NO323060B1

NO323060B1 - Device for fluid sampling from sidewall in lined well

Info

Publication number: NO323060B1
Application number: NO20023365A
Authority: NO
Inventors: Douwe Johannes Runia
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 2000-01-14
Filing date: 2002-07-12
Publication date: 2006-12-27
Also published as: NO20023365L; AR027206A1; CA2396168A1; CA2396168C; OA12136A; EG22609A; WO2001051768A2; EP1247002B1; CN1401046A; MXPA02006779A; BR0107569A; US20010035289A1; AU2516701A; EA200200757A1; NO20023365D0; EA003565B1; EP1247002A2; WO2001051768A3

Description

Oppfinnelsen angår en anordning for fluidprøvetaking fra sidevegg i en foret brønn. The invention relates to a device for fluid sampling from the side wall of a lined well.

I praksis ved boring av borehull blir hver ytterligere seksjon av et borehull overveiende boret etter at de tidligere borede borehullseksjoner er foret med foringsrør. Etter fullført boring av den ytterligere seksjon blir et loggeverktøy senket av en vaier gjennom de tidligere installerte foringsrør og inn i den nylig borede seksjon for å lede en måling av en parameter nede i brønnnen. Eksempel på slikt loggeverktøy er et formasjonstrykktest/prøvetakingsverktøy for måling av trykket eller sammensetningen av fluid som forefinnes i jordformasj oner. Et slikt verktøy er forsynt med et ledningsrør som skyves inn i borehullsveggen en kort strekning for å skape fiuidforbindelse mellom jordformasjonsfluidet og et fluidkammer i verktøyet. In practice when drilling boreholes, each further section of a borehole is predominantly drilled after the previously drilled borehole sections have been lined with casing. After completion of drilling of the additional section, a logging tool is lowered by a wireline through the previously installed casing and into the newly drilled section to conduct a measurement of a parameter down the well. An example of such a logging tool is a formation pressure test/sampling tool for measuring the pressure or composition of fluid found in soil formations. Such a tool is provided with a conduit which is pushed into the borehole wall for a short distance to create a fluid connection between the soil formation fluid and a fluid chamber in the tool.

En ulempe med slik vaierlogging er den nødvendige ytterligere boreriggtid under senking og drift av loggeverktøyet. En ytterligere ulempe er at det er en fare for at loggeverktøyet blir lakkert i den åpne borehullseksjon. Dessuten kan det forekomme at det ikke er mulig å sette inn loggeverktøyet inn i en viktig del av den nylig borede borehullseksjon, for eksempel i tilfelle av sterkt hellende eller horisontale borehullseksjoner. Som resultat kan det ikke oppnås verdifull informasjon om den omgivende formasjon. A disadvantage of such wireline logging is the necessary additional drilling rig time during lowering and operation of the logging tool. A further disadvantage is that there is a risk of the logging tool being varnished in the open borehole section. Moreover, it may occur that it is not possible to insert the logging tool into an important part of the newly drilled borehole section, for example in the case of highly inclined or horizontal borehole sections. As a result, valuable information about the surrounding formation cannot be obtained.

Fra den kjente teknikk på området skal det vises til US 3 079 793 og WO Al 99 45236. From the known technique in the area, reference should be made to US 3 079 793 and WO Al 99 45236.

Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et forbedret loggeutstyr som overvinner ulempene med det konvensjonelle utstyr. It is an object of the invention to provide an improved logging equipment which overcomes the disadvantages of the conventional equipment.

Ifølge oppfinnelsen er det tilveiebrakt et loggeutstyr for bruk i et borehull dannet i en jordformasjon, omfattende et rørformet element for installering i borehullet, og en loggedel omfattende et ledningsrør som har en innløpsåpning og er bevegelig i radial retning av det rørformede elementet mellom en tilbaketrukket stilling hvor loggedelen er i det vesentlige anordnet innenfor rørelementet, og en utstrakt stilling, kjennetegnet ved at loggedelen strekker seg forbi det rørformede elementet slik at innløpsåpningen er i fiuidforbindelse med jordformasj onen når det rørformede elementet er installert i borehullet, hvor loggeutstyret videre omfatter en aktiveringsinnretning for bevegelse av loggedelen mellom den tilbaketrukkede stilling og den utstrakte stilling, hvor det rørformede element danner en av et foringsrør, en foring og en borestreng. According to the invention, there is provided a logging equipment for use in a borehole formed in an earth formation, comprising a tubular element for installation in the borehole, and a logging part comprising a conduit pipe which has an inlet opening and is movable in the radial direction of the tubular element between a retracted position where the logging part is essentially arranged within the tubular element, and an extended position, characterized by the logging part extending past the tubular element so that the inlet opening is in fluid connection with the soil formation when the tubular element is installed in the borehole, where the logging equipment further comprises an activation device for movement of the logging part between the retracted position and the extended position, where the tubular element forms one of a casing, a liner and a drill string.

Det blir dermed oppnådd at verdifull boreriggtid spares da rørelementet danner en integrert del av loggeutstyret, og skal senkes ned i borehullet i alle tilfeller. Derfor er det ikke noe behov for å senke separat et loggeverktøy ned i borehullet med vaier under periodene mellom nedsenking/installering av rørelementet og boring av den ytterligere borehullseksjon. Nedsenking av rørelementet ned i sterkt hellende eller horisontale borehullseksjoner kan også gjøres lettere enn nedsenking av en vaier inn i slike seksjoner. En ytterligere fordel med loggeutstyr ifølge oppfinnelsen er at ved bevegelse av loggedelen til dens tilbaketrukkede stilling kan rørelementet senkes inn i borehullet uten å bli hindret av loggeutstyret og uten risiko for skade på loggedelen. Ved bevegelse av loggedelen til den utstrakte stilling etter at det rørformede element er installert i borehullet kan det videre i en loggsetting bestemmes en karakteristikk av jordformasjonsfluidet (for eksempel trykk eller sammensetning). It is thus achieved that valuable drilling rig time is saved as the pipe element forms an integral part of the logging equipment, and must be lowered into the borehole in all cases. Therefore, there is no need to separately lower a logging tool into the borehole with wire rope during the periods between the immersion/installation of the pipe element and the drilling of the further borehole section. Immersion of the pipe element into strongly inclined or horizontal borehole sections can also be done more easily than the immersion of a cable into such sections. A further advantage of logging equipment according to the invention is that when the logging part is moved to its retracted position, the pipe element can be lowered into the borehole without being obstructed by the logging equipment and without risk of damage to the logging part. By moving the logging part to the extended position after the tubular element has been installed in the borehole, a characteristic of the soil formation fluid (for example pressure or composition) can further be determined in a log setting.

Aktiveringsinnretningen er passende løsbart anordnet inne i det rørformede element. Etter nedsenking av det rørformede element inn i borehullet og bestemmelse av fluidkarakteristikken, kan derfor aktiviseringsinnretningen fjernes fra det rørformede element og innhentes til overflaten slik at innsiden av det rørformede element er fritt for hindringer for å tillate passering av borehullverktøy eller valgte fluider gjennom det rørformede element. The activation device is suitably releasably arranged inside the tubular element. Therefore, after submerging the tubular element into the borehole and determining the fluid characteristics, the actuation device can be removed from the tubular element and brought to the surface so that the interior of the tubular element is clear of obstructions to allow the passage of downhole tools or selected fluids through the tubular element .

Det rørformede element er fortrinnsvis en av et foringsrør, en borehullinnsats og en borestreng. The tubular element is preferably one of a casing, a borehole insert and a drill string.

Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende i forbindelse med et utførelseseksempel og en henvisning til tegningene, der fig. 1 viser skjematisk en utførelsesform av loggeutstyret ifølge oppfinnelsen i en første driftsstilling, og fig. 2 viser skjematisk utførelsesformen på fig. 1 i en andre driftsstilling. The invention shall be described in more detail below in connection with an embodiment and a reference to the drawings, where fig. 1 schematically shows an embodiment of the logging equipment according to the invention in a first operating position, and fig. 2 schematically shows the embodiment in fig. 1 in a second operating position.

På fig. 1 og 2 er det vist et foringsrør 1 anordnet i et borehull 2 dannet i en jordformasjon 4, hvor foringsrøret 1 ennå ikke har blitt sementert i borehullet 2, men er opphengt fra en borerigg (ikke vist) på overflaten. Foringsrøret 1 omfatter en øvre foringsrørseksjon 6, en mellomliggende foringsrørseksjon 8 koplet til den øvre foringsrørseksjon 1 av et koplingsstykke 9, og en nedre foringsrørseksjon 10 koplet til den mellomliggende foringsrørseksjon av et koplingsstykke 11. Den mellomliggende foringsrørseksjon 8 er forsynt med en åpning 12 hvor det er anordnet en primærpute 14 og en teleskopisk del 16. Puten 14 har sylindrisk form og har en ytre flate 14a som vender mot borehullsveggen og en indre flate 14b som vender mot innsiden av foringsrørseksjonen 8. Minst én endedel av primærputen ved siden av den ytre flate 14a er laget av et elastomerisk materiale. In fig. 1 and 2 shows a casing 1 arranged in a borehole 2 formed in an earth formation 4, where the casing 1 has not yet been cemented in the borehole 2, but is suspended from a drilling rig (not shown) on the surface. The casing 1 comprises an upper casing section 6, an intermediate casing section 8 connected to the upper casing section 1 by a coupling piece 9, and a lower casing section 10 connected to the intermediate casing section by a coupling piece 11. The intermediate casing section 8 is provided with an opening 12 where the a primary pad 14 and a telescopic part 16 are arranged. The pad 14 is cylindrical in shape and has an outer surface 14a facing the borehole wall and an inner surface 14b facing the inside of the casing section 8. At least one end part of the primary pad next to the outer surface 14a is made of an elastomeric material.

Den teleskopiske del 16 forbinder primærputen 14 med foringsrørseksjonen 8, og er anordnet for å utføre en teleskopisk bevegelse i radial retning (av foringsrøret 1) for å bevege primærputen 14 mellom en tilbaketrukket stilling hvor primærputen 14 er beliggende i det vesentlige innenfor den ytre radius av foringsrørsseksjonen 8, og en utstrakt stilling hvor primærputen 14 strekker seg forbi den ytre radius av foringsrør-seksjonen 8, og den ytre flate 14a kommer i kontakt med borehullets 2 vegg. Videre tetter den teleskopiske del 16 primærputen 14 i forhold til foringsrørseksjonen 8. The telescopic part 16 connects the primary pad 14 to the casing section 8, and is arranged to perform a telescopic movement in the radial direction (of the casing 1) to move the primary pad 14 between a retracted position where the primary pad 14 is located substantially within the outer radius of the casing section 8, and an extended position where the primary pad 14 extends past the outer radius of the casing section 8, and the outer surface 14a comes into contact with the borehole 2 wall. Furthermore, the telescopic part 16 seals the primary pad 14 in relation to the casing section 8.

Primærputen 14 er forsynt med en boring 18 som strekker seg i radial retning av foringsrørseksjonen 8 hvor et ledningsrør 22 er anordnet på en måte som tillater at ledningsrøret 22 kan gli gjennom boringen 18 en valgt lengde. Ledningsrøret 22 har på dens indre ende en skulder 24 som, når den er i kontakt med den indre flate 14a, hindrer videre glidning utover av ledningsrøret 22. En trykkfjær 25, anordnet mellom skulderen 24 og den indre flate 14b av primærputen 14, forspenner ledningsrøret 22 til en stilling radialt innover derav. Ledningsrøret 22 er innvendig forsynt med en kuleventil 26 med en kule 28 forspent mot ventilsetet 30 av en fjær 32. Kuleventilen 26 hindrer strøm av fluid fra utsiden av foringsrørseksjonen 8 til innsiden derav når kulen 28 er forspent mot ventilsetet 30. The primary pad 14 is provided with a bore 18 which extends in the radial direction of the casing section 8 where a lead pipe 22 is arranged in a way that allows the lead pipe 22 to slide through the bore 18 a selected length. The conduit 22 has on its inner end a shoulder 24 which, when in contact with the inner surface 14a, prevents further sliding outwards of the conduit 22. A pressure spring 25, arranged between the shoulder 24 and the inner surface 14b of the primary pad 14, biases the conduit 22 to a position radially inward therefrom. The conduit 22 is internally provided with a ball valve 26 with a ball 28 biased against the valve seat 30 by a spring 32. The ball valve 26 prevents the flow of fluid from the outside of the casing section 8 to the inside thereof when the ball 28 is biased against the valve seat 30.

Primærputen 14 er forspent mot dens tilbaketrukkede stilling av en bladfjær 29 som strekker seg langs den ytre flate av foringsrørseksjonen 8 og er koplet i motsatte ender derav til foringsrørseksjonen 8. Bladfjæren 29 er forsynt med en åpning (ikke vist) for passering av ledningsrøret 22 derigjennom når ledningsrøret 22 glir utover gjennom boringen 18. The primary pad 14 is biased towards its retracted position by a leaf spring 29 which extends along the outer surface of the casing section 8 and is connected at opposite ends thereof to the casing section 8. The leaf spring 29 is provided with an opening (not shown) for the passage of the conduit 22 therethrough. when the conduit 22 slides outwards through the bore 18.

En aktiveringsinnretning 34 er løsbart anordnet inn i foringsrørseksjonen 8 og forviglet til foringsrørveggen av en forriglingssammenstilling (ikke vist). Aktiveringsinnretningen 34 omfatter en sekundær pute 36 med sylindrisk form og laget av elastomerisk materiale, og er anordnet konsentrisk i forhold til primærputen 14, og en jekk 38 anordnet for å forspenne den sekundære pute 36 mot primærputen 14 for å bevege primærputen 14 mellom dens tilbaketrukne stilling og dens utstrakte stilling. An actuating device 34 is releasably disposed within the casing section 8 and secured to the casing wall by a locking assembly (not shown). The actuation device 34 comprises a secondary cushion 36 of cylindrical shape and made of elastomeric material, and is arranged concentrically with respect to the primary cushion 14, and a jack 38 arranged to bias the secondary cushion 36 against the primary cushion 14 to move the primary cushion 14 between its retracted position and its extended position.

Aktiveringsinnretningen 34 omfatter videre en støttedel 40 for å støtte jekken 38 mot den indre flate av foringsrørseksjonen 8, en elektrisk motor 42 for drift av jekken 38, et fluidkammer 44 forsynt med en fluidtrykkmåler (ikke vist), en elektronisk regulering-/minne-enhet (ikke vist) for regulering av den elektriske motor 42 og trykkmåleren, og for lagring av trykkavlesninger av trykkmåleren, og et batteri (ikke vist) for drift av regulerings-/minneenheten og den elektriske motor 42. En sekundær pute 36 er forsynt med et rør 46 som strekker seg konsentrisk gjennom den sekundære pute 36 og er anordnet for å forspenne kulen 28 bort fra ventilsetet 30 og å tilveiebringe fluidforbindel-sen mellom ledningsrøret 22 og fluidkammeret 44 når den sekundære pute er forspent mot den primære pute 14. The activation device 34 further comprises a support part 40 for supporting the jack 38 against the inner surface of the casing section 8, an electric motor 42 for operating the jack 38, a fluid chamber 44 provided with a fluid pressure gauge (not shown), an electronic control/memory unit (not shown) for regulating the electric motor 42 and the pressure gauge, and for storing pressure readings of the pressure gauge, and a battery (not shown) for operating the regulation/memory unit and the electric motor 42. A secondary pad 36 is provided with a tube 46 which extends concentrically through the secondary pad 36 and is arranged to bias the ball 28 away from the valve seat 30 and to provide the fluid connection between the conduit tube 22 and the fluid chamber 44 when the secondary pad is biased against the primary pad 14.

Den primære pute 14, den sekundære pute 36, og ledningsrøret 22 er dimen-sjonert slik at etter bevegelse av den sekundære pute 36 mot den primære pute 14, skyver den sekundære pute 36 mot ledningsrøret 22 som dermed glir i radial retning utover gjennom boringen 18 og åpningen av bladfjæren 29 inntil skulderen 24 kommer i kontakt med den indre flate 14b av den primære pute 14. The primary cushion 14, the secondary cushion 36, and the conduit 22 are dimensioned so that after movement of the secondary cushion 36 towards the primary cushion 14, the secondary cushion 36 pushes against the conduit 22 which thus slides in a radial direction outwards through the bore 18 and the opening of the leaf spring 29 until the shoulder 24 contacts the inner surface 14b of the primary pad 14.

Normal drift av sammenstillingen vist på fig. 1 og 2 skal beskrives nærmere i det følgende, hvor fig. 1 viser primærputen 14 i den tilbaketrukkede stilling og fig. 2 viser den primære pute i den utstrakte stilling. Normal operation of the assembly shown in fig. 1 and 2 shall be described in more detail in the following, where fig. 1 shows the primary pad 14 in the retracted position and fig. 2 shows the primary pad in the extended position.

Under normal drift er aktiveringsinnretningen 34 forriglet i foringsrørseksjonen 8 ved hjelp av en forriglingssammenstilling, og foringsrørseksjonene 6 og 10 er koplet til foringsrørseksjonen 8 av de respektive koplingsstykker 9, 11. Deretter blir foringsrøret 1, med den primære pute 14 i den tilbaketrukkede stilling, senket inn i borehullet 2. Senkingen stoppes når den primære pute 14 når en valgt dybde i borehullet hvor det er ønskelig å lede en trykkmåling av jordformasjonfluid så som olje eller vann. Et trådløst reguleringssystem (ikke vist) på overflaten blir så betjent til å bevirke at regulerings-/minneenheten opererer den elektriske motor 42 slik at motoren 42 bevirker at jekken 38 forspenner den sekundære pute 36 mot den primære pute 14. Den primære pute 14. Den primære pute 14 beveges dermed fra den tilbaketrukkede stilling til den utstrakte stilling hvor den ytre flate 14a av den primære pute 14 er forspent mot borehullsveggen (fig. 2). Samtidig skyver den sekundære pute 36 mot ledningsrøret 22 slik at sistnevnte rager ut gjennom åpningen av bladfjæren 29 og strekker seg en kort strekning inn i borehullsveggen, og røret 46 forspenner kulen 28 bort fra ventilsetet 30 og tilveiebringer dermed fiuidforbindelse mellom ledningsrøret 22 og fluidkammeret 44. Som resultat står fluidkammeret 44 i forbindelse med fluidet som befinner seg i jordformasjonen. Regulerings-/minneenheten betjener så fluidtrykkmåleren slik at den måler trykket av formasjons-fluidet og lagrer de resulterende trykkdata i det elektroniske minnet. During normal operation, the actuating device 34 is locked into the casing section 8 by means of a locking assembly, and the casing sections 6 and 10 are connected to the casing section 8 by the respective couplings 9, 11. Then the casing 1, with the primary pad 14 in the retracted position, is lowered into the borehole 2. The lowering is stopped when the primary pad 14 reaches a selected depth in the borehole where it is desirable to conduct a pressure measurement of soil formation fluid such as oil or water. A wireless control system (not shown) on the surface is then operated to cause the control/memory unit to operate the electric motor 42 such that the motor 42 causes the jack 38 to bias the secondary pad 36 against the primary pad 14. The primary pad 14. The primary pad 14 is thus moved from the retracted position to the extended position where the outer surface 14a of the primary pad 14 is biased against the borehole wall (fig. 2). At the same time, the secondary pad 36 pushes against the conduit pipe 22 so that the latter protrudes through the opening of the leaf spring 29 and extends a short distance into the borehole wall, and the pipe 46 biases the ball 28 away from the valve seat 30 and thus provides fluid connection between the conduit pipe 22 and the fluid chamber 44. As a result, the fluid chamber 44 is in communication with the fluid located in the soil formation. The control/memory unit then operates the fluid pressure gauge so that it measures the pressure of the formation fluid and stores the resulting pressure data in the electronic memory.

Den elektroniske motor 42 blir så bevirket til å trekke tilbake jekken 34 for å bevege den sekundære pute 36 radialt innover. Som resultat beveger den primære pute seg også radialt innover på grunn av forspenningskraften fra bladfjæren 29. Primærputen 14 og sekundærputen 36 forblir i kontakt inntil den primære pute 14 når dens tilbaketrukkede stilling. Videre bevirker radial bevegelse innover av den sekundære pute 36 at den blir forskjøvet fra den primære pute 14, og røret 46 blir forskjøvet fra kulen 28 slik at fjæren 18 forspenner kulen 28 mot ventilsetet 30 som dermed stenger kuleventilen 26. The electronic motor 42 is then caused to retract the jack 34 to move the secondary pad 36 radially inward. As a result, the primary pad also moves radially inward due to the biasing force of the leaf spring 29. The primary pad 14 and the secondary pad 36 remain in contact until the primary pad 14 reaches its retracted position. Furthermore, radial inward movement of the secondary pad 36 causes it to be displaced from the primary pad 14, and the tube 46 is displaced from the ball 28 so that the spring 18 biases the ball 28 against the valve seat 30 which thus closes the ball valve 26.

Dersom det ønskes ytterligere jordformasjonsfluidtrykkmålinger i forskjellige borehulldybder, heves eller senkes foringsrøret 1 gjennom borehullet 2 for å anbringe på nytt primærputen 14 i borehullet 1 ved de ønskede dybder. Prosedyren beskrevet i det foregående blir så gjentatt. If additional soil formation fluid pressure measurements are desired at different borehole depths, the casing pipe 1 is raised or lowered through the borehole 2 to reposition the primary pad 14 in the borehole 1 at the desired depths. The procedure described above is then repeated.

Etter fullføring av de ønskede trykkmålinger blir en passende innhentings-innretning (ikke vist) senket gjennom foringsrøret 1 til aktiveringsinnretningen 34 for å løse aktiviseringsinnretningen 34 fra foringsrørseksjonen 8 og å innhente aktiveringsinnretningen 34 til overflaten. Trykkdataene blir så lest ut fra det elektroniske minnet på overflaten. After completion of the desired pressure measurements, a suitable retrieval device (not shown) is lowered through the casing 1 to the activation device 34 to release the activation device 34 from the casing section 8 and retrieve the activation device 34 to the surface. The pressure data is then read from the electronic memory on the surface.

Dersom ingen ytterligere jordformasjonsfluidtrykkmålinger skal ledes blir foringsrøret 1 sementert i borehullet 1. I tilfellet borehullet 2 skal bores ytterligere blir forriglingssammenstillingen boret ut av foringsrøret 1 før ytterligere boring begynner. If no further soil formation fluid pressure measurements are to be conducted, the casing 1 is cemented in the borehole 1. In the event that the borehole 2 is to be drilled further, the interlocking assembly is drilled out of the casing 1 before further drilling begins.

I stedet for å lese trykkdata fra det elektroniske minnet etter innhenting av aktiveringsinnretningen 34 til overflaten, kan trykket alternativt bli lest ved strekking av en dataoverføringslinje (for eksempel en elektrisk leder) fra overflaten til aktiveringsinnretningen 34 og overføring av data i form av elektriske signaler gjennom dataover-føringslinjen til overflaten mens aktiveringsinnretningen 34 fremdeles er forriglet til foringsrøret 1. Instead of reading pressure data from the electronic memory after bringing the actuation device 34 to the surface, the pressure can alternatively be read by extending a data transmission line (for example, an electrical conductor) from the surface to the actuation device 34 and transmitting data in the form of electrical signals through the data transmission line to the surface while the actuation device 34 is still latched to the casing 1.

Claims

1. Logging equipment for use in a borehole (2) formed in an earth formation (4), comprising a tubular member (1) for installation in the borehole (2), and a logging part comprising a conduit pipe (22) having an inlet opening and being movable in the radial direction of the tubular element (1) between a retracted position where the log part is essentially arranged within the tubular element (1), and an extended position, characterized in that the log part extends past the tubular element (1), so that the inlet opening is in fluid connection with the soil formation (4) when the tubular element (1) is installed in the borehole (2), where the logging equipment further comprises an activation device (34) for movement of the logging part between the retracted position and the extended position, where the tubular element (1) forms one of a casing, a liner and a drill string.

2. Logging equipment according to claim 1, characterized in that the logging part comprises a pad (14) which extends towards the borehole wall when the tubular element (1) is installed in the borehole (2) and the logging part is in its extended position.

3. Logging equipment according to claim 2, characterized in that it comprises a telescopic part (16) which connects the pad (14) and the tubular element (1) and is arranged to perform a telescopic movement to move the logging part between the retracted position and the extended position.

4. Logging equipment according to claim 2 or 3, characterized in that the cushion forms a primary cushion (14), and the activation device comprises a secondary cushion (36) arranged to bias the logging part from the retracted position to the extended position.

5. Logging equipment according to claim 4, characterized in that the activation device (34) is provided with a fluid chamber (44), and the secondary pad (36) is provided with a pipe (46) arranged to provide fluid connection between the conduit pipe (22) and the fluid chamber (44) when the secondary pad (36) is biased against the log part.

6. Logging equipment according to claim 4 or 5, characterized in that the conduit (22) is provided with a valve that prevents the flow of soil formation fluid into the tubular element when the valve is in the closed position, and where the secondary pad (36) is arranged to to open the valve when the secondary pad is biased against the log part.

7. Logging equipment according to one of claims 1-6, characterized in that the activation device (34) is releasably arranged within the tubular element (1).

8. Logging equipment according to one of claims 1-7, characterized in that the activation device (34) is provided with devices for detecting characteristics of the soil formation fluid that enters the conduit pipe (22) when the inlet opening is in fluid connection with the soil formation.

9. Logging equipment according to claim 8, characterized in that the characteristics include a pressure in the soil formation fluid that enters the conduit (22).

10. Logging equipment according to one of claims 1-9, characterized in that at least one of the logging part and the activation device (34) forms an RFT logging tool.

11. Logging equipment according to one of claims 1-10, characterized in that the tubular element (1) is internally provided with a locking assembly for locking the activation device (34) to the tubular element (1).