RU2120032C1 - Способ измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2120032C1 RU2120032C1 RU96105415A RU96105415A RU2120032C1 RU 2120032 C1 RU2120032 C1 RU 2120032C1 RU 96105415 A RU96105415 A RU 96105415A RU 96105415 A RU96105415 A RU 96105415A RU 2120032 C1 RU2120032 C1 RU 2120032C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill head
- drill
- head
- drilling
- physical parameter
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 title claims abstract description 33
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title description 33
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 230000008447 perception Effects 0.000 claims 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- 230000006870 function Effects 0.000 description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 4
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 4
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B47/013—Devices specially adapted for supporting measuring instruments on drill bits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/62—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/20—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/20—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current
- G01V3/24—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current using ac
Abstract
Изобретение относится к автоматизации бурения нефтяных скважин и позволяет обеспечить оптимизацию процесса бурения путем непосредственной его регулировки в каждый момент времени в зависимости от измеряемых параметров, характеризующих движение бурильной головки. Для этого в процессе бурения измеряют физический параметр, характеризующий движение бурильной головки в непосредственной близости от бурильной головки. При этом в качестве физического параметра измеряют электрическую характеристику бурильной среды. В корпусе устройства для реализации способа выполнены гнезда для размещения в них электродов измерителя физического параметра и датчиков движения корпуса бурильной головки. 2 с. и 31 з.п. ф-лы, 18 ил.
Description
Изобретение относится к автоматизации бурения нефтяных скважин и предназначено для контроля бурильной головки устройства для бурения или колонкового бурения, в частности для бурения нефтяных скважин.
Известен способ контроля состояния бурильной головки в процессе бурения, включающий измерение физического параметра среды бурения как минимум между двумя отдельными местами, выработку электрического сигнала и передачу его через электрический проводник в систему сбора данных. Устройство для его реализации содержит прикрепленный к концу бурильной колонны корпус бурильной головки, к которому прикреплен как минимум один режущий инструмент, измерительное приспособление для измерения электрического сопротивления (электрической характеристики) среды бурения, выполненный в виде по меньшей мере двух электродов и подключенный через электрический проводник к системе сбора данных (см. US, 4905774A, кл. E 21 B 7/04, 06.03.86).
Известные способ и устройство не позволяют осуществлять непосредственную регулировку процесса бурения в каждый момент времени за счет измерения ограниченного количества параметров, характеризующих среду бурения и сам процесс бурения.
Целью изобретения является осуществление оптимизации процесса бурения путем непосредственной его регулировки в каждый момент времени в зависимости от измеряемых параметров, характеризующих движение бурильной головки, и увеличения количества измеряемых параметров, характеризующих среду бурения.
Поставленная задача достигается тем, что в способе измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения, включающем измерение физического параметра, связанного с движением бурильной головки, по меньшей мере между двумя отдельными местами в скважине, выработку электрического сигнала и подачу его через электрический проводник в систему сбора данных, физический параметр, связанный с движением бурильной головки, измеряют в непосредственной близости от бурильной головки. При этом в качестве физического параметра измеряют электрическую характеристику бурильной среды вблизи бурильной головки и по ней определяют радиальное движение бурильной головки или калибр буровой скважины, или уровень вибрации бурильной головки, связанный с высоким износом бурильной головки. Для уменьшения уровней вибрации осуществляют регулировку процесса бурения. Кроме того, по измеренной электрической характеристике определяют частоту удара бурильной головки о стенку буровой скважины.
Дополнительно определяют множество электрических характеристик в разнесенных в пространстве положениях на бурильной головке.
Также дополнительно определяют кажущееся удельное сопротивление пласта из распределения, образованного указанным множеством электрических характеристик. По указанным множествам электрических характеристик дополнительно определяют нестабильное состояние бурильной головки. Для уменьшения нестабильного состояния бурильной головки осуществляют регулировку процесса бурения и определяют поперечную траекторию оси головки по отношению к оси буровой скважины. Также в способе дополнительно определяют ускорение бурильной головки и, исходя из определенного ускорения, дополнительно определяют приблизительный диаметр буровой скважины или траекторию указанной бурильной головки, исходя из определенного ускорения, а также наклон бурильной головки. Множество электрических характеристик хранят в системе сбора данных. При осуществлении способа бурильную головку извлекают из пробуренного ствола и возвращают указанное множество электрических характеристик, хранимых в системе сбора данных.
В зависимости от указанного множества электрических характеристик осуществляют регулировку бурения.
Ускорение бурильной головки определяют с помощью датчика-акселерометра, установленного внутри по отношению к внешней поверхности бурильной головки.
По измеренной электрической характеристике бурильной среды определяют изменение мгновенной скорости вращения бурильной головки.
Дополнительно в способе определяют сопротивление для вертикально размещенных положений на бурильной головке и используют его для определения наклона бурильной головки.
Устройство для измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения, корпус которой прикреплен к концу бурильной колонны и имеет по меньшей мере один режущий элемент, содержащее измерительное приспособление для измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, выполненное в виде по меньшей мере одного электрода и подключенное через электрический проводник к системе сбора данных для приема электрического сигнала с измерительного приспособления, дополнительно снабжено по крайней мере одним датчиком давления корпуса бурильной головки, подключенным к системе сбора данных, прикрепленным к корпусу бурильной головки полым хвостовиком, имеющим верхнее резьбовое соединение для присоединения к бурильной колонне, корпус бурильной головки выполнен полым, и в нем выполнен канал для циркулирующего через буровую колонну и буровую скважину жидкостного потока, причем резьбовой соединитель хвостовика охватывает указанный канал, а в корпусе бурильной головки выполнено по меньшей мере одно гнездо для размещения в нем электрода и датчика движения корпуса бурильной головки.
В качестве физического параметра измеряют удельное электрическое сопротивление бурильной среды вблизи бурильной колонны в буровой скважине. Датчик движения корпуса бурильной головки закреплен вдоль радиуса бурильной головки и ориентирован для восприятия радиального ускорения бурильной головки вдоль указанного радиуса. Кроме того, устройство снабжено вторым датчиком движения корпуса бурильной головки, который установлен со смещением от оси бурильной головки и ориентирован с возможностью восприятия тангенциального ускорения по отношению к радиусу бурильной головки. Также устройство может быть снабжено третьим датчиком движения корпуса бурильной головки, который установлен и ориентирован в корпусе бурильной головки с возможностью восприятия аксиального ускорения по отношению к оси бурильной головки. Измерительное приспособление для измерения физического параметра содержит множество электродов, расположенных по окружности вокруг бурильной головки. При этом датчик движения корпуса бурильной головки установлен с возможностью измерения ускорения по меньшей мере в двух направлениях, ортогональных друг другу, а бурильная головка выполнена со съемной частью, в которой расположено гнездо для размещения датчика движения корпуса бурильной головки. Датчик движения корпуса бурильной головки установлен заподлицо с калиброванным диаметром бурильной головки. Для подачи напряжения на внешнюю поверхность измерительного приспособления для измерения физического параметра устройство снабжено источником напряжения.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где фиг. 1 изображает аксиальный вид одного типа бурильной головки, оборудованной так, чтобы измерять сопротивление и ускорение, фиг. 2 является графиком, иллюстрирующим взаимосвязь между измеренным сопротивлением и удельным сопротивлением бурового раствора вокруг головки, или удельным сопротивлением пласта породы в контакте с круглым электродом радиуса 5 мм, фиг. 3 изображает в увеличенном масштабе аксиальный вид электрода, используемого в измерении вышеупомянутого сопротивления, фиг. 4 представляет в другом масштабе перспективный вид элемента бурильной головки, приспособленной для того, чтобы разместить несколько электродов и три акселерометра, фиг. 5 иллюстрирует функциональную схему устройства для измерения и передачи данных о сопротивлении и ускорении согласно изобретению, фиг. 6 представляет собой теоретический график измеряемой разности потенциалов между электродом и металлической массой устройства в контакте с буровым раствором для данного переменного тока, проходящего по цепи измерения, как функции времени, фиг. 7 представляет собой график в соответствии с фигурой 6 и показывает вышеупомянутую разность потенциалов после ее преобразования с помощью дифференциального усилителя, выпрямляющего устройства и фильтра, фиг. 8 является графиком в соответствии с двумя предыдущими графиками и одновременно представляет измеряемое сопротивление, фиг. 9 представляет собой пример показаний разности потенциалов как функции времени во время бурения ствола с помощью головки, оборудованной восемью электродами, фиг. 10 представляет собой пример показаний как функции времени для головки во время бурения при одновременном измерении изменений скорости вращения, ускорений, угловых расположений и измерениях сопротивления с помощью нескольких электродов, фиг. 11 представляет собой пример показаний, соответствующих фигуре 10 для другой головки во время бурения, фиг. 12 представляет собой пример траектории, по которой движется центр головки во время бурения в течение определенного промежутка времени в плоскости, проходящей через этот центр и перпендикулярной оси скважины, пробуриваемой головкой, причем траектория получена из измерений сопротивления с помощью электродов, как показано на фигуре 4, фиг. 13 схематически представляет в разрезе бурового головку, в которой два электрода расположены так, что их продольные оси размещаются в той же плоскости, что и ось указанной головки, фиг. 14 представляет собой поперечный вид особой конфигурации буровой головки типа "cannon-fuse" ("пушечный взрыватель"), фиг. 15 приведена только для информационных целей и представляет анализ частотного спектра (вертикальная ось) как функции частоты (горизонтальная ось), фиг. 16 иллюстрирует в масштабе, отличном от масштаба на фиг. 12, теоретическую траекторию (вдоль непрерывной линии) центра головки, а также экспериментальную траекторию (пунктирная линия) в течение определенного промежутка времени, которая была получена двойным численным интегрированием ускорения головки, измеренного с помощью вышеупомянутых акселерометров, фиг. 17 представляет собой полученную из сигналов от электродов временную зависимость развития зазора между мгновенным положением центра ствола во время бурения и центром головки, осуществляющей бурение ствола и оборудованной в соответствии с изобретением, фиг. 18 является графиком, изображающим развитие реального радиуса скважины, которую бурят головкой с номинальным диаметром 8 1/2", то есть с номинальным радиусом 107,9 мм, как функцию времени, полученную на основе сигналов от электродов.
Способ осуществляется следующим образом.
Способ по изобретению предназначен для контроля бурильной головки 1, показанной на фиг. 1. Равным образом она может быть головкой для колонкового бурения, поскольку опытный специалист может легко адаптировать изобретение к особым требованиям колонкового бурения. В соответствии с изобретением данный способ включает стадии измерения электрического сопротивления среды бурения и регулировку средств управления в соответствии с измеренными величинами этого электрического сопротивления.
Измеренное сопротивление зависит от удельного сопротивления ( в омах) элементов, где проводят измерения. Например, было определено, что обычные буровые растворы для бурения или колонкового бурения в промышленности бурения скважин, как правило, имеют удельное сопротивление между 0,05 Ом и 1 Ом м. В буровых растворах на основе нефти удельное сопротивление существенно возрастает до бесконечности. Это же справедливо, если измерение осуществляют в контакте с пластом породы, которая содержит нефть. С другой стороны, во время измерений путем контакта пласты пород обычно проявляют удельное сопротивление между 0,1 Ом и 20 Ом м, однако это удельное сопротивление может быть значительно выше в районах добычи нефти в соответствии с содержанием нефти в пласте.
Было установлено математическим моделированием и подтверждено экспериментами, что соотношение между сопротивлением и удельным сопротивлением среды, в которой производят измерение, является хорошим приближением к следующему уравнению
R = ρ/8, a,
где
a - радиус круговой поверхности элемента с очень высокой электропроводностью,
причем только поверхность элемента находится в контакте со средой с удельным сопротивлением ρ.
На фиг. 2 показан логарифмический график кривой, соответствующей этому уравнению, если a = 5 мм, R выражено в омах а ρ - в Ом м.
R = ρ/8, a,
где
a - радиус круговой поверхности элемента с очень высокой электропроводностью,
причем только поверхность элемента находится в контакте со средой с удельным сопротивлением ρ.
На фиг. 2 показан логарифмический график кривой, соответствующей этому уравнению, если a = 5 мм, R выражено в омах а ρ - в Ом м.
Измерения сопротивления могут быть переданы оператором бурового устройства так, чтобы они могли отрегулировать управление этого устройства в соответствии с соприкасаемой средой. Как уже отмечено выше, это измерение сопротивления может быть записано для последующего использования.
Измерение электрического сопротивления R среды предпочтительно следует проводить вблизи бурильной головки 1 так, что немедленно могут быть известны условия, в которые попала данная деталь, являющаяся основной частью бурового механизма.
Измерение сопротивления R можно осуществить, с одной стороны, электродом 2 (фиг. 1 и 2), например электродом, приспособленным к бурильной головке 1 так, что он электрически изолирован от остальной части бурового устройства, а с другой стороны - металлической массой 3 бурового устройства, и, следовательно, головки 1. С этой целью непосредственно вокруг электрода 2 расположены металлические поверхности бурового устройства, причем эти металлические поверхности не имеют какого-либо вида изоляции, представляющей какое-либо электрическое сопротивление.
Таким образом, в соответствии с изобретением вышеуказанное измерение сопротивления R можно осуществить между двумя электродами, подобными электроду 2 и расположенными подобным образом, причем внешние металлические поверхности бурового устройства, расположенные между двумя электродами и вокруг этих двух электродов, в этом случае предпочтительно прочно покрыты электрическим изолятором так, чтобы избежать какой-либо помехи на измерения со стороны металлической массы 3 указанного устройства.
Кроме того, как будет пояснено ниже, можно использовать несколько электродов 2 (фиг. 4), распределенных вокруг бурового устройства, и, таким образом, измерение сопротивления осуществляется либо между каждым из электродов 2 и металлической массой устройства, либо в соответствии с одной или несколькими комбинациями между каждой парой распределенных электродов 2.
В соответствии с другим преимуществом изобретения, как будет подробно описано ниже, с помощью по меньшей мере одного акселерометра 4 можно также измерять изменения в скорости вращения и/или движения устройства бурильной головки самого по себе, причем полученная таким образом комбинация измерений сопротивления и ускорения затем используется для того, чтобы приспособить вышеупомянутый контроль с целью получения таким образом указаний, оптимизирующих управление бурением скважин во время проведения измерений и/или для использования этих указаний во время других последующих операций бурения.
Выгодно, чтобы способ по изобретению мог включать обработку измерений разности потенциала (V) и, следовательно, измерений сопротивления R как функцию времени для нескольких электродов 2. Это выражено графиком, изображенным на фиг. 9, который представляет кривые, соответствующие восьми электродам (кривые CN01-CN08). Этот график изображает поведение головки бурового устройства 1 в форме "пушечного взрывателя" и схематически иллюстрированного на фигуре 14. Как показано на фиг. 14, электрод 2 расположен внутри так называемого "опорного вкладыша" или вкладыша 100 головки 1, причем этот вкладыш 100 почти постоянно опирается на стенку пробуриваемого ствола.
Электрод 2 на уровне с внешней поверхностью вкладыша 100 в действительности находится в контакте с пробуриваемым пластом, который имеет электрическое сопротивление выше, чем в буровом растворе. Кривая CNO1 на фигуре 9 иллюстрирует изменение напряжения V между этим электродом 2 во вкладыше 100 и металлической массой головки 1 во время бурения. Это изменение напряжения V зависит от более (верхняя часть кривой) или менее (нижняя часть кривой) выраженного контакта со стенкой ствола и, таким образом, зависит от большего или меньшего количества жидкости, присутствующей между стенкой и электродом 2.
Другие кривые CNO2-CNO8 соответствуют электродам 2, распределенным на том же уровне головки 1 и вокруг головки 1 так же, как электрод 2, дающий кривую CNO1. Электроды 2, приводящие к кривым CNO2 и CNO8, расположены по обе стороны электрода, дающего кривую CNO1, и т.д. Электрод 2, дающий кривую CNO5, почти противоположен электроду, дающему кривую CNO1, и почти всегда отстоит от стенки ствола вследствие действия режущей силы, которая прижимает вкладыш 100 к стенке ствола и, следовательно, отталкивает электрод 2 от этой стенки.
Обработка измерений сопротивления R как функции времени может легко дать частоту ударов головки 1 о боковую стенку ствола в месте расположения электрода 2 и посредством комбинации измерений, осуществляемых на нескольких электродах 2, распределенных вокруг головки 1, дать частоту вращения наружной поверхности головки 1 по отношению к стенке пробуриваемого ствола.
Фиг. 10 иллюстрирует в виде функции времени (между t и t + 200 мс) сигналы ОМ от головки 1 по скорости вращения в оборотах в минуту (и в флуктуации этой скорости), сигналы АКС от акселерометра (от 0 до более 10), сигналы УГЛ об угловом расположении ускорения головки 1 по отношению к одному исходному положению, а также сигналы по сопротивлению R1 - R8 от восьми электродов 2, равномерно распределенных на внешней окружности головки 1, фигура 10 представляет бурильную головку или головку для колонкового бурения, о которой сообщается, что она нестабильна.
Фиг. 11 представляет результаты, соответствующие результатам из фигуры 10, но они относятся к бурильной головке или головке для колонкового бурения, о которой сообщается, что она стабильна.
Обработка сигналов с фиг. 10 дает возможность определить для каждого момента времени пространственное расположение головки 1 по отношению к боковой стороне пробуриваемого ствола и рассчитать траекторию, проходимую центром данной головки 1.
Так, траектория центра головки 1 (пример на фиг. 16) может быть найдена путем двойного численного интегрирования измеренных величин ускорения от одного или нескольких акселерометров 4. Эта траектория также может быть получена (фиг. 12) с помощью расчетов, проведенных на основе расстояний между головкой 1 и стенкой пробуриваемого ствола, измеряемых одновременно несколькими электродами 2. Удельное сопротивление (или сопротивление R) фактически связано с данным расстоянием гиперболической функцией. Эта траектория аппроксимируется эпициклоидой, описываемой вращением головки 1 относительно указанной стенки.
Кроме того, ориентация акселерометров 4A и 4B вдоль диаметра головки, с одной стороны, и акселерометра 46 перпендикулярно этому диаметру, с другой стороны, позволяет путем частотной обработки определить две угловые скорости вращения, которые необходимы для того, чтобы определить характеристики вращения вдоль вышеупомянутой эпициклоиды.
Устройство для осуществления способа по изобретению включает приспособление 5 (фиг. 1 и 5), расположенное таким образом, чтобы измерять электрическое сопротивление R между по меньшей мере двумя различными местами 6 и 7 среды, в которой происходит бурение. Это измерение сопротивления может быть осуществлено в любом месте вдоль бурового устройства (или устройства для колонкового бурения), расположенного в пробуриваемой среде. Предпочтительно, чтобы два раздельных места 6 и 7 были расположены на уровне головки бурильного устройства, как показано в варианте осуществления изобретения на фиг. 1.
В соответствии с другим преимуществом изобретения измерительное приспособление 5 (фиг. 3 и 5) содержит электрод 2, который электрически изолирован от устройства посредством изолятора 8. Согласно настоящему примеру электрод 2 содержит цилиндрическую часть 9, продольная ось которой расположена в головке 1 вдоль радиуса головки, а ее свободный торец 10 перпендикулярен этому радиусу и находится на уровне внешней поверхности 11 головки 1 так, чтобы образовать место 6 измерения. На конце, противоположном свободному торцу 10, цилиндрическая часть 9 продолжена участком 12 из конических и цилиндрических деталей, соосных части 9. На конце 13, противоположном части 9, электрод 2 содержит соединительный провод 14.
Согласно фиг. 3 изолятор 8, изготовленный из стандартного изолирующего материала или материалов, также может быть образован изолирующей втулкой 15, причем одна часть этой втулки подогнана к конической части 12 электрода 2 и к соответствующему гнезду в головке 1, а цилиндрическая часть данной втулки выступает в роли центра цоколя 16 с уступом, несущего прокладку 17 (типа Бельвиля), для того, чтобы поджать друг к другу соответствующие конические поверхности и кольцо 18 с уступом с внешней резьбой, ввинчиваемой в соответствующую резьбу в головке 1. Ввинчивание кольца в головку 1 обеспечивает точную установку электрода 2 и изолирующей втулки 15 в головке 1. Герметизация отверстия электрода 2 на уровне внешней поверхности 11 может быть достигнута посредством смолы 19, которую заливают в него и затем оставляют для отверждения.
Таким образом, место 6 измерения образовано только вышеупомянутым торцом 16 свободного конца электрода без какого-либо изолирующего материала, а другое место 7 измерения образовано металлической массой 3 устройства без изолирующего материала, находящейся в контакте со средой, в которой происходит бурение. Три водонепроницаемых уплотнения 20 включены для того, чтобы предотвратить какое-либо проникновение бурового раствора вдоль электрода 2 или изолятора 8.
Внешняя периферийная поверхность 11 вокруг изолятора 8 также выгодным образом образует место 7 измерения и поэтому ее держат открытой для того, чтобы быть в контакте с пробуриваемой средой.
Установление свободного конца 10 на уровне внешней периферийной поверхности 11 обеспечивает одновременный контакт этого свободного конца 10 и периферийной поверхности 11 не только с буровым раствором, но и с пластами, где осуществляется бурение.
Два электрода 2 можно расположить (фиг. 13) на боковой стенке бурильной головки (или головки для колонкового бурения) 1 на линии, параллельной оси вращения головки, так чтобы их свободные концы 10 были в плоскости, параллельной оси головки 1. Измерение сопротивления в месте расположения двух электродов 2 после расчетов может указать угол наклона головки 1 по отношению к боковой стенке ствола, который пробуривают.
Как показано на фиг. 4, несколько электродов 2 предпочтительно распределены по окружности головки 1, причем продольные оси электродов 2 в основном лежат в одной и той же плоскости, перпендикулярной продольной оси головки 1. Эти электроды 2A можно использовать для измерения сопротивления R одновременно в нескольких местах, каждый раз между электродом 2 и металлической массой 3 внешней периферийной поверхности 11. Кроме того, место 6A можно использовать в качестве торца 10 электрода 2, а место 7A - в качестве торца 10A другого электрода 2A, например, прилегающего к электроду 2. В объем настоящего изобретения также входят другие расположения электродов 12 вокруг головки 1 и другие места 6 и 7 для измерения сопротивления.
Измерительное приспособление 5 для измерения сопротивления (фиг. 5) состоит, например, из батарей 25, подающих постоянный ток на преобразователь 26 тока, который генерирует для измерений переменный ток на выходах 27, 28 так, чтобы не поляризовать места 6, 7 измерений. Переменный ток предпочтительно имеет квадратную форму с частотой 1 кГц, так что скорость вращения бурильной головки не влияет на измерение.
Например, выход 27 соединен с металлической массой 3, а выход 28 - с электродом 2.
Выходы 27 и 28 также соединены с входом дифференциального усилителя 29, выход которого последовательно соединен с выпрямителем 30 и фильтром 31. Выход фильтра 31 соединен со входом 33a системы 32 сбора данных, которая включает микропроцессор, аналого-цифровой преобразователь, память и модуль, приспособленный для кодировки данных перед передачей. Выход системы 32 сбора данных соединен с передающим устройством 34.
Передающее устройство 34 может быть адаптировано так, чтобы передавать измерения сопротивления R, как только они получены, на контрольный блок (не показан) в рассматриваемом устройстве.
Передающее устройство 34 также может быть адаптировано для того, чтобы хранить измерения и передавать их только позже, например после извлечения головки 1 из пробуренного ствола.
Данные, подаваемые электродами 2 и/или акселерометрами 4, можно обрабатывать на месте с помощью микропроцессора с целью отбора информации, полученный из этих данных, так, чтобы избежать хранения и/или передачи всех сигналов, которые записываются с большой скоростью и далее не будут нужны.
Ток, протекающий через электрод 2 и металлическую массу 3 в среде, которую бурят, встречает электрическое сопротивление R, которое создает разность потенциалов V1 между металлической массой 3 и электродом 2 (фиг. 6). Эта разность потенциалов C1 после обработки дифференциальным усилителем 29 создает на выходе указанного операционного усилителя напряжение, которое после обработки выпрямителем 30 и фильтром 21 дает напряжение V1 (фиг. 7), пропорциональное измеряемому сопротивлению R (фиг. 8), причем сопротивление R является почти бесконечным, когда между местами 6, 7 измерений и проводящей средой нет контакта.
Также выгодно, чтобы устройство по изобретению включало акселерометры 4 (фиг. 1 и 4). Каждый из этих акселерометров 4 может быть одноосным, двухосным или трехосным в соответствии с тем, должен ли он быть чувствительным к ускорениям вдоль одного, двух или трех взаимно ортонгональных направлений. Так, акселерометр 4А является одноосным и адаптирован для того, чтобы воспринимать радиальные ускорения вдоль направления 40, проходящего по оси головки 1. Акселерометр 4В является двухосным и адаптирован так, чтобы воспринимать радиальные ускорения вдоль того же направления 40 и тангенциальные ускорения вдоль направления 41. Акселерометр 4С является двухосным акселерометром, адаптированным так, чтобы воспринимать радиальные ускорения головки 1 вдоль направления 42 и аксиальные ускорения головки 1 вдоль направления 43.
Акселерометры 4 расположены по одному и тому же диаметру головки 1, перпендикулярному оси указанной головки, так, что акселерометры 4А и 4Б лежат на одном и том же расстоянии от оси головки 1. Акселерометр 4С расположен на оси головки 1.
Акселерометр 4В может быть трехосевым и измерять ускорения во всех трех направлениях 40, 41 и 43 (тогда измерение вдоль этого направления с помощью акселерометра 4C может больше не осуществляться). Как показано на фиг. 1, головка 1 может включать три соосных элемента: полое тело 1А, образующее в числе прочих гнездо для измерительного приспособления 5 и расположенное так, чтобы быть зафиксированным вдоль штанг (не показаны), вставную часть 1В, которая закрепляется в теле 1А и удерживается там с помощью винтов 50, причем измерительное приспособление расположено в кольцевом пространстве между телом 11 и вставной частью 1Б, и имеется труба 51 для бурового раствора вдоль оси трубы 51, которая также содержит резьбовые гнезда для акселерометров 4 и резьбовые гнезда для электродов 2 (на фиг. 1 видны проходы для соединительных проводов измерительных элементов), резец 1С для самого бурения.
Используются водонепроницаемые соединения так, что буровой раствор может течь только вдоль штанги по направлению к резцу 1С так, что он не может среди прочих попадать в кольцевое пространство, предусмотренное для измерительного приспособления 5.
Пробка 52 (фиг. 1) позволяет иметь доступ к измерительному приспособлению 5, например, для того, чтобы прокалибровать его, зарядить батареи, собрать измерения и т.д.
Возвращаясь к фиг. 5, видим, что в качестве примера для других электродов 2, распределенных на головке 1, предусмотрены входы 33В и 33I, подобные входу 33А. Кроме того, система 32 сбора данных может быть оснащена другими входами 35 для того, чтобы принимать сигналы от трех акселерометров 4, и она адаптирована в соответствии с типом указанных акселерометров для того, чтобы обрабатывать сигналы.
Следует понять, что изобретение никоим образом не ограничено описанным здесь типом осуществления и что может быть создано много модификаций в рамках настоящего изобретения.
Так, в случае бурильной головки, собранной по типу "пушечного взрывателя" (показана на фиг. 14), можно обеспечить только один электрод 2, расположенный на уровне вкладыша 100 головки, причем этот вкладыш в основном расположен в направлении равнодействующей режущей силы данной головки 1.
Таким образом, в изобретении предлагается средство измерения сопротивления R среды, где происходит бурение, средство измерения различных ускорений, испытываемых головкой 1 во время бурения и средство определения динамического поведения головки 1 и ее положения по отношению к стенке пробуриваемой скважины, из которых можно получить эксцентриситетные кривые для головки 1 по отношению к пробуриваемой скважине (фиг. 17). Используя изобретение, также можно произвести измерение реального радиуса пробуриваемой скважины (фиг. 18).
Claims (33)
1. Устройство для измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения, корпус которой прикреплен к концу бурильной колонны и имеет по меньшей мере один режущий элемент, содержащее измерительное приспособление для измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, выполненное в виде по меньшей мере одного электрода и подключенное через электрический проводник к системе сбора данных для приема электрического сигнала с измерительного приспособления, отличающееся тем, что оно снабжено по крайней мере одним датчиком движения корпуса бурильной головки, подключенным к системе сбора данных, прикрепленным к корпусу бурильной головки полым хвостовиком, имеющим верхнее резьбовое соединение для присоединения к бурильной колонне, корпус бурильной головки выполнен полым и в нем выполнен канал для циркулирующего через буровую колонну и буровую скважину жидкостного потока, причем резьбовой соединитель хвостовика охватывает указанный канал, а в корпусе бурильной головки выполнено по меньшей мере одно гнездо для размещения в нем электрода и датчика движения корпуса бурильной головки.
2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что в качестве физического параметра измеряют удельное электрическое сопротивление бурильной среды вблизи бурильной колонны в буровой скважине.
3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что датчик движения корпуса бурильной головки закреплен вдоль радиуса бурильной головки и ориентирован для восприятия радиального ускорения бурильной головки вдоль указанного радиуса.
4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что оно снабжено вторым датчиком движения корпуса бурильной головки, который установлен со смещением от оси бурильной головки и ориентирован с возможностью восприятия тангенциального ускорения по отношению к радиусу бурильной головки.
5. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что оно снабжено третьим датчиком движения корпуса бурильной головки, который установлен и ориентирован в корпусе бурильной головки с возможностью восприятия аксиального ускорения по отношению к оси бурильной головки.
6. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что измерительное приспособление для измерения физического параметра содержит множество электродов, расположенных по окружности вокруг бурильной головки.
7. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что датчик движения корпуса бурильной головки установлен с возможностью измерения ускорения по меньшей мере в двух направлениях, ортогональных друг другу.
8. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что бурильная головка выполнена со съемной частью, в которой расположено гнездо для размещения датчика движения корпуса бурильной головки.
9. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что датчик движения корпуса бурильной головки установлен заподлицо с калиброванным диаметром бурильной головки.
10. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что оно снабжено источником напряжения для подачи напряжения на внешнюю поверхность измерительного приспособления для измерения физического параметра.
11. Способ измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения, включающий измерение физического параметра, связанного с движением бурильной головки по меньшей мере между двумя отдельными местами в скважине, выработку электрического сигнала и подачу его через электрический проводник в систему сбора данных, отличающийся тем, что физический параметр, связанный с движением бурильной головки, измеряют в непосредственной близости от бурильной головки.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что в качестве физического параметра измеряют электрическую характеристику бурильной среды вблизи буровой головки.
13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что по измеренной электрической характеристике определяют радиальное движение бурильной головки.
14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что по измеренной электрической характеристике определяют калибр буровой скважины.
15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что по измеренной электрической характеристике определяют уровень вибрации бурильной головки, связанный с высоким износом бурильной головки.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что для уменьшения уровней вибрации осуществляют регулировку процесса бурения.
17. Способ по п. 11, отличающийся тем, что по измеренной электрической характеристике определяют частоту удара бурильной головки о стенку буровой скважины.
18. Способ по п. 11, отличающийся тем, что дополнительно определяют множество электрических характеристик в разнесенных в пространстве положениях на бурильной головке.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что дополнительно определяют кажущееся удельное сопротивление пласта из распределения, образованного указанным множеством электрических характеристик.
20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что по указанным множествам электрических характеристик дополнительно определяют нестабильное состояние бурильной головки.
21. Способ по п. 19, отличающийся тем, что для уменьшения нестабильного состояния бурильной головки осуществляют регулировку процесса бурения.
22. Способ по п. 19, отличающийся тем, что определяют поперечную траекторию оси головки по отношению к оси буровой скважины.
23. Способ по п. 11, отличающийся тем, что дополнительно определяют ускорение бурильной головки.
24. Способ по п. 23, отличающийся тем, что дополнительно определяют приблизительный диаметр буровой скважины, исходя из определенного ускорения.
25. Способ по п. 23, отличающийся тем, что дополнительно определяют траекторию указанной бурильной головки, исходя из определенного ускорения.
26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что дополнительно определяют наклон бурильной головки.
27. Способ по п. 11, отличающийся тем, что множество электрических характеристик хранят в системе сбора данных.
28. Способ по п. 27, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют извлечение бурильной головки из пробуренного ствола и возврат указанного множества электрических характеристик, хранимых в системе сбора данных.
29. Способ по п. 27, отличающийся тем, что в зависимости от указанного множества электрических характеристик осуществляют регулировку бурения.
30. Способ по п. 23, отличающийся тем, что ускорение определяют с помощью датчика-акселерометра, установленного внутри по отношению к внешней поверхности бурильной головки.
31. Способ по п. 12, отличающийся тем, что по измеренной электрической характеристике определяют изменение мгновенной скорости вращения бурильной головки.
32. Способ по п. 11, отличающийся тем, что определяют сопротивление для вертикально размещенных положений на бурильной головке.
33. Способ по п. 32, отличающийся тем, что определенное сопротивление для вертикально размещенных положений на бурильной головке используют для определения наклона бурильной головки.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BE09300768 | 1993-07-20 | ||
| BE9300768A BE1007274A5 (fr) | 1993-07-20 | 1993-07-20 | Procede de commande de la tete d'un dispositif de forage ou de carottage et installation pour la mise en oeuvre de ce procede. |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU96105415A RU96105415A (ru) | 1998-04-27 |
| RU2120032C1 true RU2120032C1 (ru) | 1998-10-10 |
Family
ID=3887213
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96105415A RU2120032C1 (ru) | 1993-07-20 | 1994-07-20 | Способ измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения и устройство для его осуществления |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5501285A (ru) |
| EP (1) | EP0708872B1 (ru) |
| AU (1) | AU7371594A (ru) |
| BE (1) | BE1007274A5 (ru) |
| CA (1) | CA2167676C (ru) |
| DE (1) | DE69431354T2 (ru) |
| NO (1) | NO317439B1 (ru) |
| RU (1) | RU2120032C1 (ru) |
| WO (1) | WO1995003472A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617750C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ГЕРС Технолоджи" | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
| RU215852U1 (ru) * | 2022-09-01 | 2022-12-29 | Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") | Автономный скважинный регистратор |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5720355A (en) * | 1993-07-20 | 1998-02-24 | Baroid Technology, Inc. | Drill bit instrumentation and method for controlling drilling or core-drilling |
| EP1632643B1 (en) * | 1995-02-16 | 2011-06-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of operating conditions of a downhole drill bit during drilling operations |
| US6186248B1 (en) | 1995-12-12 | 2001-02-13 | Boart Longyear Company | Closed loop control system for diamond core drilling |
| GB2312905A (en) * | 1996-05-09 | 1997-11-12 | Camco Drilling Group Ltd | Automatically steered drill assembly |
| US5987385A (en) * | 1997-08-29 | 1999-11-16 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for creating an image of an earth borehole or a well casing |
| US5886303A (en) * | 1997-10-20 | 1999-03-23 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for cancellation of unwanted signals in MWD acoustic tools |
| US7659722B2 (en) | 1999-01-28 | 2010-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection |
| US6163155A (en) * | 1999-01-28 | 2000-12-19 | Dresser Industries, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations |
| US6850068B2 (en) * | 2001-04-18 | 2005-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Formation resistivity measurement sensor contained onboard a drill bit (resistivity in bit) |
| US6467341B1 (en) * | 2001-04-24 | 2002-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Accelerometer caliper while drilling |
| US6814162B2 (en) | 2002-08-09 | 2004-11-09 | Smith International, Inc. | One cone bit with interchangeable cutting structures, a box-end connection, and integral sensory devices |
| DE102004035001A1 (de) * | 2004-07-20 | 2006-03-16 | Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V. | Vorrichtung zur spanenden Materialbearbeitung, insbesondere für medizinische Anwendungen |
| US20060195265A1 (en) * | 2005-02-17 | 2006-08-31 | Reedhycalog Lp | Method of measuring stick slip, and system for performing same |
| BE1016460A3 (fr) | 2005-02-21 | 2006-11-07 | Diamant Drilling Services Sa | Dispositif pour le suivi d'une operation de forage ou de carottage et installation comprenant un tel dispositif. |
| US7554329B2 (en) * | 2006-04-07 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining formation resistivity ahead of the bit and azimuthal at the bit |
| US8222902B2 (en) | 2006-07-11 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular geosteering tool assembly |
| WO2008021868A2 (en) | 2006-08-08 | 2008-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivty logging with reduced dip artifacts |
| EP2066866B1 (en) | 2006-12-15 | 2018-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration |
| AU2007345650C1 (en) * | 2007-01-29 | 2011-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods having antennas for electromagnetic resistivity logging |
| BRPI0711465B1 (pt) * | 2007-03-16 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | ferramenta de perfilagem, e, método para ferramenta de perfilagem de resistividade azimutalmente sensível |
| US8016050B2 (en) * | 2008-11-03 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for estimating drill bit cutting effectiveness |
| US8581592B2 (en) | 2008-12-16 | 2013-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole methods and assemblies employing an at-bit antenna |
| US8028764B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for estimating drill bit condition |
| US20110153217A1 (en) * | 2009-03-05 | 2011-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drillstring motion analysis and control |
| BE1022391B1 (fr) * | 2009-03-24 | 2016-03-21 | Tercel Ip Ltd | Dispositif comprenant un equipement de mesure de parametres d'une operation de forage ou de carottage et installation comprenant un tel dispositif |
| US9328573B2 (en) | 2009-10-05 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated geomechanics determinations and wellbore pressure control |
| US8511400B2 (en) * | 2010-04-05 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for acoustic measurements while using a coring tool |
| US9650843B2 (en) | 2011-05-31 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Junction box to secure and electronically connect downhole tools |
| US8797035B2 (en) | 2011-11-09 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for monitoring a core during coring operations |
| US8854044B2 (en) | 2011-11-09 | 2014-10-07 | Haliburton Energy Services, Inc. | Instrumented core barrels and methods of monitoring a core while the core is being cut |
| EP2932034B1 (en) * | 2012-12-27 | 2020-06-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Determining gravity toolface and inclination in a rotating downhole tool |
| EP3011134B1 (en) * | 2013-06-18 | 2023-09-20 | Well Resolutions Technology | Apparatus and methods for communicating downhole data |
| US9567844B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-02-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Analysis of drillstring dynamics using angular and linear motion data from multiple accelerometer pairs |
| US11078787B2 (en) | 2018-01-29 | 2021-08-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Estimating properties of a subterranean formation |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2524031A (en) * | 1945-10-01 | 1950-10-03 | Jan J Arps | Apparatus for logging wells |
| US4372398A (en) * | 1980-11-04 | 1983-02-08 | Cornell Research Foundation, Inc. | Method of determining the location of a deep-well casing by magnetic field sensing |
| US4562560A (en) * | 1981-11-19 | 1985-12-31 | Shell Oil Company | Method and means for transmitting data through a drill string in a borehole |
| US4570480A (en) * | 1984-03-30 | 1986-02-18 | Nl Industries, Inc. | Method and apparatus for determining formation pressure |
| FR2599423B1 (fr) * | 1986-05-27 | 1989-12-29 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif permettant de guider un forage a travers des formations geologiques. |
| US4739841A (en) * | 1986-08-15 | 1988-04-26 | Anadrill Incorporated | Methods and apparatus for controlled directional drilling of boreholes |
| US4786874A (en) * | 1986-08-20 | 1988-11-22 | Teleco Oilfield Services Inc. | Resistivity sensor for generating asymmetrical current field and method of using the same |
| US4907658A (en) * | 1988-09-29 | 1990-03-13 | Gas Research Institute | Percussive mole boring device with electronic transmitter |
| US5064006A (en) * | 1988-10-28 | 1991-11-12 | Magrange, Inc | Downhole combination tool |
| US4933640A (en) * | 1988-12-30 | 1990-06-12 | Vector Magnetics | Apparatus for locating an elongated conductive body by electromagnetic measurement while drilling |
| US5220963A (en) * | 1989-12-22 | 1993-06-22 | Patton Consulting, Inc. | System for controlled drilling of boreholes along planned profile |
| CA2024061C (en) * | 1990-08-27 | 2001-10-02 | Laurier Emile Comeau | System for drilling deviated boreholes |
| US5160925C1 (en) * | 1991-04-17 | 2001-03-06 | Halliburton Co | Short hop communication link for downhole mwd system |
| US5230386A (en) * | 1991-06-14 | 1993-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Method for drilling directional wells |
| GB2261308B (en) * | 1991-11-06 | 1996-02-28 | Marconi Gec Ltd | Data transmission |
-
1993
- 1993-07-20 BE BE9300768A patent/BE1007274A5/fr not_active IP Right Cessation
-
1994
- 1994-07-18 US US08/276,137 patent/US5501285A/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-20 AU AU73715/94A patent/AU7371594A/en not_active Abandoned
- 1994-07-20 CA CA002167676A patent/CA2167676C/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-20 EP EP94922698A patent/EP0708872B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-20 WO PCT/US1994/008321 patent/WO1995003472A1/en active IP Right Grant
- 1994-07-20 RU RU96105415A patent/RU2120032C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1994-07-20 DE DE69431354T patent/DE69431354T2/de not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-01-19 NO NO19960245A patent/NO317439B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617750C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ГЕРС Технолоджи" | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
| RU215852U1 (ru) * | 2022-09-01 | 2022-12-29 | Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") | Автономный скважинный регистратор |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2167676C (en) | 2005-05-24 |
| NO960245L (no) | 1996-03-19 |
| DE69431354T2 (de) | 2003-01-02 |
| CA2167676A1 (en) | 1995-02-02 |
| NO317439B1 (no) | 2004-11-01 |
| WO1995003472A1 (en) | 1995-02-02 |
| BE1007274A5 (fr) | 1995-05-09 |
| EP0708872A4 (en) | 1997-11-26 |
| US5501285A (en) | 1996-03-26 |
| DE69431354D1 (de) | 2002-10-17 |
| EP0708872B1 (en) | 2002-09-11 |
| EP0708872A1 (en) | 1996-05-01 |
| NO960245D0 (no) | 1996-01-19 |
| AU7371594A (en) | 1995-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2120032C1 (ru) | Способ измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения и устройство для его осуществления | |
| US5720355A (en) | Drill bit instrumentation and method for controlling drilling or core-drilling | |
| CA2246315C (en) | An apparatus and system for making at-bit measurements while drilling | |
| US4901804A (en) | Articulated downhole surveying instrument assembly | |
| CA2593943C (en) | Integrated electrode resistivity and em telemetry tool | |
| US4494072A (en) | Well logging apparatus with replaceable sensor carrying insulating sleeve disposed in rotation restrained position around a drill string | |
| US6845563B2 (en) | Method and device for the measurement of the drift of a borchole | |
| US8061443B2 (en) | Downhole sample rate system | |
| RU96105415A (ru) | Способ контроля головки устройства для бурения или колонкового бурения и устройство для его осуществления | |
| US2930137A (en) | Earth borehole crookedness detection and indication | |
| US10634807B2 (en) | Determining borehole parameters using ultrasonic and micro-resistivity calipers | |
| ITTO20011026A1 (it) | Procedimento ed apparecchiatura per il monitoraggio e la registrazione della condizione di funzionamento di una punta da perforazione ,,down | |
| CA2003785A1 (en) | Method and apparatus for determining a characteristic of the movement of a drill string | |
| US20120031669A1 (en) | Memory Logging Drill Bit With Connectable Pulser | |
| NO341977B1 (no) | Induktive koplingssystemer | |
| EA014920B1 (ru) | Способ и устройство для определения удельного электрического сопротивления породы спереди и сбоку долота | |
| CN107387059B (zh) | 一种井下工程参数测量仪器 | |
| CN108487898B (zh) | 一种基于离心力的井底转速传感器 | |
| US20220145724A1 (en) | Check valve, associated downhole data collection system and inner core | |
| US4356629A (en) | Method of making well logging apparatus | |
| US11840893B2 (en) | Direct contact telemetry system for wired drill pipe | |
| CN215292460U (zh) | 一种用于侧向电阻率的随钻装置 | |
| CN115434694A (zh) | 一种煤矿井下多参数随钻测量系统及测量方法 | |
| CN214471307U (zh) | 一种光纤传输信号的波速阵列测试探头 | |
| CN110470419B (zh) | 一种钻孔全方向应力测量装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040721 |