
Извлечение углеводородов из подземных областей основано на процессе бурения стволов скважин.
Стволы скважины создают с помощью расположенного на поверхности бурового оборудования, которое приводит в действие бурильную колонну, которая в конечном итоге проходит от поверхностного оборудования в породу или интересующую подземную область. Бурильная колонна может проходить на тысячи футов или метров под поверхностью. Нижний конец бурильной колонны содержит буровое долото для бурения (или удлинения) ствола скважины. Буровую жидкость, обычно в форме бурового раствора, обычно закачивают через бурильную колонну. Буровая жидкость охлаждает и смазывает буровое долото, а также выносит выбуренную породу обратно на поверхность. Буровая жидкость также может быть использована, чтобы помогать контролировать забойное давление для сдерживания наплыва углеводородов из породы в ствол скважины и потенциального выброса из скважины на поверхность.
Забойный блок (ВНА) - это название, данное оборудованию на нижнем конце бурильной колонны. В дополнение к буровому долоту ВНА может содержать такие элементы, как устройство для управления направлением бурения (например, управляемый забойный гидравлический двигатель или роторная управляемая система); датчики для измерения свойств окружающих геологических пород (например, датчики для применения при каротаже); датчики для измерения забойных условий по мере выполнения бурения; одна или несколько систем для телеметрии данных на поверхность; стабилизаторы; утяжеленные бурильные трубы; пульсаторы и т.п. ВНА обычно продвигают в ствол скважины колонной из металлической трубы (буровой трубой).
Современные бурильные системы могут содержать любую из широкого ряда электронных систем в ВНА или в других участках скважины. Такая электроника может включать датчики для сбора данных различных видов, управляющие устройства для скважинного оборудования, системы обработки сигналов, системы телеметрии данных и т.п. Вспомогательная и защитная скважинная электроника является важной, поскольку скважинный электронный модуль может подвергаться воздействию высоких давлений (20000 фунтов на квадратный дюйм или выше в некоторых случаях), наряду с сильными толчками и вибрациями.
Имеются ссылки, которые описывают различные центраторы, которые могут быть использованы для поддержки скважинного электронного модуля по центру ствола в бурильной колонне. Далее представлен список некоторых таких ссылок: υδ 2007/0235224; υδ 2005/0217898; υδ 6429653; υδ 3323327; И8 4571215; υδ 4684946; υδ 4938299; υδ 5236048; υδ 5247990; υδ 5474132; υδ 5520246; υδ 6429653; υδ 6446736; υδ 6750783; υδ 7151466; υδ 7243028; υδ 2009/0023502; \\'Θ 2006/083764; \\'Θ 2008/116077; \\Ό 2012/045698 и \\Ό 2012/082748.
В документе υδ 5520246, выданном 28 мая 1996 г., описано устройство для защиты контрольноизмерительного оборудования, расположенного в бурильной колонне. Устройство содержит несколько эластомерных прокладок, разнесенных относительно продольной оси и выступающих в направлениях, проходящих радиально к оси. Прокладки закреплены крепежными элементами.
В документе υδ 2005/0217898, опубликованном 6 октября 2005 г., описана утяжеленная бурильная труба для гашения забойной вибрации в области размещения инструмента бурильной колонны. Бурильная труба имеет полый цилиндрический рукав, имеющий продольную ось и внутреннюю поверхность, обращенную к продольной оси. Множество продолговатых ребер установлены на внутренней поверхности и проходят параллельно продольной оси.
Телеметрическая информация может быть бесценной для эффективных буровых работ. Например, телеметрическая информация может быть использована персоналом буровой установки для принятия решения об управлении и направлении бурового долота с целью оптимизации скорости бурения и траектории на основании множества факторов, включая допустимые границы, места расположения существующих скважин, свойств пород, размера и места расположения углеводородов и т.п. Персонал может совершать умышленные отклонения от запланированного пути при необходимости на основании информации, собранной у скважинных датчиков и переданной на поверхность путем телеметрии во время процесса бурения. Способность получать и передавать надежные данные из участков скважины обеспечивает относительно более экономичное и более эффективное проведение бурильных работ.
Для передачи информации из участка в буровой скважине на поверхность используют различные способы. Они включают передачу информации путем генерирования вибраций в жидкости в буровой
- 1 029705
скважине (например, акустическая телеметрия или гидроимпульсная телеметрия) и передачу информации с помощью электромагнитных сигналов, которые распространяются, по меньшей мере, частично через землю (ЭМ телеметрия). Другие телеметрические системы для передачи данных на поверхность применяют буровую трубу с проводным соединением, оптоволоконный кабель или акустическую телеметрию утяжеленной бурильной трубы.
Обычное устройство для электромагнитной телеметрии использует части бурильной колонны как антенну. Бурильная колонна может быть разделена на две проводящие секции путем включения изолирующей вставки или соединителя (промежуточной прокладки) в бурильной колонне. Промежуточную прокладку, как правило, размещают на верхней части забойного блока, так что металлическая бурильная труба в бурильной колонне над ВНА служит в качестве одного антенного элемента, а металлические секции в ВНА служат в качестве другого антенного элемента. Сигналы электромагнитной телеметрии затем могут быть переданы путем подачи электрических сигналов между двумя антенными элементами. Сигналы обычно содержат сигналы переменного тока очень низкой частоты, поданные таким образом, что обеспечивается кодирование информации для передачи на поверхность. Электромагнитные сигналы могут быть обнаружены на поверхности, например, путем измерения разностей электрических потенциалов между бурильной колонной или металлической обсадной трубой, которая проходит в землю, и одним или несколькими заземляющими стержнями. Недостатком ЭМ телеметрии является то, что генерируемые сигналы существенно слабнут по мере прохождения к поверхности. Кроме того, электроэнергия, доступная для генерирования ЭМ сигналов, может быть обеспечена батареями или другим источником питания, который имеет ограниченную емкость. Следовательно, необходимо предусмотреть систему, в которой ЭМ сигналы генерируются эффективно.
Конструкция промежуточной прокладки является важным фактором системы ЭМ телеметрии. Промежуточная прокладка должна обеспечивать электрическую изоляцию между двумя частями бурильной колонны, а также выдерживать чрезвычайную механическую нагрузку, создаваемую во время бурения, и высокие перепады давления, которые возникают между центром и внешней частью бурильной трубы. Компоненты бурильной колонны обычно изготавливают из высокопрочных гибких металлических сплавов, чтобы выдерживать нагрузку без повреждения. Большинство электроизоляционных материалов, подходящих для электрической изоляции различных частей промежуточной прокладки, являются менее прочными, чем металлы (например, каучук, пластмасса, эпоксидная смола), или достаточно ломкими (керамические материалы). Это делает сложным проектирование промежуточной прокладки, которая как приспособлена для обеспечения эффективной передачи сигналов ЭМ телеметрии, так и обладает механическими свойствами, требующимися для соединения в бурильной колонне.
Сохраняется потребность в способах поддержки электронных систем в участках скважины так, чтобы обеспечивать, по меньшей мере, некоторую защиту против механических ударов и вибраций и других условий в скважине.
Сущность изобретения
Изобретение обладает рядом особенностей. Одна особенность предусматривает центраторы для скважинных зондов, которые могут быть использованы, например, в подземном бурении. Такие центраторы могут иметь признаки или сочетания признаков, как описано в данном документе. Другие особенности изобретения предусматривают скважинные устройство и системы, которые включают центраторы и связанные способы.
Одна иллюстративная особенность изобретения предусматривает центратор, применяемый для подземного бурения. Центратор содержит продолговатый трубчатый элемент, имеющий стенку, образованную для обеспечения поперечного сечения, которое предоставляет первые выпуклые снаружи и вогнутые внутри выступы. Первые выступы предназначены для контакта со стенкой ствола в секции бурильной колонны во множестве точек, разнесенных по окружности стенки ствола. Центратор также содержит множество выступающих внутрь частей. Каждая из множества выступающих внутрь частей расположена между двумя смежными частями из множества первых выступов.
Различные варианты осуществления могут предусматривать различное число первых выступов. Иллюстративные варианты осуществления имеют от 2 до 8 первых выступов. Первые выступы могут проходить вдоль центратора для обеспечения продольных кромок. Кромки могут быть прямыми, но в альтернативном варианте могут быть образованы так, чтобы спирально изгибаться вокруг продольной оси центратора.
В родственном варианте осуществления центратора выступающие внутрь части содержат выступающие внутрь выступы, которые являются выгнутыми внутрь и вогнутыми наружу.
В еще одном родственном варианте осуществления центратора толщина стенки является, по существу, равномерной.
В еще одном родственном варианте осуществления центратора первые выступы расположены под равным углом вокруг продольной центральной линии центратора.
В еще одном варианте осуществления центратора каждый из множества первых выступов имеет радиус кривизны, который меньше, чем радиус наименьшей окружности, охватывающей центратор.
Другая иллюстративная особенность изобретения предусматривает скважинный блок. Блок содер- 2 029705
жит: секцию бурильной колонны, имеющую ствол, проходящий продольно через секцию бурильной колонны, электронный модуль или другой зонд, расположенный в стволе секции, и центратор в стволе. Центратор содержит трубчатый элемент, имеющий стенку, проходящую вокруг электронного модуля. Стенка образована для контакта с внутренней поверхностью ствола и внешней поверхностью электронного модуля. Поперечное сечение стенки следует по пути вокруг электронного модуля, который зигзагообразно проходит вперед и назад между внешней поверхностью электронного модуля и внутренней поверхностью стенки ствола (например, следуя по пути вокруг поперечного сечения, путь имеет внутренние части, которые контактируют с внешней частью электронного модуля, но не контактируют с внутренней частью ствола, которые чередуются с внешними частями, которые контактируют с внутренней поверхностью ствола. Между этими частями имеются части пути, которые проходят через ствол для присоединения внутренних частей и внешних частей пути).
В родственном варианте осуществления скважинного блока стенка разделяет кольцевую область в стволе, окружающую электронный модуль, на множество каналов. Множество каналов находится внутри стенки центратора, и множество каналов находится снаружи стенки центратора.
Другая иллюстративная особенность изобретения предусматривает скважинный блок. Блок содержит секцию бурильной колонны, имеющую ствол, проходящий продольно через секцию бурильной колонны, электронный модуль или другой зонд, расположенный в стволе секции, центратор в кольцевой области ствола, окружающей электронный модуль. Центратор содержит трубчатый элемент, имеющий стенку, предназначенную для образования первого множества каналов внутри стенки и второго множества каналов снаружи стенки.
Другая иллюстративная особенность изобретения предусматривает другой скважинный блок. Блок содержит секцию бурильной колонны, имеющую ствол, проходящий продольно через секцию бурильной колонны, электронный модуль или другой зонд, расположенный в стволе секции, и центратор в стволе. Центратор содержит трубчатый элемент, имеющий стенку, проходящую вокруг электронного модуля по замкнутому пути. Стенка выполнена с образованием множества разнесенных под углом частей, контактирующих с внутренней поверхностью ствола, и множества разнесенных под углом частей, контактирующих с внешней поверхностью электронного модуля. Каждая из множества разнесенных под углом частей, контактирующих с внешней поверхностью электронного модуля, расположена под углом между двумя смежными частями из множества разнесенных под углом частей, контактирующих с внутренней поверхностью ствола.
Дополнительные особенности изобретения и не имеющие ограничительного характера иллюстративные варианты осуществления представлены на прилагаемых графических материалах и/или описаны в следующем описании.
Краткое описание графических материалов
Прилагаемые графические материалы представляют не имеющие ограничительного характера иллюстративные варианты осуществления изобретения.
Фиг. 1 - схематический вид проведения бурильных работ согласно одному варианту осуществления изобретения.
Фиг. 1А - схематический вид проведения бурильных работ согласно другому варианту осуществления изобретения.
Фиг. 2 - перспективный вид в разрезе скважинного блока, содержащего электронный модуль.
Фиг. 2А - вид, взятый в сечении по линии 2А-2А, представленной на фиг. 2.
Фиг. 2В - перспективный вид в разрезе скважинного блока, не содержащего электронный модуль.
Фиг. 2С - вид, взятый в сечении по линии 2С-2С, представленной на фиг. 2В.
Фиг. 3 - схематическое представление одного варианта осуществления изобретения, в котором электронный модуль поддерживается между двумя спайдерами.
Фиг. 3А - детальное изображение, представляющее один блок для крепления скважинного зонда в целях предотвращения продольного перемещения.
Фиг. 3В - покомпонентный вид, представляющий один способ крепления центратора в целях предотвращения вращения в стволе бурильной колонны.
Фиг. 4 - перспективный вид центратора согласно одному варианту осуществления изобретения.
Фиг. 4А - вид, взятый в сечении по линии 4А-4А, представленной на фиг. 4.
Фиг. 5 - вид в поперечном сечении скважинного блока, содержащего электронный модуль, поддерживаемый центратором.
Фиг. 5А - перспективный вид центратора, представленного на фиг. 5.
Описание изобретения
В ходе последующего описания изложены конкретные подробности для обеспечения более полного понимания специалистам в данной области техники. Однако хорошо известные элементы могут не быть показаны или описаны подробно, чтобы избежать ненужного усложнения описания. Следующее описание примеров технологии не предназначено быть исчерпывающим или ограничивать систему точными формами какого-либо варианта осуществления. Соответственно описание и графические материалы необходимо рассматривать в иллюстративном, а не ограничительном смысле.
- 3 029705
Фиг. 1 схематически представляет пример проведения бурильных работ. Буровая установка 10 приводит в действие бурильную колонну 12, которая содержит секции буровой трубы, которые проходят до бурового долота 14. Представленная буровая установка 10 содержит буровую вышку 10А, пол 10В установки и буровую лебедку 10С для поддержки бурильной колонны. Буровое долото 14 больше в диаметре, чем бурильная колонна над буровым долотом.
Кольцевая область 15, окружающая бурильную колонну, как правило, заполнена буровой жидкостью. Буровую жидкость закачивают насосом 15 А через ствол в бурильной колонне в буровое долото и возвращают на поверхность через кольцевую область 15, переносящую выбуренную породу от бурильных работ. По мере бурения скважины в стволе скважины может быть создана обсадная колонна 16. Противовыбросовый превентор 17 опирается на верхний конец обсадной колонны. Буровая установка, представленная на фиг. 1, является лишь примером. Способы и устройство, описанные в данном документе, не являются особенными для какого-либо конкретного типа буровой установки.
Бурильная колонна 12 содержит скважинный зонд. В данном документе термин "зонд" охватывает любую активную механическую, электронную и/или электромеханическую систему. Зонд может обеспечивать любую из широкого ряда функций, включая без ограничения получение данных, считывание, телеметрию данных, управление скважинным оборудованием, отслеживание состояния скважинного оборудования, сбор данных с помощью датчиков, которые могут содержать один или несколько датчиков вибрации, магнитометров, детекторов ядерных частиц, электромагнитных детекторов, акустических детекторов и других, подачу сигналов, частиц или полей для обнаружения других устройств и т.п. Некоторые скважинные зонды являются крайне специализированными и дорогими. Условия в скважине могут быть тяжелыми. Воздействие этих тяжелых условий, которые могут включать высокие температуры, вибрации, удары и погружение в различные буровые жидкости, может сокращать срок эксплуатации скважинных зондов.
Следующие описание описывает электронный модуль 22, который является одним примером скважинного зонда. Однако зонд не ограничен электронными модулями и в некоторых вариантах осуществления может содержать механические или другие неэлектронные системы. Электронный модуль 22 содержит кожух, вмещающий электрические схемы и компоненты, обеспечивающие требуемые функции.
Электронный модуль 22, как правило, имеет продолговатый цилиндрический корпус. Корпус может, например, содержать металлическую трубку, спроектированную для того, чтобы выдерживать условия в скважине. Корпус может, например, иметь длину в диапазоне от 1 до 20 м.
Скважинный электронный модуль 22 может необязательно содержать телеметрическую систему для передачи информации на поверхность любым подходящим образом. В некоторых иллюстративных вариантах осуществления телеметрическая система представляет собой электромагнитную (ЭМ) телеметрическую систему, однако вместо нее или в дополнение к ней могут быть предоставлены другие режимы телеметрии.
Фиг. 1А представляет иллюстративную ЭМ телеметрическую систему, в которой электронный модуль 22 содержит генератор 18 ЭМ телеметрических сигналов, который электрически соединен параллельно электроизоляционному зазору промежуточной прокладки 20. Сигналы от генератора ЭМ сигналов приводят к созданию электрических токов 19А и электрических полей 19В, которые можно обнаружить на поверхности. В представленном варианте осуществления приемник 13 сигналов соединяется посредством сигнальных кабелей 13А для измерения разностей потенциалов между стержнями 13В заземления и верхним концом бурильной колонны 12. Дисплей 11 может быть подключен для отображения данных, принятых приемником 13 сигналов.
Фиг. 2 и 2А представляют собой изображения скважинного блока 25, содержащего электронный модуль 22, поддерживаемый в стволе 27 в секции 26 бурильной колонны. Секция 26 может, например, содержать утяжеленную бурильную трубу, промежуточную прокладку или подобные элементы. Электронный модуль 22 в диаметре меньше, чем ствол 27. Электронный модуль расположен по центру ствола 27 при помощи трубчатого центратора 28.
Фиг. 2В и 2С представляют собой изображения скважинного блока 25 без электронного модуля 22.
Центратор 28 содержит трубчатый корпус 29, имеющий ствол 30 для вмещения электронного модуля 22 и образованный для обеспечения проходящих в осевом направлении внутренних опорных поверхностей 32, предназначенных для поддержки электронного модуля 22, и внешних опорных поверхностей 33, предназначенных для упора в стенку ствола 27 секции 26. Как представлено на фиг. 2А, центратор 28 разделяет кольцевое пространство, окружающее электронный модуль 22, на ряд осевых каналов. Осевые каналы содержат внутренние каналы 34, образованные между центратором 28 и электронным модулем 22, и внешние каналы 36, образованные между центратором 28 и стенкой секции 26.
Центратор 28 может быть предусмотрен в одной или нескольких секциях и может проходить, по существу, непрерывно на любую необходимую длину вдоль электронного модуля 22. В некоторых вариантах осуществления центратор 28 проходит, по существу, на всю длину электронного модуля 22. В некоторых вариантах осуществления центратор 28 проходит для поддержки электронного модуля 22, по существу, непрерывно по меньшей мере по 60, или 70, или 80% неподдерживаемой части электронного модуля 22 (например, части электронного модуля 22, проходящей от точки, в которой электронный мо- 4 029705
дуль 22 соединен с секцией 26, до конца электронного модуля 22). В некоторых вариантах осуществления центратор 28 находится в зацеплении, по существу, со всей неподдерживаемой частью электронного модуля 22. Здесь "по существу" означает по меньшей мере 95%.
В представленном варианте осуществления внутренние опорные поверхности 32 предоставлены концами направленных внутрь продольно проходящих выступов 37, а внешние опорные поверхности 33 предоставлены концами направленных наружу продольно проходящих выступов 38. Количество выступов может быть разным. Представленный вариант осуществления имеет четыре выступа 37 и четыре выступа 38. Однако другие варианты осуществления могут иметь больше или меньше выступов. Например, некоторые альтернативные варианты осуществления имеют от 3 до 8 выступов 38.
Удобно, но не обязательно, если выступы центратора 28 симметричны друг другу. Также удобно, но не обязательно, если поперечное сечение центратора 28 зеркально-симметрично относительно оси, проходящей через один из выступов. Удобно, но не обязательно, если выступы 37 и 38 проходят параллельно продольной оси центратора 28. В другом случае центратор 28 может быть выполнен так, что выступы 37 и 38 имеют спиральную форму.
Центратор 28 может быть изготовлен из ряда материалов от металлов до пластмасс, применимых в условиях в скважине. Некоторые не имеющие ограничивающего характера примеры представляют собой подходящие термопласты, эластомерные полимеры, каучук, медь или медный сплав, легированную сталь и алюминий. Например, центратор 28 может быть изготовлен из подходящего сорта РЕЕК (полиэфирэфиркетонной) или РЕТ (полиэтилентерефталатной) пластмассы. Когда центратор 28 изготавливают из пластмассы, пластмасса может быть наполнена волокнами (например, стекловолокнами) для более высокой стойкости к эрозии, структурной стабильности и прочности.
Материал центратора 28 должен быть способен выдерживать условия в скважине без ухудшения свойств. Идеальный материал может выдерживать температуру до по меньшей мере 150°С (предпочтительно 175°С, или 200°С, или более), является химически устойчивым или инертным к любой буровой жидкости, воздействию которой его будут подвергать, не поглощает жидкость до какой-либо существенной степени и устойчив к эрозии от бурильной жидкости. В случаях, когда центратор 28 контактирует с металлом электронного модуля 22 и/или ствола 27 (например, когда один или оба из электронного модуля 22 и ствола 27 не имеют покрытия), материал центратора 28 предпочтительно не тверже, чем металл электронного модуля 22 и/или секции 26, с которой он контактирует. Центратор 28 должен быть жестким к деформациям, так что электронный модуль 22 концентрически удерживается в стволе 27. Свойства материала центратора 28 могут быть однородными.
Материал центратора 28 также может быть выбран для совместимости с датчиками, связанными с электронным модулем 22. Например, когда электронный модуль 22 содержит магнитометр, необходимо, чтобы центратор 28 был изготовлен из немагнитного материала, такого как медь, бериллиево-медный сплав или подходящий термопласт.
В случаях, когда центратор 28 изготовлен из относительно недеформируемого материала, слой материала для гашения вибраций, такой как каучук, эластомер, термопласт или подобный материал, может быть предусмотрен между электронным модулем 22 и центратором 28 и/или между центратором 28 и стволом 27. Материал для гашения вибраций может способствовать предотвращению "гудения" (высокочастотных вибраций электронного модуля 22, происходящих от ударов).
Центратор 28 может быть сформирован экструзией, инжекционным формованием, литьем, механической обработкой на станке или любым другим подходящим способом. Преимущественно толщина стенки центратора 28 может быть, по существу, постоянной. Это облегчает изготовление экструзией. В представленном варианте осуществления отсутствие острых углов сокращает вероятность растрескивания от напряжений, особенно когда центратор 28 имеет постоянную или лишь немного изменяющуюся толщину стенки. В иллюстративном варианте осуществления стенка центратора 28 имеет толщину в диапазоне от 0,1 до 0,3 дюйма (от 21 /2 до 11/2 мм). В более конкретном иллюстративном варианте осуществления стенка центратора 28 изготовлена из термопластичного материала (например, РЕТ или РЕЕК) и имеет толщину приблизительно 0,2 дюйма (приблизительно 5 мм).
Поскольку центратор 28 может взаимодействовать с бурильной жидкостью в стволе 27 для гашения нежелательных движений пакета 22 электроники, центратор 28 может быть спроектирован с учетом типа жидкости, которая будет использована в бурении. Для бурения с продувкой воздухом центратор 28 может быть изготовлен с более толстыми стенками и/или изготовлен из более жесткого материала, так что он может удерживать электронный модуль 22 с целью предотвращения движений в отсутствие несжимающейся бурильной жидкости. Напротив, наличие бурильной жидкости в каналах 34 и 36 приводит к гашению высокочастотных вибраций и ослаблению поперечных движений электронного модуля 22. Следовательно, центратор 28 для применения с бурильными жидкостями может иметь более тонкие стенки, чем центратор 28, спроектированный для применения при бурении с продувкой воздухом.
Центратор 28 предпочтительно имеет такой размер, чтобы плотно охватывать электронный модуль 22. Предпочтительно вставка электронного модуля 22 в центратор 28 упруго деформирует материал центратора 28, так что центратор 28 прочно охватывает внешнюю часть электронного модуля 22. Электронный модуль 22 может быть несколько больше в диаметре, чем пространство между самыми внутренними
- 5 029705
частями центратора 28 для обеспечения посадки с натягом между электронным модулем и центратором 28. Размер посадки с натягом является проектным параметром, но может составлять 1/2 мм или около того (несколько сотых дюйма).
В некоторых применениях является преимуществом, чтобы материал центратора 28 был электроизоляционным. Например, когда электронный модуль 22 содержит систему ЭМ телеметрии, предоставление электроизоляционного центратора 28 может предотвратить возможность коротких замыканий между секцией 26 и внешней частью электронного модуля 22, а также увеличивать импеданс путей тока через бурильную жидкость между электронным модулем 22 и секцией 26.
Электронный модуль 22 может быть заблокирован с целью предотвращения осевых движений в стволе 27 любым подходящим способом, например с помощью штырей, болтов, зажимов или других подходящих крепежных элементов. В варианте осуществления, представленном на фиг. 2, к электронному модулю 22 прикреплен спайдер 40, имеющий обод 40А, поддерживаемый плечами 40В. Обод 40А находится в зацеплении с краем 41, образованным на конце расточенного отверстия в стволе 27. Обод 40А крепко прижат к краю 41 гайкой 44 (см. фиг. 3 и 3А), которая находится в зацеплении с внутренней резьбой на поверхности 42.
В некоторых вариантах осуществления центратор 28 проходит от спайдера 40 или другой продольной опорной системы для электронного модуля 22 непрерывно к противоположному концу электронного модуля 22. В других вариантах осуществления одна или несколько секций центратора 28 проходят для захвата электронного модуля 22 по меньшей мере по 70%, или по меньшей мере по 80%, или по меньшей мере по 90%, или по меньшей мере по 95% расстояния от продольной опоры до противоположного конца электронного модуля 22.
В некоторых вариантах осуществления электронный модуль 22 имеет фиксированную вращательную ориентацию относительно секции 26. Например, в некоторых вариантах осуществления спайдер 40 снабжен шпонками, шлицами, имеет ствол определенной формы, который находится в зацеплении со стержнем определенной формы на электронном модуле 22 или иным способом установлен на электронном модуле 22 без возможности вращения. Спайдер 40 также может быть установлен без возможности вращения в секции 26, например, с помощью шпонки, шлицов, определенной формы грани или края обода 40А, который находится в зацеплении с соответствующей определенной формой в стволе 27 или т.п.
В некоторых вариантах осуществления электронный модуль 22 имеет два или более спайдеров, электродов или других элементов, которые непосредственно находятся в зацеплении с секцией 26. Например, электронный модуль 22 может содержать систему ЭМ телеметрии, которая имеет два разнесенных электрических контакта, которые находятся в зацеплении с секцией 26. В таких вариантах осуществления центратор 28 может проходить на существенную часть (например, по меньшей мере 50%, или по меньшей мере 65%, или по меньшей мере 75%, или по меньшей мере 80%, или, по существу, по всей длине) электронного модуля 22 между двумя элементами, которые находятся в зацеплении с секцией 26.
В иллюстративном варианте осуществления, представленном на фиг. 3, электронный модуль 22 поддерживается между двумя спайдерами 40 и 43. Каждый спайдер 40 и 43 находится в зацеплении с соответствующим посадочным выступом в стволе 27. Каждый спайдер 40 и 43 может быть соединен без возможности вращения как с электронным модулем 22, так и со стволом 27. Центратор 28 может быть предусмотрен между спайдерами 40 и 43. Необязательно каждый из спайдеров 40 и 43 разнесен в продольном направлении от концов центратора 28 на короткое расстояние (например, приблизительно до 1/2 м (18 дюймов) или около того), чтобы поддерживать ламинарный поток бурильной жидкости, проходящей мимо электронного модуля 22.
На фиг. 2А можно видеть, что в поперечном сечении стенка 29 центратора 28 проходит вокруг электронного модуля 22. Стенке 29 придают определенную форму для обеспечения выступающих наружу выступов 38, которые выгнуты наружу и вогнуты внутрь, а также выступающих внутрь выступов 37, которые выгнуты внутрь и вогнуты наружу. В представленном варианте осуществления каждый выступающий наружу выступ 38 находится между двумя соседними выступающими внутрь выступами 37, и каждый выступающий внутрь выступ 37 находится между двумя соседними выступающими наружу выступами 38. Стенка центратора 28 является волнистой и может иметь постоянную толщину для образования как выступающих внутрь выступов 37, так и выступающих наружу выступов 38.
В представленном варианте осуществления части стенки 29 центратора 28 упираются во внешнюю часть электронного модуля 22, а другие части стенки 29 центратора 28 упираются во внутреннюю стенку ствола 27 секции 26. При перемещении по окружности центратора 28 центратор 28 поочередно контактирует с электронным модулем 22 на внутренней стороне стенки 29 центратора 28 и с секцией 26 на внешней стороне центратора 28. Стенка 29 центратора 28 зигзагообразно проходит вперед и назад между электронным модулем 22 и стенкой ствола 27 секции 26. В представленном варианте осуществления части стенки 29 центратора 28, которые проходят между областью стенки, которая контактирует с электронным модулем 22, и частью стенки 29, которая контактирует с секцией 26, изогнуты. Эти изогнутые части стенки предварительно нагружены, так что центратор 28 прилагает сжимающее усилие к электронному модулю 22 и удерживает электронный модуль 22 по центру в стволе 27.
Когда секция 26 принимает поперечный удар, центратор 28 смягчает воздействие удара на элек- 6 029705
тронный модуль 22, а также предотвращает перемещение электронного модуля 22 слишком далеко от центра ствола 27. После прохождения удара центратор 28 возвращает электронный модуль 22 обратно в центральное положение в стволе 27. Части стенки 29 центратора 28, которые проходят между областью стенки, которая контактирует с электронным модулем 22, и областью стенки, которая контактирует с секцией 26, могут рассеивать энергию от ударов и вибраций в буровую жидкость, которая окружает их. Кроме того, эти секции стенки предварительно нагружены и прилагают восстанавливающие силы, которые действуют для возвращения электронного модуля 22 в его центрованное положение после его смещения.
Как представлено на фиг. 2А, центратор 28 делит кольцевое пространство в стволе 27, окружающее электронный модуль 22, на первое множество внутренних каналов 34 внутри стенки 29 центратора и второе множество внешних каналов 36 за стенкой 29 центратора 28. Каждый из внутренних каналов 34 проходит между двумя внешними каналами 36 и отделен от внешних каналов 36 частью стенки центратора 28. Одно преимущество этой конфигурации заключается в том, что изогнутые предварительно нагруженные части стенки стремятся прикладывать восстанавливающую силу, которая возвращает электронный модуль 22 обратно в его (центрованное) положение равновесия, если по какой-либо причине электронный модуль 22 выведен из его положения равновесия. Наличие бурильной жидкости в каналах 34 и 36 приводит к ослаблению движения электронного модуля 22, поскольку поперечное движение электронного модуля 22 приводит к движениям частей стенки центратора 28, и эти движения передают энергию жидкости в каналах 34 и 36. Кроме того, динамика потока жидкости через каналы 34 и 36 может способствовать стабилизации центратора 28 путем уноса энергии, рассеиваемой в жидкость центратором
28.
Предварительно нагруженные части стенки 29 обеспечивают хорошее механическое соединение электронного модуля 22 с секцией 26 бурильной колонны, в которой поддерживается электронный модуль 22. Центратор 28 может обеспечивать такое соединение по длине электронного модуля 22. Это хорошее соединение с секцией 26 бурильной колонны, которое, как правило, является очень жестким, может увеличивать резонансные частоты электронного модуля 22, тем самым делая электронный модуль 22 более устойчивым к повреждениям низкочастотными вибрациями высокой амплитуды, которые обычно сопровождают бурильные работы.
Фиг. 4 и 4А представляют собой изображение примера центратора 60, выполненного со стенкой 62, предназначенной для предоставления продольных кромок 64, которые изогнуты вокруг продольной центральной линии центратора 60 с образованием спиралей. В представленном варианте осуществления центратор 60 имеет форму поперечного сечения, в которой стенка 62 образует два выступающих наружу выступа 66, каждый из которых выгнут наружу и вогнут внутрь, и два выступающих внутрь выступа 68. Центраторы, приспособленные иметь другое число выступов, также могут быть изготовлены так, чтобы иметь спиральный изгиб, например центраторы, которые в поперечном сечении предоставляют от 3 до 8 выступов, могут быть созданы так, что выступы проходят по спиральным путям.
Выступающие внутрь выступы 68 предназначены для захвата электронного модуля путем движения по спирали вокруг внешней поверхности электронного модуля. Трубчатый корпус центратора 28 подвергается изгибанию, так что выступы смещаются путем поворота или изменения угла по мере продвижения по длине центратора 28. В каждой точке вдоль электронного модуля 22 электронный модуль 22 удерживается между двумя противоположными выступами 68. Ориентация выступов 68 отличается для различных положений вдоль электронного модуля, так что электронный модуль удерживается с целью предотвращения кругового перемещения в стволе центратора 60. Каждый выступ 64 делает, по меньшей мере, полповорота по длине центратора 60. В некоторых вариантах осуществления каждый выступ 64 делает по меньшей мере один полный поворот вокруг продольной оси центратора 60 по длине центратора 60.
Центратор, описанный в данном документе, может быть при необходимости закреплен с целью предотвращения продольного движения и/или вращательного движения в стволе 27. Например, центратор может быть закреплен шпонкой на посадочном заплечике в стволе 27 и удерживаться на месте в осевом направлении резьбовым элементом, который блокирует его. Например, центратор может быть захвачен между концом одной утяжеленной бурильной трубой и посадочным заплечиком. Фиг. 3В представляет иллюстративный вариант осуществления, в котором центратор 28 находится в зацеплении с элементами кольца 50, которое удерживается на посадочном месте 41 в стволе 27 секции 26. В представленном варианте осуществления выемки 54 на конце центратора 28 находятся в зацеплении с соответствующими зубцами на кольце 50. Кольцо 50 может удерживаться на месте на посадочном месте 41 с помощью подходящей гайки, конца прилегающей секции бурильной колонны, спайдера или другой части зонда или подобного элемента. В некоторых вариантах осуществления кольцо 50 прикреплено к или является частью спайдера, который поддерживает скважинный зонд в стволе 27.
Центратор, описанный в данном документе, может необязательно стыковаться с электронным модулем 22 без возможности вращения (например, электронный модуль 22 может иметь элементы, которые выступают для вхождения в зацепление между выступающими внутрь выступами центратора), так что центратор обеспечивает улучшенное гашение крутящих вибраций электронного модуля 22.
Один способ применения центратора, описанного в данном документе, состоит во вставке центра- 7 029705
тора в секцию бурильной колонны в качестве промежуточной прокладки, утяжеленной бурильной трубы или подобного элемента. Секция имеет ствол, имеющий диаметр Ό1. Центратор в неустановленной конфигурации, не имеющей внешних напряжений перед установкой, имеет самые крайние точки, лежащие на окружности диаметром Ό2, причем Ό2>Ό1. Способ включает вставку центратора в секцию. При осуществлении этого самые крайние точки центратора упираются в стенку ствола секции и поэтому вжимаются внутрь. Конфигурация центратора 28 позволяет этому происходить, так что центратор 28 может быть легко вставлен в секцию. Вставка центратора 28 в секцию перемещает самые внутренние точки центратора 28 внутрь.
В некоторых вариантах осуществления центратор 28 вставляют в секцию, пока конец, вставляемый в секцию, не упрется в посадочную ступень в стволе секции. Центратор затем может быть ограничен с целью предотвращения продольного движения путем предоставления элемента, который упирается в другой конец центратора. Например, секция может содержать ряд частей (например, ряд бурильных труб), которые могут быть соединены вместе. Центратор может удерживаться между концом одной бурильной трубы или другой части секции и посадочной ступенью.
После установки центратора в секцию самые внутренние точки на центраторе лежат на центральной окружности, имеющей диаметр Ό3. Электронный модуль или другой продолговатый объект, который необходимо центрировать, имеющий диаметр Ό4, причем Ό4>Ό3, может быть затем введен в продольном направлении в центратор. Это действие отодвигает самые внутренние части центратора наружу и предварительно нагружает секции стенки центратора, которые проходят между самыми внутренними точками и самыми крайними точками центратора. После вставки электронного модуля электронный модуль может быть закреплен с целью предотвращения продольного движения.
В некоторых применениях по мере выполнения бурения внешний диаметр компонентов бурильной колонны может изменяться. Например, ствол скважины может быть ступенчатым, так что ствол скважины больше в диаметре возле поверхности, чем в своих более глубоких частях. На разных этапах бурения одной скважины может быть необходимо устанавливать один и тот же электронный модуль в секциях бурильной колонны, имеющих различные размеры. Центраторы, описанные в данном документе, могут быть изготовлены с различными размерами для поддержки электронного модуля в стволах различных размеров. Центраторы, описанные в данном документе, могут быть предоставлены на буровой площадке в наборе, содержащем центраторы множества различных размеров. Центраторы могут быть предоставлены уже вставленными в секции бурильной колонны или еще не вставленными в секции бурильной колонны.
Перемещение скважинного зонда или другого электронного модуля в секцию бурильной колонны другого размера может быть легко выполнено на буровой площадке путем снятия электронного модуля с одной секции бурильной колонны, смены спайдера или другого продольного удерживающего приспособления на размер, подходящий для новой секции бурильной колонны, и вставки электронного модуля в центратор в новой секции бурильной колонны.
Например, набор содержит спайдеры или другие продольные удерживающие приспособления различных размеров, и могут быть предусмотрены центраторы различных размеров. Набор может в качестве не имеющего ограничивающего характера примера содержать спайдеры и центраторы, имеющие определенные размеры для применения с утяжеленными бурильными трубами, имеющими стволы множества различных размеров. Например, спайдеры и центраторы могут иметь такие размеры, чтобы поддерживать данный зонд в стволах утяжеленных бурильных труб любого из числа различных стандартных размеров. Набор центраторов может, например, содержать центраторы, достаточные для поддержки данного зонда в любом из определенного множества утяжеленных бурильных труб различных размеров.
Например, набор может содержать группу центраторов, которые обеспечивают поддержку зонда в утяжеленных бурильных трубах, имеющих внешние диаметры, такие как два или более из 4% дюйма, 61/2 дюйма, 8 дюймов, 91/2 дюйма и 11 дюймов. Утяжеленные бурильные трубы могут иметь стандартные для отрасли размеры. Утяжеленные бурильные трубы могут совместно содержать утяжеленные бурильные трубы двух, трех или более различных диаметров ствола. Центраторы могут в качестве не имеющего ограничивающего характера примера иметь такие размеры в длину, чтобы поддерживать зонды, имеющие длины в диапазоне от 2 до 20 м.
В некоторых вариантах осуществления набор содержит для каждого из множества различных размеров секций бурильной колонны множество различных секций центратора, которые могут быть использованы вместе для поддержки скважинного зонда требуемой длины. В качестве не имеющего ограничивающего характера примера две секции длиной 3 м центратора могут быть предоставлены для каждого из множества различных размеров ствола. Центраторы могут быть использованы для поддержки 6 м скважинного зонда.
Варианты осуществления, описанные выше, могут обеспечивать одно или несколько следующих преимуществ. Центратор 28 может проходить на всю длину электронного модуля 22 или любую требуемую часть этой длины. Центратор 28 непосредственно предотвращает контакт электронного модуля 22 с внутренней частью ствола 27 даже при сильных ударах и вибрации. Площадь поперечного сечения, занимаемая центратором 28, может быть относительно небольшой, тем самым обеспечивая большую пло- 8 029705
щадь для потока жидкости мимо электронного модуля 22, чем обеспечивали бы некоторые другие центраторы, которые занимают большие площади поперечного сечения. Центратор 28 может рассеивать энергию от ударов и вибрации в жидкость в стволе 27. Геометрическая форма центратора 28 является самокорректирующейся при определенных смещениях. Например, ограничение прохождения потока через канал приводит к возникновению усилий, направленных так, чтобы открывать ограниченный канал. Особенно когда центратор 28 имеет четыре или более внутренних выступов, электронный модуль 22 механически соединен с секцией 26 во всех направлениях, тем самым уменьшая вероятность локализованного искривления электронного модуля 22 при сильных ударах и вибрации. Уменьшение локального искривления электронного модуля 22 может способствовать долговечности механических и электрических компонентов и уменьшать вероятность катастрофического отказа кожуха электронного модуля 22 или компонентов внутри электронного модуля 22 вследствие усталости. Центратор 28 может вмещать отклонения в размере электронного модуля 22 и/или ствола 27 секции 26. Центратор 28 может вмещать гладкие электронные модули 22 и может обеспечивать возможность удаления электронного модуля 22 из скважины (поскольку центратор 28 может быть изготовлен так, что он не мешает извлечению электронного модуля 22 в продольном направлении). Центратор 28 может противодействовать провисанию под действием силы тяжести и поддерживать электронный модуль 22 по центру в стволе 27 во время направленного бурения или других операций, когда ствол 27 расположен горизонтально или иным образом не вертикально.
Устройство, описанное в данном документе, может быть применено в широком ряду применений подземного бурения. Например, устройство может быть применено для поддержки скважинной электроники, которая обеспечивает телеметрию в телеметрических применениях каротажа во время бурения (Ь^Э) и/или измерений во время бурения (М\УЭ). Однако описанное устройство не ограничено применением в этих контекстах.
Одним иллюстративным применением устройства, описанного в данном документе, является направленное бурение. При направленном бурении секция бурильной колонны, содержащая скважинный зонд, может быть невертикальной. Центратор, описанный в данном документе, может поддерживать скважинный зонд по центру в бурильной колонне с целью предотвращения провисания под действием силы тяжести, тем самым сохраняя правильное положение датчиков в скважинном зонде относительно ствола бурильной колонны.
Возможен широкий ряд альтернатив. Например, необязательно, чтобы секция 26 была единым компонентом. В некоторых вариантах осуществления секция 26 содержит множество компонентов, которые собраны вместе в бурильную колонну (например, множество утяжеленных бурильных труб). Центратор 28 необязательно полностью выполнен в виде одной детали. В некоторых вариантах осуществления дополнительные слои добавляют к стенке центратора 28 для улучшения жесткости, сопротивляемости истиранию или других механических свойств. Толщина стенки центратора 28 может быть изменена для регулирования механических свойств центратора 28. Прорези или отверстия могут быть образованы в стенке центратора для обеспечения прохождения потока жидкости или обеспечения возможности прохождения других компонентов через стенку центратора.
На фиг. 5 представлен скважинный блок 125, содержащий электронный модуль 122, поддерживаемый в стволе 127 в секции 126 бурильной колонны. Электронный модуль 122 центрирован в стволе 127 центратором 128. Центратор 128 подобен центратору 28, за исключением того, что части центратора 128, которые контактируют с электронным модулем 122, имеют такую форму, чтобы обеспечивать увеличенную область контакта с внешней поверхностью электронного модуля 122. В представленном варианте осуществления части центратора 128, которые контактируют с электронным модулем 122, имеют такую форму, чтобы соответствовать внешней поверхности электронного модуля 122. В данном случае электронный модуль 122 имеет цилиндрическую внешнюю поверхность, и центратор 128 имеет части 128А, которые контактируют с электронным модулем 122. Части 128А образованы так, чтобы быть вогнутыми на поверхностях, обращенных к электронному модулю 122, так что электронный модуль 122 входит в продольно проходящие желобки или впадины, образованные частями 128А центратора 128. В некоторых вариантах осуществления части 128А имеют радиус кривизны, который соответствует радиусу кривизны внешней поверхности электронного модуля 122. В других вариантах осуществления (не показаны) части 128В центратора, которые контактируют с секцией 126, имеют такую форму, чтобы соответствовать внутренней поверхности ствола секции 126.
На фиг. 5А центратор представлен отдельно.
Центратор 128 обеспечивает значительную площадь контакта с электронным модулем 122 и, таким образом, он может обеспечивать удовлетворительное механическое соединение электронного модуля 122 с секцией 126.
Пояснение терминов.
Если контекст ясно не требует иного, в ходе описания и формулы изобретения
"содержать", "содержащий" и подобное необходимо понимать в инклюзивном смысле, в противоположность исключающему или исчерпывающему смыслу, то есть в смысле "включая, но без ограничения";
- 9 029705
"соединенный", "связанный" или любые их варианты означает любое соединение или связь, прямую или косвенную, между двумя или более элементами; связь или соединение между элементами может быть физической, логической или их сочетанием;
"в данном документе", "выше", "ниже" и слова подобного смысла при использовании для описания данного документа должны относиться к этому документу в целом, а не к каким-либо конкретным частям этого документа;
"или" в ссылке на список из двух или более элементов охватывает все следующие интерпретации слова: любой из элементов в списке, все элементы в списке и любое сочетание элементов в списке;
формы в единственном числе также включают значение любых соответствующих форм во множественном числе.
Слова, которые обозначают направления, такие как "вертикальный", "поперечный", "горизонтальный", "вверх", "вниз", "вперед", "назад", "внутрь", "наружу", "левый", "правый", "передний", "задний", "верхний", "нижний", "ниже", "выше", "под" и т.п., используемые в этом описании и любых пунктах прилагаемой формулы изобретения (когда имеют место) зависят от конкретной ориентации описанного и представленного устройства. Объект изобретения, описанный в данном документе, может предполагать различные альтернативные ориентации. Соответственно эти термины, описывающие направление, не определены строго, и их не следует интерпретировать в узком смысле.
Когда выше делают ссылку на компонент (например, схему, модуль, блок, устройство, компонент буровой колонны, систему буровой установки и т.п.), если не указано иное, ссылку на этот компонент (включая ссылку на "средство") следует интерпретировать как включающую в качестве эквивалентов этого компонента любой компонент, который выполняет функцию описанного компонента (т.е. функционально эквивалентный), включая компоненты, которые структурно не эквиваленты описанной структуре, которая выполняет функцию в представленных иллюстративных вариантах осуществления изобретения.
Конкретные примеры систем, способов и устройства были описаны в данном документе с целью иллюстрации. Они являются просто примерами. Технология, представленная в данном документе, может быть применена к системам, отличающимся от иллюстративных систем, описанных выше. При практической реализации этого изобретения возможны многие изменения, модификации, добавления, исключения и перестановки. Настоящее изобретение включает вариации описанных вариантов осуществления, которые будут очевидны специалисту в данной области техники, включая вариации, полученные заменой признаков, элементов и/или действий эквивалентными признаками, элементами и/или действиями; объединением и сопоставлением признаков, элементов и/или действий из различных вариантов осуществления; сочетанием признаков, элементов и/или действий из вариантов осуществления, как описано в данном документе, с признаками, элементами и/или действиями другой технологии; и/или исключением сочетания признаков, элементов и/или действий из описанных вариантов осуществления.
Следовательно, подразумевается, что следующую прилагаемую формулу изобретения и формулу изобретения, приводимую в дальнейшем, следует интерпретировать как включающую все такие модификации, перестановки, добавления, исключения и подсочетания, которые можно разумно предположить. Объем формулы изобретения не следует ограничивать предпочтительными вариантами осуществления, изложенными в примерах, а следует брать в самой широкой интерпретации, согласующейся с описанием в целом.
Claims (87)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Центратор (28, 128) для скважинного зонда для применения в подземном бурении, при этом центратор (28, 128) содержитпродолговатый трубчатый элемент (29), имеющий стенку, в поперечном сечении которой имеются первые выпуклые наружу и вогнутые внутрь выступы (38, 128В), при этом первые выступы (38, 128В) предназначены для контакта со стенкой ствола (27, 127) в секции (26, 126) бурильной колонны (12) во множестве точек, разнесенных по окружности стенки ствола (27, 127); имножество выступающих внутрь частей, при этом каждая из множества выступающих внутрь частей расположена между двумя смежными выступами из множества первых выступов (38, 128В) и предназначена для контакта с внешней поверхностью скважинного зонда, при этом стенка центратора (28, 128) выполнена с возможностью образования первого множества каналов (34) внутри стенки и второго множества каналов (36) за стенкой, обеспечивающих возможность протекания буровой жидкости через них.
- 2. Центратор (28, 128) по п.1, отличающийся тем, что выступающие внутрь части содержат выступающие внутрь выступы (37), которые являются выпуклыми внутрь и вогнутыми наружу.
- 3. Центратор (28, 128) по п.2, отличающийся тем, что выступающие внутрь выступы (37) симметричны друг другу.
- 4. Центратор (28, 128) по п.2, отличающийся тем, что выступающие внутрь выступы (37) зеркальносимметричны относительно оси, проходящей через продольную центральную линию центратора (28,- 10 029705128).
- 5. Центратор (28, 128) по п.1, отличающийся тем, что выступающие внутрь части имеют такую форму, чтобы соответствовать внешней поверхности скважинного зонда.
- 6. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что толщина стенки является, по существу, равномерной.
- 7. Центратор (28, 128) по п.6, отличающийся тем, что стенка имеет толщину в диапазоне от приблизительно 0,1 до 0,3 дюйма (от 1/4 до 3/4 см).
- 8. Центратор (28, 128) по п.7, отличающийся тем, что стенка имеет толщину от 0,15 до 0,25 дюйма (от 3/8 до 5/8 см).
- 9. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что в поперечном сечении центратор (28, 128) имеет вращательную симметрию 4 порядка.
- 10. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что поперечное сечение предоставляет четыре первых выступа (38, 128В).
- 11. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что поперечное сечение предоставляет от двух до восьми первых выступов (38, 128В).
- 12. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-11, отличающийся тем, что каждый из множества первых выступов (38, 128В) является зеркально-симметричным относительно оси, проходящей через продольную центральную линию центратора (28, 128).
- 13. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что первые выступы (38, 128В) разнесены под равным углом относительно продольной серединной линии центратора (28, 128).
- 14. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что каждый из множества первых выступов (38, 128В) имеет радиус кривизны, который меньше, чем радиус наименьшей окружности, охватывающей центратор (28, 128).
- 15. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-14, отличающийся тем, что первые выступы (38, 128В) предоставляют продольно проходящие кромки (64) на внешней поверхности центратора (28, 128).
- 16. Центратор (28, 128) по п.15, отличающийся тем, что продольно проходящие кромки (64) параллельны продольной центральной линии центратора (28, 128).
- 17. Центратор (28, 128) по п.15, отличающийся тем, что продольно проходящие кромки (64) спирально изогнуты вокруг продольной центральной линии центратора (28, 128).
- 18. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что стенка центратора (28, 128) содержит эластомерный полимер, каучук, медь, медный сплав, легированную сталь или алюминий.
- 19. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что стенка центратора (28, 128) содержит термопластичный материал.
- 20. Центратор (28, 128) по п.19, отличающийся тем, что термопластичный материал содержит наполненный волокнами термопластичный материал.
- 21. Центратор (28, 128) по п.19, отличающийся тем, что термопластичный материал содержит РЕЕК (полиэфирэфиркетон) или РЕТ (полиэтилентерефталат).
- 22. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что стенка изготовлена из электроизоляционного материала.
- 23. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что стенка изготовлена из электропроводящего материала.
- 24. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что стенка изготовлена из композита из электропроводящего и электроизоляционного материалов.
- 25. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что свойства материала центратора (28, 128) являются однородными.
- 26. Центратор (28, 128) по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что центратор (28, 128) является устойчивым к деформациям.
- 27. Скважинный блок (25, 125), содержащийсекцию (26, 126) бурильной колонны (12), имеющую ствол (27, 127), продольно проходящий через секцию (26, 126) бурильной колонны (12);скважинный зонд, расположенный в стволе (27, 127) секции (26, 126); ицентратор (28, 128) в стволе (27, 127), при этом центратор (28, 128) содержит трубчатый элемент (29), имеющий стенку, проходящую вокруг скважинного зонда, при этом стенка образована для контакта с внутренней поверхностью ствола (27, 127) и внешней поверхностью скважинного зонда, при этом поперечное сечение стенки следует по пути вокруг скважинного зонда и ограничивающая линия зигзагообразно проходит вперед и назад между внешней поверхностью скважинного зонда и внутренней поверхностью стенки скважины, при этом стенка центратора (28, 128) выполнена с возможностью образования первого множества каналов (34) внутри стенки и второго множества каналов (36) за стенкой, обеспечивающих возможность протекания буровой жидкости через них.
- 28. Скважинный блок (25, 125) по п.27, отличающийся тем, что секция (26, 126) бурильной колонны (12) содержит утяжеленную бурильную трубу.
- 29. Скважинный блок (25, 125) по п.27, отличающийся тем, что секция (26, 126) бурильной колонны- 11 029705(12) содержит промежуточную прокладку.
- 30. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-29, отличающийся тем, что центратор (28, 128) поддерживает зонд, по существу, непрерывно вдоль по меньшей мере 60% не имеющей другой поддержки части зонда.
- 31. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-29, отличающийся тем, что центратор (28, 128) поддерживает зонд, по существу, непрерывно вдоль по меньшей мере 70% не имеющей другой поддержки части зонда.
- 32. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-29, отличающийся тем, что центратор (28, 128) поддерживает зонд, по существу, непрерывно вдоль по меньшей мере 80% не имеющей другой поддержки части зонда.
- 33. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-29, отличающийся тем, что центратор (28, 128) поддерживает зонд, по существу, непрерывно вдоль, по существу, всей не имеющей другой поддержки части зонда.
- 34. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-33, отличающийся тем, что центратор (28, 128) выполнен с возможностью упругой деформации для вмещения зонда.
- 35. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-34, отличающийся тем, что центратор (28, 128) выполнен с возможностью упругой деформации для посадки внутри ствола (27, 127).
- 36. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-35, отличающийся тем, что центратор (28, 128) прикладывает сжимающее усилие к зонду для удерживания зонда концентрически в стволе (27, 127).
- 37. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-36, отличающийся тем, что центратор (28, 128) и зонд образуют посадку с натягом.
- 38. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-37, отличающийся тем, что центратор (28, 128) является устойчивым к деформациям, так что зонд удерживается концентрически в стволе (27, 127).
- 39. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-33, отличающийся тем, что зонд выполнен с возможностью скольжения в продольном направлении в центратор (28, 128).
- 40. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-39, отличающийся тем, что центратор (28, 128) закреплен с целью предотвращения вращательного движения относительно ствола (27, 127).
- 41. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-39, отличающийся тем, что центратор (28, 128) содержит выемку (54), приспособленную для зацепления с соответствующей шпонкой для предотвращения вращательного движения центратора (28, 128) относительно ствола (27, 127).
- 42. Скважинный блок (25, 125) по п.41, отличающийся тем, что шпонка содержит шпонку в спайдере.
- 43. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-42, отличающийся тем, что центратор (28, 128) закреплен с целью предотвращения продольного движения относительно ствола (27, 127).
- 44. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-42, отличающийся тем, что центратор (28, 128) заблокирован относительно посадочного заплечика резьбовым элементом для предотвращения продольного движения центратора (28, 128) относительно ствола (27, 127).
- 45. Скважинный блок (25, 125) по п.44, отличающийся тем, что резьбовой элемент содержит конец утяжеленной бурильной трубы.
- 46. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-45, отличающийся тем, что зонд заблокирован с целью предотвращения вращательного движения относительно центратора (28, 128).
- 47. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-46, отличающийся тем, что скважинный зонд содержит электронный модуль (22).
- 48. Скважинный блок (25, 125) по п.47, отличающийся тем, что электронный модуль (22) содержит магнитометр.
- 49. Скважинный блок (25, 125) по п.48, отличающийся тем, что центратор (28, 128) содержит немагнитный материал.
- 50. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-49, отличающийся тем, что скважинный зонд содержит металлический кожух, и металлический кожух тверже, чем материал стенки центратора (28, 128).
- 51. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-50, отличающийся тем, что скважинный зонд содержит генератор телеметрических сигналов.
- 52. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-51, отличающийся тем, что скважинный зонд содержит слой материала для гашения вибраций между кожухом скважинного зонда и центратором (28, 128).
- 53. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-52, отличающийся тем, что при следовании по пути вокруг поперечного сечения путь имеет внутренние части, которые контактируют с внешней частью скважинного зонда, но не контактируют с внутренней частью ствола (27, 127), которые чередуются с внешними частями, которые контактируют с внутренней поверхностью ствола (27, 127), но не контактируют со скважинным зондом.
- 54. Скважинный блок (25, 125) по п.53, отличающийся тем, что внутренние и внешние части пути соединены соединительными частями пути, которые проходят через ствол (27, 127).- 12 029705
- 55. Скважинный блок (25, 125) по п.54, отличающийся тем, что соединительные части являются изогнутыми.
- 56. Скважинный блок (25, 125) по п.54, отличающийся тем, что соединительные части имеют пространственную кривизну.
- 57. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-56, отличающийся тем, что стенка центратора (28, 128) образована для обеспечения поперечного сечения, которое предоставляетпервые выпуклые наружу и вогнутые внутрь выступы (38, 128В), при этом первые выступы (38, 128В) контактируют со стенкой ствола (27, 127) секции (26, 126) бурильной колонны (12) во множестве точек, разнесенных по окружности стенки ствола (27, 127); имножество выступающих внутрь частей, при этом каждая из множества выступающих внутрь частей расположена между двумя смежными выступами из множества первых выступов (38, 128В).
- 58. Скважинный блок (25, 125) по п.57, отличающийся тем, что в центраторе (28, 128) выступающие внутрь части содержат выступающие внутрь выступы (37), которые являются выпуклыми внутрь и вогнутыми наружу.
- 59. Скважинный блок (25, 125) по п.57, отличающийся тем, что выступающие внутрь части имеют такую форму, чтобы соответствовать внешней поверхности зонда.
- 60. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57 и 59, отличающийся тем, что первые выступы (38, 128В) имеют такую форму, чтобы соответствовать стенке ствола (27, 127).
- 61. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-60, отличающийся тем, что зонд содержит элементы, которые выступают для вхождения в зацепление между выступающими внутрь выступами (37) и, таким образом, блокирования зонда с целью предотвращения вращательного движения относительно центратора (28, 128).
- 62. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-61, отличающийся тем, что выступающие внутрь выступы (37) являются зеркально-симметричными относительно оси, проходящей через продольную центральную линию центратора (28, 128).
- 63. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-62, отличающийся тем, что толщина стенки является, по существу, равномерной.
- 64. Скважинный блок (25, 125) по п.63, отличающийся тем, что стенка имеет толщину в диапазоне от приблизительно 0,1 до 0,3 дюйма (от 0,254 до 0,762 см).
- 65. Скважинный блок (25, 125) по п.63, отличающийся тем, что стенка имеет толщину от 0,15 до 0,25 дюйма (от 0,381 до 0,635 см).
- 66. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-65, отличающийся тем, что в поперечном сечении центратор (28, 128) имеет вращательную симметрию 4 порядка.
- 67. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-65, отличающийся тем, что поперечное сечение предоставляет четыре первых выступа (38, 128В).
- 68. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-65, отличающийся тем, что поперечное сечение предоставляет от двух до восьми первых выступов (38, 128В).
- 69. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-68, отличающийся тем, что каждый из множества первых выступов (38, 128В) является зеркально-симметричным относительно оси, проходящей через продольную центральную линию центратора (28, 128).
- 70. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-69, отличающийся тем, что первые выступы (38, 128В) разнесены под равным углом относительно продольной центральной линии центратора (28, 128).
- 71. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-70, отличающийся тем, что каждый из множества первых выступов (38, 128В) имеет радиус кривизны, который меньше, чем радиус наименьшей окружности, охватывающей центратор (28, 128).
- 72. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.57-71, отличающийся тем, что первые выступы (38, 128В) предоставляют продольно проходящие кромки (64) на внешней поверхности центратора (28, 128).
- 73. Скважинный блок (25, 125) по п.72, отличающийся тем, что продольно проходящие кромки (64) параллельны продольной центральной линии центратора (28, 128).
- 74. Скважинный блок (25, 125) по п.72, отличающийся тем, что продольно проходящие кромки (64) спирально изогнуты вокруг продольной центральной линии центратора (28, 128).
- 75. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-74, отличающийся тем, что стенка центратора (28, 128) содержит термопластичный материал.
- 76. Скважинный блок (25, 125) по п.75, отличающийся тем, что термопластичный материал содержит наполненный волокнами термопластичный материал.
- 77. Скважинный блок (25, 125) по п.76, отличающийся тем, что термопластичный материал содержит РЕЕК или РЕТ.
- 78. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-74, отличающийся тем, что стенка изготовлена из электроизоляционного материала.
- 79. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-74, отличающийся тем, что стенка изготовлена из электропроводящего материала.
- 80. Скважинный блок (25, 125) по любому из пп.27-74, отличающийся тем, что стенка изготовлена13 029705из композита из электропроводящего и электроизоляционного материалов.
- 81. Скважинный блок (25, 125), содержащийсекцию (26, 126) бурильной колонны (12), имеющую ствол (27, 127), продольно проходящий через секцию (26, 126) бурильной колонны (12);скважинный зонд, расположенный в стволе (27, 127) секции (26, 126); ицентратор (28, 128) в стволе (27, 127), при этом центратор (28, 128) содержит трубчатый элемент (29), имеющий стенку, проходящую вокруг скважинного зонда по замкнутому пути, при этом стенка выполнена для образования множества разнесенных под углом частей, контактирующих с внутренней поверхностью ствола (27, 127), и множества разнесенных под углом частей, контактирующих с внешней поверхностью скважинного зонда, причем каждая из множества разнесенных под углом частей, контактирующих с внешней поверхностью скважинного зонда, расположена под углом между двумя смежными частями из множества разнесенных под углом частей, контактирующих с внутренней поверхностью ствола (27, 127), при этом стенка центратора (28, 128) выполнена с возможностью образования первого множества каналов (34) внутри стенки и второго множества каналов (36) за стенкой, обеспечивающих возможность протекания буровой жидкости через них.
- 82. Способ бурения с использованием бурильной колонны (12), имеющей ствол (27, 127) и скважинный зонд в стволе (27, 127) скважины, включающийразмещение скважинного зонда посредством центратора (28, 128) по п.1,закачивание буровой жидкости во время бурения через ствол (27, 127) бурильной колонны (12) и обеспечение возможности протекания буровой жидкости через первое и второе множества каналов(34, 36).
- 83. Способ по п.82, отличающийся тем, что буровая жидкость, текущая в первом и втором множествах каналов (34, 36), гасит высокочастотные вибрации скважинного зонда.
- 84. Способ по любому из пп.82 и 83, отличающийся тем, что буровая жидкость, текущая в первом и втором множествах каналов (34, 36), ослабляет воздействие поперечных ударов на скважинный зонд.
- 85. Способ по любому из пп.82-84, отличающийся тем, что бурильная колонна (12) является невертикальной в месте расположения скважинного зонда, и способ включает поддержание скважинного зонда центрированным в стволе (27, 127).
- 86. Способ по любому из пп.82-85, отличающийся тем, что включает восстановление центратором (28, 128) центрированного положения скважинного зонда в стволе (27, 127) в ответ на поперечное смещение скважинного зонда в стволе (27, 127).
- 87. Способ по п.86, отличающийся тем, что восстановление центратором (28, 128) центрированного положения скважинного зонда в стволе (27, 127) включает обеспечение достижения равновесия потоком жидкости в первом и втором множествах каналов (34, 36).- 14 029705
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261723287P | 2012-11-06 | 2012-11-06 | |
| PCT/CA2013/050851 WO2014071521A1 (en) | 2012-11-06 | 2013-11-06 | Centralizer for downhole probes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201590904A1 EA201590904A1 (ru) | 2015-08-31 |
| EA029705B1 true EA029705B1 (ru) | 2018-05-31 |
Family
ID=50621322
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201590906A EA032390B1 (ru) | 2012-11-06 | 2012-12-03 | Скважинный прибор и способ для его использования |
| EA201590904A EA029705B1 (ru) | 2012-11-06 | 2013-11-06 | Центратор для скважинных зондов |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201590906A EA032390B1 (ru) | 2012-11-06 | 2012-12-03 | Скважинный прибор и способ для его использования |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (9) | US9850722B2 (ru) |
| EP (3) | EP2917479B1 (ru) |
| CN (2) | CN104884737B (ru) |
| CA (3) | CA3038564C (ru) |
| EA (2) | EA032390B1 (ru) |
| NO (1) | NO2836677T3 (ru) |
| WO (2) | WO2014071494A1 (ru) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| USD849800S1 (en) | 2012-04-04 | 2019-05-28 | Summit Energy Services, Inc. | Casing centralizer having spiral blades |
| EA201791477A1 (ru) * | 2012-11-06 | 2018-03-30 | Эволюшн Инжиниринг Инк. | Буровой подземный снаряд и способ подземного бурения с применением бурового подземного снаряда |
| EP2917479B1 (en) * | 2012-11-06 | 2018-02-14 | Evolution Engineering Inc. | Universal downhole probe system |
| CA2893467C (en) * | 2012-12-07 | 2022-08-23 | Jili LIU (Jerry) | Methods and apparatus for downhole probes |
| US20140262339A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Kenneth Michael Nero | Method and apparatus for controlling erosion in a downhole tool |
| EA034155B1 (ru) | 2013-09-05 | 2020-01-13 | Эволюшн Инжиниринг Инк. | Передача данных через электрически изолирующие переводники в бурильной колонне |
| WO2015192244A1 (en) * | 2014-06-20 | 2015-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Spider for downhole tool |
| US10316599B2 (en) | 2014-08-27 | 2019-06-11 | Scientific Drilling International, Inc. | Method and apparatus for through-tubular sensor deployment |
| CA3012864C (en) | 2016-01-28 | 2024-05-28 | Evolution Engineering Inc. | Securing means for in-tubing probe retainer |
| US11187073B2 (en) | 2016-08-05 | 2021-11-30 | Baker Hughes Holdings Llc | Method and apparatus for bending decoupled electronics packaging |
| US11213989B2 (en) | 2016-12-23 | 2022-01-04 | Evolution Engineering Inc. | Downhole probe sleeves and methods for making probe sleeves |
| CN106907141B (zh) * | 2017-04-26 | 2023-09-29 | 北京科技大学 | 一种钻孔电视探头固定-居中-推进装置 |
| KR101918448B1 (ko) * | 2017-04-28 | 2018-11-13 | 스미또모 가가꾸 가부시키가이샤 | 비수 전해액 이차 전지용 절연성 다공질층 |
| US10519762B2 (en) * | 2017-06-20 | 2019-12-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Lateral support for downhole electronics |
| US11293275B2 (en) * | 2018-05-04 | 2022-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Recording device for measuring downhole parameters |
| US11300147B2 (en) | 2018-07-03 | 2022-04-12 | Roller Bearing Company Of America, Inc. | Sleeves for interference fasteners |
| CN108915670B (zh) * | 2018-07-03 | 2022-02-15 | 中勘资源勘探科技股份有限公司 | 一种光纤陀螺测斜仪夹持装置 |
| EP3714134A4 (en) * | 2018-10-15 | 2021-08-04 | Ozzie's Enterprises LLC | DRILL HOLE MAPPING TOOL AND METHOD FOR MAPPING DRILL HOLES |
| US10662734B1 (en) * | 2019-09-14 | 2020-05-26 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for preventing hydrostatic head within a well |
| US11314266B2 (en) * | 2020-07-08 | 2022-04-26 | Saudi Arabian Oil Company | Flow management systems and related methods for oil and gas applications |
| US11294401B2 (en) | 2020-07-08 | 2022-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Flow management systems and related methods for oil and gas applications |
| US11434747B2 (en) | 2020-07-24 | 2022-09-06 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Down-hole tools comprising layers of materials and related methods |
| CN113266343B (zh) * | 2021-06-29 | 2022-04-01 | 华中科技大学 | 一种无线信号传输系统 |
| US11988050B2 (en) | 2022-06-01 | 2024-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Centralizer with opposing hollow spring structure |
| US11933116B2 (en) * | 2022-06-01 | 2024-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Eccentric centralizer |
| CN116537751B (zh) * | 2023-07-05 | 2023-09-08 | 黑龙江省水利学校(黑龙江水利高级技工学校) | 一种水文地质孔施工用填砾料输送管及施工方法 |
| CN117027762B (zh) * | 2023-07-18 | 2024-08-27 | 中国科学院声学研究所 | 一种测井用扶正减震器 |
| CN118425297B (zh) * | 2024-07-02 | 2024-09-03 | 西南石油大学 | 一种石油钻采设备探伤装置 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5803193A (en) * | 1995-10-12 | 1998-09-08 | Western Well Tool, Inc. | Drill pipe/casing protector assembly |
| US6761230B2 (en) * | 2002-09-06 | 2004-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drilling apparatus and method for using same |
| USD665824S1 (en) * | 2011-10-28 | 2012-08-21 | Top-Co Cementing Products Inc. | Casing centralizer |
Family Cites Families (69)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE1251706B (de) | 1961-10-12 | 1967-10-12 | Sandvikens Jernverks Aktiebolag, Sandviken (Schweden) | Führungsvorrichtung für Schlagbohrer |
| US3323327A (en) | 1965-05-20 | 1967-06-06 | Grant Oil Tool Company | Cushion drill collar |
| US4021774A (en) | 1975-05-12 | 1977-05-03 | Teleco Inc. | Borehole sensor |
| US3982431A (en) | 1975-05-12 | 1976-09-28 | Teleco Inc. | Control system for borehole sensor |
| US4013945A (en) | 1975-05-12 | 1977-03-22 | Teleco Inc. | Rotation sensor for borehole telemetry |
| US4216536A (en) | 1978-10-10 | 1980-08-05 | Exploration Logging, Inc. | Transmitting well logging data |
| US4351116A (en) | 1980-09-12 | 1982-09-28 | Bj-Hughes Inc. | Apparatus for making multiple orientation measurements in a drill string |
| DE3035905C2 (de) | 1980-09-24 | 1982-12-30 | Christensen, Inc., 84115 Salt Lake City, Utah | Vorrichtung zur Fernübertragung von Informationen aus einem Bohrloch zur Erdoberfläche während des Betriebs eines Bohrgeräts |
| US4537067A (en) | 1982-11-18 | 1985-08-27 | Wilson Industries, Inc. | Inertial borehole survey system |
| FR2562601B2 (fr) | 1983-05-06 | 1988-05-27 | Geoservices | Dispositif pour transmettre en surface les signaux d'un emetteur situe a grande profondeur |
| US4571215A (en) | 1983-06-08 | 1986-02-18 | Boroloy Industries International, Inc. | Vibration dampener apparatus |
| US5803127A (en) * | 1985-12-16 | 1998-09-08 | R & R Precision Corp. | Coaxial piping systems |
| US4734893A (en) | 1986-10-06 | 1988-03-29 | Navigator Mwd, Inc. | Apparatus and method for transmitting downhole conditions to the surface |
| FR2613496B1 (fr) | 1987-04-02 | 1989-07-21 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif pour l'acquisition de donnees sismiques dans un forage et leur transmission a un systeme central de commande et d'enregistrement |
| FR2616230B1 (fr) | 1987-06-04 | 1990-12-14 | Inst Francais Du Petrole | Systeme pour l'acquisition et l'enregistrement de signaux fournis par un ensemble de capteurs dispose dans des sondes de puits |
| GB8817261D0 (en) * | 1988-07-20 | 1988-08-24 | Sperry Sun Inc | Down-hole bearing assemblies for maintaining survey instrument assembly & core barrel orientation |
| US5064006A (en) | 1988-10-28 | 1991-11-12 | Magrange, Inc | Downhole combination tool |
| US4938299A (en) | 1989-07-27 | 1990-07-03 | Baroid Technology, Inc. | Flexible centralizer |
| US5160925C1 (en) | 1991-04-17 | 2001-03-06 | Halliburton Co | Short hop communication link for downhole mwd system |
| US5236048A (en) | 1991-12-10 | 1993-08-17 | Halliburton Company | Apparatus and method for communicating electrical signals in a well, including electrical coupling for electric circuits therein |
| US5294923A (en) | 1992-01-31 | 1994-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for relaying downhole data to the surface |
| US5247990A (en) | 1992-03-12 | 1993-09-28 | Sudol Tad A | Centralizer |
| US5333686A (en) | 1993-06-08 | 1994-08-02 | Tensor, Inc. | Measuring while drilling system |
| US5474132A (en) | 1994-04-28 | 1995-12-12 | Westinghouse Electric Corporation | Marine riser |
| US5520246A (en) | 1994-11-14 | 1996-05-28 | Scientific Drilling International | Multi-mode cushioning an instrument suspended in a well |
| US5507348A (en) * | 1994-11-16 | 1996-04-16 | Scientific Drilling International | Apparatus for locking wire line instrument to drill collar |
| EP0759498B1 (de) | 1995-08-23 | 2001-11-07 | Tracto-Technik Paul Schmidt Spezialmaschinen | Lenkbares Bohrgerät mit stossempfindlichem Gerät |
| US6143988A (en) | 1997-05-23 | 2000-11-07 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing supported electrical cable having indentations |
| US5934378A (en) | 1997-08-07 | 1999-08-10 | Computalog Limited | Centralizers for a downhole tool |
| US6247542B1 (en) | 1998-03-06 | 2001-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications |
| US6479752B1 (en) * | 1998-04-07 | 2002-11-12 | Baker Hughes Incorporated | Coil springs for cable support |
| US6429653B1 (en) | 1999-02-09 | 2002-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for protecting a sensor in a drill collar |
| US6283205B1 (en) | 2000-01-19 | 2001-09-04 | James H. Cannon | Polymeric centralizer |
| US6715550B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
| GB0016145D0 (en) | 2000-06-30 | 2000-08-23 | Brunel Oilfield Serv Uk Ltd | Improvements in or relating to downhole tools |
| US6750783B2 (en) | 2002-07-05 | 2004-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low frequency electromagnetic telemetry system employing high cardinality phase shift keying |
| GB2406347B (en) * | 2002-11-25 | 2005-11-23 | Schlumberger Holdings | Logging while tripping with a modified tubular |
| GB0315144D0 (en) | 2003-06-28 | 2003-08-06 | Weatherford Lamb | Centraliser |
| US7393158B2 (en) * | 2003-10-20 | 2008-07-01 | Rti Energy Systems, Inc. | Shrink for centralizer assembly and method |
| CA2462987C (en) * | 2004-04-01 | 2005-02-22 | Brent Alexander Clark | Vibration-dampening drill collar |
| CA2509819C (en) | 2004-06-14 | 2009-08-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for reducing electromagnetic signal noise |
| US7151466B2 (en) | 2004-08-20 | 2006-12-19 | Gabelmann Jeffrey M | Data-fusion receiver |
| GB2437877B (en) | 2005-01-31 | 2010-01-13 | Baker Hughes Inc | Telemetry system with an insulating connector |
| US7377352B2 (en) | 2005-04-25 | 2008-05-27 | Monitech, Inc. | Vehicle ignition interlock systems with mouth alcohol contamination sensor |
| US7913774B2 (en) | 2005-06-15 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Modular connector and method |
| US8474548B1 (en) | 2005-09-12 | 2013-07-02 | Teledrift Company | Measurement while drilling apparatus and method of using the same |
| US7735579B2 (en) | 2005-09-12 | 2010-06-15 | Teledrift, Inc. | Measurement while drilling apparatus and method of using the same |
| US8020634B2 (en) * | 2005-10-05 | 2011-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for supporting a downhole component in a downhole drilling tool |
| US20070235224A1 (en) | 2006-04-05 | 2007-10-11 | Diamond Back - Quantum Drilling Motors, L.L.C. | Drill pipe with vibration dampening liner |
| US8201645B2 (en) | 2007-03-21 | 2012-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool string component that is protected from drilling stresses |
| WO2008116077A2 (en) | 2007-03-21 | 2008-09-25 | Hall David R | Downhole tool string component |
| US7766101B2 (en) * | 2007-06-25 | 2010-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for making drilling parameter and or formation evaluation measurements during casing drilling |
| US20090023502A1 (en) | 2007-07-18 | 2009-01-22 | Diamond Back - Quantum Drilling Motors, L.L.C. | Downhole shock absorber for torsional and axial loads |
| US20090025982A1 (en) * | 2007-07-26 | 2009-01-29 | Hall David R | Stabilizer Assembly |
| US8284073B2 (en) | 2008-04-17 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downlink while pumps are off |
| US8237584B2 (en) | 2008-04-24 | 2012-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Changing communication priorities for downhole LWD/MWD applications |
| US7849928B2 (en) * | 2008-06-13 | 2010-12-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for supporting power cable in downhole tubing |
| US20100071960A1 (en) | 2008-09-24 | 2010-03-25 | Baker Hughes Incorporated | System, Method and Apparatus for Composite Seal Gland Insert in Roller Cone Rock Bit |
| US7905295B2 (en) * | 2008-09-26 | 2011-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Electrocoil tubing cable anchor method |
| EP2169432A1 (en) * | 2008-09-30 | 2010-03-31 | Prad Research And Development Limited | Modular Apparatus and Method for Making Measurements in Boreholes |
| US7975541B2 (en) * | 2009-12-16 | 2011-07-12 | General Electric Company | Folding ultrasonic borehole imaging tool |
| US8640795B2 (en) | 2010-02-01 | 2014-02-04 | Technical Drilling Tools, Ltd. | Shock reduction tool for a downhole electronics package |
| FR2965602B1 (fr) | 2010-10-04 | 2013-08-16 | Electronique Ind De L Ouest Tronico | Tube destine a transporter des substances et assemblage de tubes correspondant |
| WO2012082748A2 (en) | 2010-12-14 | 2012-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data transmission in drilling operation environments |
| US8960281B2 (en) * | 2011-07-07 | 2015-02-24 | National Oilwell DHT, L.P. | Flowbore mounted sensor package |
| CN102359350B (zh) | 2011-10-09 | 2013-09-18 | 中国海洋石油总公司 | 一种扶正器 |
| CN102375158B (zh) * | 2011-11-02 | 2013-06-19 | 长江勘测规划设计研究有限责任公司 | 钻孔电视成像仪井下探头多功能保护器 |
| US9115544B2 (en) | 2011-11-28 | 2015-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Modular downhole tools and methods |
| EP2917479B1 (en) * | 2012-11-06 | 2018-02-14 | Evolution Engineering Inc. | Universal downhole probe system |
-
2012
- 2012-12-03 EP EP12887916.0A patent/EP2917479B1/en active Active
- 2012-12-03 WO PCT/CA2012/050871 patent/WO2014071494A1/en active Application Filing
- 2012-12-03 US US14/441,131 patent/US9850722B2/en active Active
- 2012-12-03 CN CN201280076905.6A patent/CN104884737B/zh active Active
- 2012-12-03 CA CA3038564A patent/CA3038564C/en active Active
- 2012-12-03 CA CA2890597A patent/CA2890597C/en active Active
- 2012-12-03 EA EA201590906A patent/EA032390B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-04-11 NO NO13775882A patent/NO2836677T3/no unknown
- 2013-11-06 US US14/073,757 patent/US9523246B2/en active Active
- 2013-11-06 US US14/441,130 patent/US10006257B2/en active Active
- 2013-11-06 WO PCT/CA2013/050851 patent/WO2014071521A1/en active Search and Examination
- 2013-11-06 EA EA201590904A patent/EA029705B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-11-06 EP EP13853488.8A patent/EP2917454B1/en active Active
- 2013-11-06 CN CN201380058117.9A patent/CN104919130B/zh active Active
- 2013-11-06 CA CA2890609A patent/CA2890609C/en active Active
- 2013-11-06 EP EP18191214.8A patent/EP3431704B1/en active Active
-
2016
- 2016-09-27 US US15/277,868 patent/US10167683B2/en active Active
-
2017
- 2017-11-27 US US15/823,184 patent/US10494879B2/en active Active
-
2018
- 2018-06-25 US US16/017,676 patent/US10648247B2/en active Active
- 2018-12-20 US US16/228,400 patent/US10871041B2/en active Active
-
2020
- 2020-12-21 US US17/128,757 patent/US11795769B2/en active Active
-
2023
- 2023-10-23 US US18/492,401 patent/US20240229573A9/en active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5803193A (en) * | 1995-10-12 | 1998-09-08 | Western Well Tool, Inc. | Drill pipe/casing protector assembly |
| US6761230B2 (en) * | 2002-09-06 | 2004-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drilling apparatus and method for using same |
| USD665824S1 (en) * | 2011-10-28 | 2012-08-21 | Top-Co Cementing Products Inc. | Casing centralizer |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA029705B1 (ru) | Центратор для скважинных зондов | |
| US10358906B2 (en) | Downhole probe centralizer | |
| US10352111B2 (en) | Drill collar with integrated probe centralizer | |
| US11213989B2 (en) | Downhole probe sleeves and methods for making probe sleeves | |
| CA2893467C (en) | Methods and apparatus for downhole probes |
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 AZ BY KZ KG TJ TM |