RU2183269C2 - Downhole instrument for gathering dat from near-surface formation (versions) and method of measuring fluid properties preset in near-surface formation - Google Patents
Downhole instrument for gathering dat from near-surface formation (versions) and method of measuring fluid properties preset in near-surface formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2183269C2 RU2183269C2 RU99116613/03A RU99116613A RU2183269C2 RU 2183269 C2 RU2183269 C2 RU 2183269C2 RU 99116613/03 A RU99116613/03 A RU 99116613/03A RU 99116613 A RU99116613 A RU 99116613A RU 2183269 C2 RU2183269 C2 RU 2183269C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- formation
- stabilizing element
- downhole tool
- fluid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к определению различных параметров в приповерхностном пласте, проходимом стволом скважины при бурении. Более конкретно, это изобретение относится к скважинному инструменту для сбора данных из приповерхностного пласта и способу измерения свойств флюида, присутствующего в этом пласте. The present invention relates to the determination of various parameters in a subsurface formation passed by a wellbore while drilling. More specifically, this invention relates to a downhole tool for collecting data from a subsurface formation and a method for measuring the properties of a fluid present in that formation.
Эксплуатация нефтяной скважины и добыча в современных условиях включают в себя непрерывный контроль параметров приповерхностного пласта. Один аспект стандартной процедуры исследования пласта касается параметров давления в залежи и проницаемости породы залежи. Непрерывный контроль таких параметров, как давление и проницаемость залежи, отражает изменение пластового давления на протяжении периода времени и является существенным для предсказания уровня добычи и ресурса приповерхностного пласта. В современных условиях эксплуатации эти параметры обычно получают посредством каротажа с помощью спускаемого в скважину на тросе инструмента с испытателем пласта. Для выполнения измерений этого вида необходима дополнительная спускоподъемная операция, другими словами, удаление бурильной колонны из ствола скважины, спуск испытателя пласта в ствол скважины для сбора данных о пласте, после этого извлечение опробывателя пласта, спуск бурильной колонны назад в ствол скважины для дальнейшего бурения. Поэтому для параметров пласта, включая давление, является обычным контроль с помощью спускаемых в скважину на тросе инструментов для контроля пласта, таких как инструменты, описанные в источниках [1-5]. Oil well exploitation and production in modern conditions include continuous monitoring of the parameters of the subsurface formation. One aspect of a standard formation study procedure relates to reservoir pressure parameters and reservoir rock permeability. Continuous monitoring of parameters such as reservoir pressure and permeability reflects changes in reservoir pressure over a period of time and is essential for predicting the level of production and resource of a subsurface formation. Under current operating conditions, these parameters are usually obtained by logging using a tool with a formation tester lowered into the well on a cable. To perform measurements of this type, additional tripping is necessary, in other words, removing the drill string from the wellbore, lowering the formation tester into the wellbore to collect reservoir data, then removing the reservoir tester, lowering the drill string back into the wellbore for further drilling. Therefore, for the parameters of the formation, including pressure, it is usual to control using the tools for monitoring the formation, such as the tools described in the sources [1-5], launched into the well on the cable.
Каждому из вышеупомянутых патентов присуще ограничение, заключающееся в том, что описанные в них инструменты для контроля пласта обеспечивают возможность сбора данных о пласте, лишь пока спускаемые в скважину на тросе инструменты находятся в стволе скважины и в физическом контакте с представляющей интерес зоной пласта. Поскольку операция спуска и подъема с целью использования таких инструментов для контроля пласта приводит к расходу значительного количества дорогостоящего времени бурения, ее обычно выполняют в обстоятельствах, когда данные о пласте абсолютно необходимы, или когда спуск и подъем бурильной колонны вызваны сменой буровой коронки или другими причинами. Each of the aforementioned patents has a limitation in that the tools for monitoring the reservoir described therein provide the ability to collect reservoir data only while the tools being lowered into the well on the cable are in the wellbore and in physical contact with the formation zone of interest. Since the descent and lift operation to use such tools to control the formation results in a significant amount of expensive drilling time, it is usually performed in circumstances where formation data is absolutely necessary, or when the drill string is lowered and raised due to a change in the drill bit or other reasons.
Из источника [6] известен скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта, включающий зонд для сбора данных. Также из источника [6] известен способ измерения свойств флюида, присутствующего в приповерхностном пласте, при котором устанавливают бурильную колонну в ствол скважины, проходящей приповерхностный пласт. Известные устройство и способ приняты в качестве ближайших аналогов. From a source [6], a downhole tool for collecting data from a subsurface formation is known, including a probe for collecting data. Also, from a source [6], a method is known for measuring the properties of a fluid present in a subsurface formation, in which a drill string is installed in a well bore passing through the subsurface formation. Known device and method adopted as the closest analogues.
Приведенные в источнике [6] устройство и способ используют для сбора данных о пласте элементы, соединенные с бурильной колонной, и не требуют извлечения бурильной колонны из скважины. Однако сбор данных возможен только в то время, когда бурильная колонна, находящаяся в стволе скважины, неподвижна, то есть когда бурильные работы не проводятся или приостановлены. Скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта, описанный в источнике [6], не содержит элементов, рассчитанных на относительное вращение, что не позволяет выполнить качественное измерение во время бурильных работ, то есть не останавливая бурильную колонну. The device and method presented in the source [6] use elements connected to the drill string to collect formation data and do not require the drill string to be removed from the well. However, data collection is possible only at a time when the drill string located in the wellbore is stationary, that is, when drilling operations are not carried out or are suspended. The downhole tool for collecting data from the near-surface formation described in the source [6] does not contain elements designed for relative rotation, which does not allow performing a qualitative measurement during drilling operations, that is, without stopping the drill string.
Доступность данных о пласте породы на основе реального масштаба времени при бурении скважины является ценным качеством. Пластовое давление, получаемое в реальном масштабе времени во время бурения, позволяет инженеру-буровику или буровому мастеру принимать решения, связанные с изменениями массы и состава бурового раствора, а также параметров проходки, намного раньше, и тем самым способствовать безопасности бурения. Доступность данных о пласте породы в реальном масштабе времени также желательна для того, чтобы иметь возможность производить точную регулировку массы буровой коронки в зависимости от изменений пластового давления и изменений проницаемости, с тем, чтобы операцию бурения можно было осуществлять при ее максимальной эффективности. The availability of rock formation data based on real-time drilling of a well is a valuable quality. The reservoir pressure obtained in real time during drilling allows the drilling engineer or drilling foreman to make decisions related to changes in the weight and composition of the drilling fluid, as well as the drilling parameters, much earlier, and thereby contribute to the safety of drilling. Real-time availability of rock formation data is also desirable in order to be able to precisely control the weight of the drill bit depending on changes in reservoir pressure and changes in permeability so that the drilling operation can be carried out at its maximum efficiency.
Поэтому техническим результатом настоящего изобретения является создание способа и инструмента, используемых при бурении скважины и обеспечивающих возможность сбора различных данных о пласте из представляющей интерес приповерхностной зоны непосредственно во время операции бурения в реальном масштабе времени. Так как в это время бурильная колонна с ее утяжеленными бурильными трубами, буровая коронка и другие элементы для бурения находятся внутри ствола скважины, то исключается или минимизируется необходимость в спуске и подъеме бурильного оборудования скважины исключительно для спуска инструментов контроля пласта в ствол скважины с целью выявления этих параметров пласта. Therefore, the technical result of the present invention is to provide a method and tool used in drilling a well and enabling the collection of various formation data from a surface area of interest directly during a real-time drilling operation. Since at this time the drill string with its weighted drill pipes, the drill bit and other elements for drilling are located inside the wellbore, the need to lower and raise the drilling equipment of the well is eliminated or minimized solely to lower the formation monitoring tools into the wellbore in order to identify these reservoir parameters.
При этом желательно использовать, по меньшей мере, одну из деталей бурильной колонны для получения таких данных о параметрах пласта и невращающийся стабилизирующий инструмент на бурильной колонне для вхождения в контакт с пластом, для того чтобы посредством этого собрать информацию. In this case, it is desirable to use at least one of the parts of the drill string to obtain such data on the parameters of the formation and a non-rotating stabilizing tool on the drill string to come into contact with the formation in order to thereby collect information.
Этот технический результат достигается тем, что скважинный инструмент сбора данных из приповерхностного пласта, согласно изобретению, содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, и стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом, средство, соединенное со стабилизирующим элементом, для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предохраняющего стабилизирующий элемент от вращения относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, и зонд, поддерживаемый, по меньшей мере, одним из ребер и выполненный с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта. This technical result is achieved in that the downhole tool for collecting data from a subsurface formation, according to the invention, comprises a tubular mandrel configured to axially connect to a drill string installed in the wellbore passing the subsurface formation and a stabilizing element located around the tubular mandrel for relative rotation of the stabilizing element and the tubular mandrel, ribs connected to the stabilizing element, means connected to the stabilizing element volume, for engagement by friction forces with the wall of the wellbore, protecting the stabilizing element from rotation relative to the wall of the wellbore, an actuating system supported by at least partially a stabilizing element, and a probe supported by at least one of the ribs and configured to the actuator moves between the retracted position within one rib and the extended position with the engagement of the borehole wall so that the probe collects data from the formation.
Предпочтительно, ребра разнесены по радиальным направлениям на расстояния друг от друга и ориентированы по оси или по спирали вдоль стабилизирующего элемента. Preferably, the ribs are spaced in radial directions at distances from each other and are oriented along the axis or in a spiral along the stabilizing element.
Средство для зацепления силами трения может включать несколько ребер или несколько стабилизирующих лопастей или какую-либо комбинацию из них. Когда для обеспечения зацепления силами трения со стволом скважины выбраны стабилизирующие лопасти, то предпочтительно, чтобы каждая из лопастей располагалась между двумя ребрами. The means for engagement by friction forces may include several ribs or several stabilizing blades, or any combination of them. When stabilizing blades are selected to provide friction engagement with the wellbore, it is preferred that each of the blades is located between two ribs.
Средство для зацепления силами трения может также включать пружинную систему для продвижения средства для зацепления силами трения в соприкосновение со стенкой ствола скважины для предотвращения вращения средства для зацепления силами трения относительно стенки ствола скважины. Предпочтительно, чтобы пружинная система включала несколько выгнутых пружинящих лопастей, каждая из которых имеет присущую пружине жесткость. The means for engaging by friction forces may also include a spring system for moving the means for engaging by forces of friction in contact with the wall of the wellbore to prevent rotation of the means for engaging by forces of friction relative to the wall of the wellbore. Preferably, the spring system includes several curved spring blades, each of which has an inherent spring stiffness.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения зонд включает упругий пакер, расположенный в цилиндрическом отверстии в одном из ребер стабилизирующего элемента, и имеет центральное отверстие, трубопровод, имеющий открытый конец, расположенный для сообщения по флюиду с центральным отверстием в пакере, и клапан фильтра, расположенный в центральном отверстии пакера вокруг открытого конца трубопровода и способный перемещаться между первым положением, закрывая открытый конец трубопровода, и вторым положением, обеспечивающим возможность фильтрованному пластовому флюиду протекать между пластом и трубопроводом. In a preferred embodiment, the probe includes an elastic packer located in a cylindrical hole in one of the ribs of the stabilizing element, and has a Central hole, a pipe having an open end located for fluid communication with the Central hole in the packer, and a filter valve located in the Central packer holes around the open end of the pipeline and able to move between the first position, closing the open end of the pipeline, and the second position, providing zhnosti filtered formation fluid flow between the formation and the conduit.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения исполнительная система включает гидравлическую систему, средство для избирательного повышения давления рабочей жидкости в гидравлической системе, расширяющийся сосуд, сообщенный по флюиду с гидравлической системой и способный расширяться при повышенном давлении в рабочей жидкости и сжиматься при пониженном давлении в рабочей жидкости. Сосудом является, предпочтительно, расширяющийся сильфон, соединенный с пакером зонда, так что расширение сильфона при повышенном давлении в рабочей жидкости приводит к перемещению пакера в плотное зацепление со стенкой ствола скважины. In a preferred embodiment of the invention, the actuating system includes a hydraulic system, means for selectively increasing the pressure of the working fluid in the hydraulic system, an expanding vessel in fluid communication with the hydraulic system and capable of expanding under increased pressure in the working fluid and compressed under reduced pressure in the working fluid. The vessel is preferably an expanding bellows connected to the probe packer, so that expansion of the bellows at elevated pressure in the working fluid moves the packer into tight engagement with the borehole wall.
Исполнительная система может дополнительно включать клапан последовательности, срабатывающий при обнаружении заранее заданного давления в рабочей жидкости, получающегося в результате максимального расширения сильфона, для перемещения клапана фильтра зонда во второе положение, в результате чего флюид, находящийся в пласте, может втекать в открытый конец трубопровода. The actuator system may further include a sequence valve that operates when a predetermined pressure in the working fluid, resulting from the maximum expansion of the bellows, is detected to move the probe filter valve to the second position, as a result of which the fluid in the reservoir can flow into the open end of the pipeline.
Кроме того, является предпочтительным, чтобы скважинный инструмент, согласно настоящему изобретению, содержал датчик, сообщенный по флюиду с трубопроводом зонда, для измерения свойства пластового флюида. В предпочтительном варианте осуществления датчик представляет собой датчик давления, выполненный с возможностью восприятия давления пластового флюида. In addition, it is preferable that the downhole tool according to the present invention contain a sensor in fluid communication with the probe pipe to measure the properties of the formation fluid. In a preferred embodiment, the sensor is a pressure sensor configured to sense the pressure of the formation fluid.
Полезно, чтобы стабилизирующий элемент был выполнен невращающимся. It is useful that the stabilizing element is non-rotating.
Вышеуказанный технический результат достигается также и тем, что скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта, согласно изобретению, содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предохраняющую стабилизирующий элемент от вращения относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, и зонд, поддерживаемый одним из ребер и выполненный с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта. The above technical result is also achieved by the fact that the downhole tool for collecting data from a subsurface formation, according to the invention, comprises a tubular mandrel configured to axially connect to a drill string installed in the wellbore passing through the subsurface formation, a stabilizing element located around the tubular mandrel for relative rotation of the stabilizing element and the tubular mandrel, ribs connected to the stabilizing element for engagement by friction with a wall of the wellbore protecting the stabilizing element from rotation relative to the wall of the wellbore, an actuating system supported by at least partially a stabilizing element, and a probe supported by one of the ribs and configured to move the actuating system between the retracted position within one rib and extended the position with the engagement of the borehole wall so that the probe collects data from the formation.
В еще одном варианте выполнения скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки, для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом и разнесенные по радиальным направлениям на расстояния друг от друга, стабилизирующие лопасти, соединенные со стабилизирующим элементом для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предохраняющего стабилизирующий элемент от вращения относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, и зонд, поддерживаемый одним из ребер и выполненный с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта. При этом каждая стабилизирующая лопасть может быть расположена между двумя ребрами. Каждая стабилизирующая лопасть может также включать выгнутую пружину, имеющую присущую пружине жесткость, для приведения стабилизирующей лопасти в зацепление силами трения со стенкой ствола скважины. In yet another embodiment, the downhole tool for collecting data from a subsurface formation comprises a tubular mandrel configured to axially connect to a drill string installed in a wellbore passing a subsurface formation, a stabilizing element located around the tubular mandrel for relative rotation of the stabilizing element and the tubular mandrels, ribs connected to the stabilizing element and spaced in radial directions at distances from each other, stabilizing f blades connected to a stabilizing element for engaging by friction forces with the wall of the wellbore, which prevents the stabilizing element from rotating relative to the wall of the wellbore, an actuating system supported at least partially by a stabilizing element, and a probe supported by one of the ribs and configured to the actuator moves between the retracted position inside one rib and the extended position with the engagement of the borehole wall so that the probe collects data from fin. In addition, each stabilizing blade can be located between two ribs. Each stabilizer blade may also include a curved spring having an inherent spring stiffness to engage the stabilizer blade by friction with the wall of the wellbore.
Вышеуказанный технический результат достигается тем, что в способе измерения свойства флюида, присутствующего в приповерхностном пласте, согласно изобретению устанавливают бурильную колонну в ствол скважины, проходящий приповерхностный пласт, устанавливают невращающийся элемент инструмента, расположенного в бурильной колонне в зацеплении со стенкой ствола скважины так, что невращающийся элемент не может перемещаться относительно стенки ствола скважины, и перемещают зонд, поддерживаемый невращающимся элементом, в плотное зацепление со стенкой ствола скважины для установления сообщения между пластом и невращающимся элементом. The above technical result is achieved by the fact that in the method of measuring the properties of the fluid present in the near-surface formation, according to the invention, a drill string is installed in the borehole passing through the near-surface formation, a non-rotating tool element is installed located in the drill string in engagement with the borehole wall so that it does not rotate the element cannot move relative to the wall of the wellbore, and the probe, supported by the non-rotating element, is moved into the tight mesh ie with the borehole wall to establish communication between the reservoir and the non-rotating element.
В предпочтительном варианте осуществления флюид вводится из пласта в датчик, например в датчик давления, поддерживаемый скважинным инструментом для восприятия свойства пласта. Такое перемещение флюида осуществляют с помощью зонда, который выполнен с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри невращающегося элемента и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные пласта. In a preferred embodiment, fluid is injected from the formation into a sensor, for example, into a pressure sensor supported by a downhole tool to sense the properties of the formation. Such fluid movement is carried out using a probe, which is configured to move the actuator between the retracted position inside the non-rotating element and the extended position with the engagement of the borehole wall so that the probe collects formation data.
Целесообразно в качестве зонда использовать зонд, включающий упругий пакер, расположенный в цилиндрическом отверстии в невращающемся элементе, и имеющий центральное отверстие, трубопровод, имеющий открытый конец, расположенный для сообщения по флюиду с центральным отверстием в пакере, и клапан фильтра, расположенный в центральном отверстии пакера вокруг открытого конца трубопровода и способный перемещаться между первым положением, закрывая открытый конец трубопровода, и вторым положением, обеспечивающим возможность фильтрованному пластовому флюиду протекать между пластом и трубопроводом. It is advisable to use a probe as a probe, including an elastic packer located in a cylindrical hole in the non-rotating element, and having a central hole, a pipe having an open end located for fluid communication with the central hole in the packer, and a filter valve located in the central hole of the packer around the open end of the pipeline and able to move between the first position, closing the open end of the pipeline, and the second position, allowing filtered Lastova fluid flow between the formation and the conduit.
С тем, чтобы можно было в деталях понять способ, которым достигаются перечисленные выше особенности, преимущества и цели настоящего изобретения, более конкретное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения приведено ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг. 1 - виды, частично в вертикальном разрезе и частично в виде структурной схемы, обычных буровой установки и бурильной колонны, в которых использовано настоящее изобретение;
фиг. 2 - вид в разрезе невращающегося стабилизатора в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, снабженного ребрами с узлами зондов;
фиг. 3 - перспективный вид невращающегося стабилизирующего элемента (невращающейся втулки) стабилизатора в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения, снабженной ребрами и стабилизирующими лопастями;
фиг.4 - вид сверху в разрезе невращающегося стабилизатора из фиг.2;
фиг. 5 - перспективный вид, частично в разрезе, ребра, показанного на фиг.4, в частности, показывающее использование ряда зондов на ребре;
фиг.6 - схематический вид движения флюида, отражающее перемещение флюида из пласта через невращающийся стабилизатор для восприятия одного или нескольких свойств флюида, например давления;
фиг. 7 - вид в разрезе одного зонда в отведенном положении внутри ребра невращающегося стабилизатора;
фиг.8 - вид в разрезе зонда, показанного на фиг.6 в выдвинутом положении и с зацеплением стенки ствола скважины; и
фиг.9 - схематический вид невращающегося стабилизатора с блоком для выработки электрической энергии и элементами для передачи данных.In order to understand in detail the method by which the above features, advantages and objectives of the present invention are achieved, a more specific description of preferred embodiments of the invention is given below with reference to the accompanying drawings, in which:
FIG. 1 is a view, partially in vertical section, and partially in the form of a structural diagram, conventional drilling rig and drill string, in which the present invention is used;
FIG. 2 is a sectional view of a non-rotating stabilizer in accordance with one embodiment of the present invention provided with ribs with probe assemblies;
FIG. 3 is a perspective view of a non-rotating stabilizing element (non-rotating sleeve) of a stabilizer in accordance with yet another embodiment of the present invention provided with ribs and stabilizing blades;
figure 4 is a top view in section of a non-rotating stabilizer from figure 2;
FIG. 5 is a perspective view, partially in section, of the rib shown in FIG. 4, in particular, showing the use of a number of probes on the rib;
6 is a schematic view of fluid movement, reflecting the movement of fluid from the formation through a non-rotating stabilizer to perceive one or more properties of the fluid, such as pressure;
FIG. 7 is a sectional view of one probe in a retracted position inside the rib of a non-rotating stabilizer;
Fig.8 is a view in section of the probe shown in Fig.6 in the extended position and with the engagement of the wall of the wellbore; and
Fig.9 is a schematic view of a non-rotating stabilizer with a block for generating electrical energy and elements for transmitting data.
На фиг. 1 показаны обычные буровая установка и бурильная колонна, в которых с достижением преимущества можно использовать настоящее изобретение. Сборка 10 наземной платформы и буровой вышки расположена над стволом 11 скважины, проходящим через приповерхностный пласт F. В поясняемом варианте осуществления ствол 11 скважины образован путем роторного бурения, способом, который хорошо известен. Однако понятно, что настоящее изобретение также применимо для направленного бурения и для роторного бурения и не ограничено наземными буровыми установками. In FIG. 1 shows conventional drilling rig and drill string in which the present invention can be used to achieve an advantage. An assembly 10 of the surface platform and the derrick is located above the
Бурильная колонна 12 подвешена внутри ствола 11 скважины и включает в себя на своем нижнем конце буровую коронку 15. Бурильная колонна 12 вращается с помощью бурового ротора 16, который входит в зацепление с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюке 18, прикрепленном к талевому блоку (не показан) через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, которые обеспечивают возможность вращения бурильной колонны относительно крюка. The
Буровой раствор или промывочная жидкость 26 хранится в отстойнике 27, образованном на буровой площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, вынуждая буровой раствор протекать вниз через бурильную колонну 12, как показано стрелкой 9. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровой коронке 15 и после этого возвращается наверх через участок между наружной поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, называемый межтрубным пространством, как показано стрелкой 32. Таким способом буровой раствор смазывает буровую коронку 15 и выносит на поверхность обломки выбуренной породы, поскольку он возвращается в отстойник 27 для рециркуляции. The drilling fluid or flushing fluid 26 is stored in a sump 27 formed at the drilling site. The pump 29 feeds the drilling fluid 26 into the
Бурильная колонна 12 дополнительно включает в себя оборудование забоя скважины, обозначенное позицией 100, вблизи буровой коронки 15 (другими словами, в пределах нескольких длин утяжеленной бурильной трубы при отсчете от буровой коронки). Оборудование забоя скважины обеспечивает возможность измерения, обработки и хранения информации, а также связи с поверхностью. Поэтому оборудование 100 забоя скважины включает в себя, в частности, устройство 200 для измерения и местной связи, предназначенное для определения удельного сопротивления пласта F, окружающего ствол 11 скважины, и передачи данных о нем. Устройство 200 для связи, включающее в себя секцию утяжеленной бурильной трубы, на которой установлены передающая антенна 205, приемная антенна 207 и соответствующие приемные электроды, предпочтительно кнопочные электроды (не показаны). Кроме того, устройство 200 содержит соответствующую электронику, включающую в себя микропроцессор, считывающие и усилительные схемы, мультиплексор, соединения или электропроводку и батареи, объединенные соответствующим образом. Передатчик сборочного узла 200 может работать в двух различных режимах. В первом режиме передатчик 205 передает сигналы измерений, а сигналы, принятые приемной антенной и электродами, обрабатываются для образования замеров. Во втором режиме передатчик 205 используется для связи с передатчиком/приемником в сборочном узле 150.
Оборудование 100 дополнительно включает в себя утяжеленную бурильную трубу 130 для выполнения других разнообразных измерительных функций и сборочный узел 150 на границе раздела наземная связь/местная связь. Сборочный узел 150 включает тороидальную антенну 250, используемую для местной связи с устройством 200, и систему акустической связи известного типа, которая служит для связи с аналогичной системой (не показана) на земной поверхности с помощью сигналов, переносимых в буровом растворе или в промывочной жидкости. Поэтому система связи с поверхностью в сборочном узле 150 включает в себя акустический передатчик, который формирует акустический сигнал в буровом растворе, который отражает измеренные параметры забоя скважины. The equipment 100 further includes a weighted drill pipe 130 for performing various other measuring functions, and an assembly 150 at the ground / local communication interface. The assembly 150 includes a toroidal antenna 250 used for local communication with the device 200, and an acoustic communication system of a known type, which is used to communicate with a similar system (not shown) on the earth's surface using signals carried in the drilling fluid or in the flushing fluid. Therefore, the surface communication system in the assembly 150 includes an acoustic transmitter that generates an acoustic signal in the drilling fluid that reflects the measured downhole parameters.
В акустическом передатчике одного подходящего типа использовано приспособление, известное как сирена бурового раствора, которое включает в себя щелевой статор и щелевой ротор, вращающийся и многократно прерывающий поток бурового раствора, для того чтобы образовать сигнал акустической волны в буровом растворе. Электронные средства возбуждения в сборочном узле 150 могут включать в себя подходящий модулятор, например фазовый ключевой манипулятор, который обычно формирует сигналы возбуждения, пригодные для применения в передатчике бурового раствора. Эти сигналы возбуждения можно использовать для наложения соответствующей модуляции на сигнал сирены бурового раствора,
Созданные акустические волны принимаются на поверхности преобразователями 31. Преобразователи 31, например пьезоэлектрические преобразователи, преобразуют принятые акустические сигналы в электрические сигналы. Выходы преобразователей 31 соединены с установленной возле устья скважины приемной подсистемой 90, в которой переданные сигналы демодулируются. К тому же выход приемной подсистемы 90 связан с процессором 85 и записывающей аппаратурой (рекордером) 45.One suitable type of acoustic transmitter employs a device known as a mud siren, which includes a slotted stator and a slotted rotor that rotates and interrupts the drilling fluid stream repeatedly in order to generate an acoustic wave signal in the drilling fluid. The electronic drive means in assembly 150 may include a suitable modulator, such as a phase key switch, which typically generates drive signals suitable for use in a drilling fluid transmitter. These excitation signals can be used to superimpose appropriate modulation on the siren signal of the drilling fluid,
The generated acoustic waves are received on the surface by the transducers 31. The transducers 31, for example piezoelectric transducers, convert the received acoustic signals into electrical signals. The outputs of the transducers 31 are connected to a receiving subsystem 90 installed near the wellhead, in which the transmitted signals are demodulated. In addition, the output of the receiving subsystem 90 is connected to the processor 85 and recording equipment (recorder) 45.
Кроме того, использована установленная в восстающей скважине передающая система 95, применяемая для управления прерыванием работы насоса 29 таким образом, чтобы это прерывание обнаруживалось с помощью преобразователей 99 в сборочном узле 150. Таким путем организуется дуплексная связь между сборочным узлом 150 и установленным в восстающей скважине оборудованием. Кроме того, сборочный узел 150 может, как обычно, включать в себя электронику для сбора и обработки данных (с взаимодействующими запоминающим устройством, тактовой и синхронизирующей схемами и с интерфейсными схемами), способную запоминать данные, поступающие от измерительного устройства, обрабатывать данные и запоминать результаты, а также обеспечивать связь любой желаемой части информации, которую она содержит, с электроникой управления и возбуждения передатчика для передачи на поверхность. Батарея может представлять собой скважинный источник энергии для этого сборочного узла, или сборочный узел может содержать скважинный генератор, приводимый в действие буровым раствором, как это известно из уровня техники. Понятно также, что для связи с поверхностью можно использовать как альтернативные акустические, так и другие средства. In addition, the transmission system 95 installed in the upstream well was used, which is used to control the interruption of the pump 29 so that this interrupt can be detected using transducers 99 in the assembly 150. In this way, duplex communication is established between the assembly 150 and the equipment installed in the upstream well . In addition, the assembly 150 may, as usual, include electronics for collecting and processing data (with interacting storage device, clock and clock circuits, and interface circuits), capable of storing data from the measuring device, processing data and storing results , as well as provide communication of any desired part of the information that it contains with the control and excitation electronics of the transmitter for transmission to the surface. The battery may be a downhole energy source for this assembly, or the assembly may comprise a downhole generator driven by a drilling fluid, as is known in the art. It is also clear that for communication with the surface, you can use both alternative acoustic and other means.
В варианте осуществления, показанном на фиг.1, бурильная колонна 12 дополнительно снабжена стабилизирующей бурильной трубой 300. Такие стабилизирующие бурильные трубы используют для того, чтобы устранить тенденцию "раскачивания" и децентрирования бурильной колонны при ее вращении в стволе скважины, которые приводят к отклонениям направления ствола скважины от намеченного пути (например, от прямой вертикальной линии). Такое отклонение может быть причиной избыточных сил, действующих на секции бурильной колонны, а также на буровую коронку и вызывающих ускоренный износ. Этот эффект можно устранить путем создания средства для центрирования буровой коронки и, до некоторой степени, бурильной колонны, в стволе скважины. Примеры центрирующих приспособлений, которые известны в данной области техники, включают в себя кольцевые протекторы и другие приспособления в дополнение к стабилизаторам. Далее конкретный вариант осуществления настоящего изобретения будет описан применительно к невращающемуся стабилизатору бурильной колонны. In the embodiment shown in FIG. 1, the
В дополнение к фиг.1 на фиг.2 и фиг.4 показан предпочтительный вариант осуществления скважинного инструмента в соответствии с настоящим изобретением для сбора данных из приповерхностного пласта. Скважинный инструмент, выполненный в виде невращающегося стабилизатора 300 бурильной колонны, имеет трубчатую оправку 302, выполненную с обеспечением осевого соединения к бурильной колонне 12. Поэтому оправка 302 снабжена ниппельным и муфтовым концами 304, 306 для обычной сборки в пределах бурильной колонны. Как показано на фиг. 2, концы 304 и 306 могут быть выполненными по отдельному заказу втулками, которые соединены с частями расположенной в центре оправки 302 обычным способом, например с помощью резьбового соединения и/или сварки. In addition to FIG. 1, FIG. 2 and FIG. 4 show a preferred embodiment of a downhole tool in accordance with the present invention for collecting data from a subsurface formation. The downhole tool, made in the form of a
Стабилизатор 300 дополнительно включает в себя невращающийся стабилизирующий элемент (на примере втулки) 308, расположенный вокруг трубчатой оправки 302 между концами 304 и 306 таким образом, чтобы обеспечить относительное вращение стабилизирующего элемента и трубчатой оправки. Упорные подшипники 310, 312 скольжения предусмотрены для снижения сил трения и создания опоры для осевых нагрузок, развиваемых на осевой границе раздела между втулкой 308 и концами 304, 306 оправки. Кроме того, использованы вращающиеся уплотнения 348 и радиальные подшипники 346 на радиальной границе раздела между оправкой 302 и втулкой 308. The
Ребра 314 прикреплены, например, посредством сварки или болтовых соединений к наружной поверхности стабилизирующей втулки 308. Предпочтительно, ребра разнесены в радиальных направлениях на расстояния друг от друга и ориентированы либо по оси, как показано на фиг. 1, 2 и 4, либо по спирали (не показано) вдоль невращающейся стабилизирующей втулки 308. В настоящее время является предпочтительным, как показано на фиг.4, чтобы невращающаяся стабилизирующая втулка включала в себя три таких ребра 314, разнесенных друг от друга по углу на 120o вокруг окружности втулки. Однако настоящее изобретение не ограничено вариантом осуществления с тремя ребрами, и с успехом можно использовать другие компоновки ребер. Как будет пояснено дополнительно ниже, назначение некоторого количества ребер заключается в повышении вероятности обеспечения эффективного требуемого уплотнения со стенкой ствола скважины.The
Со стабилизирующей втулкой 308 соединено средство для сцепления силами трения со стенкой ствола 11 скважины для предотвращения вращения стабилизирующей втулки относительно стенки ствола скважины. Средство для сцепления силами трения можно выполнить в виде разнообразных конструкций, включая несколько ребер 314 или, например, стабилизирующих лопастей 316. На фиг.3 показан альтернативный вариант осуществления, в котором содержатся как ребра 314, так и стабилизирующие лопасти 316, при этом лопасти создают, по меньшей мере, значительную часть зацепления силами трения, необходимого для предотвращения вращения стабилизирующего элемента 308 относительно стенки ствола скважины. При выборе стабилизирующих лопастей предпочтительно, чтобы каждая из лопастей 316 была расположена между двумя ребрами 314, как это показано на фиг.3. A means for coupling by friction forces to the wall of the
Средство для зацепления силами трения может дополнительно включать в себя пружинную систему для продвижения такого средства для зацепления силами трения до соприкосновения со стенкой ствола скважины и посредством этого создания большей силы трения для предотвращения вращения стабилизирующего элемента 308 относительно стенки ствола скважины. В варианте осуществления на фиг.3 такая пружинная система осуществлена путем использования нескольких выгнутых пружинящих лопастей 316, каждая из которых имеет жесткость пружины. Однако понятно, что пружинную систему можно осуществить с помощью ребер 314, как, например, в варианте осуществления настоящего изобретения, в котором отсутствуют стабилизирующие лопасти 316. The friction engagement means may further include a spring system for advancing such friction engagement means until it contacts the wall of the wellbore and thereby create greater friction to prevent the stabilizing
Кроме того, понятно, что можно использовать различные другие средства для создания зацепления силами трения между стабилизирующей втулкой 308 и стволом 11 скважины, включая, например, узлы с гидравлическим приводом и/или различные стабилизирующие поршневые узлы (не показаны) для перемещения ребер или лопастей по радиальным направлениям наружу для создания прочного зацепления со стенкой ствола скважины и предотвращения относительного вращения стабилизирующего элемента 308 относительно стенки ствола скважины. In addition, it is understood that various other means can be used to create friction engagement between the stabilizing
Исполнительная система 318 поддержана, как показано на фиг. 2 и 6, по меньшей мере, частично невращающейся стабилизирующей втулкой 308. В предпочтительном в настоящее время варианте три зонда 320 находятся на каждом из ребер 314 и выполнены с возможностью перемещения исполнительной системой 318 между отведенным положением внутри ребра, как показано на фиг.7, и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта, как показано на фиг. 2 и 8.
В предпочтительном варианте осуществления каждый зонд включает в себя упругий кольцевой пакер 322, расположенный в цилиндрическом отверстии (или полости) 324, которое, как показано на фиг.2, проходит через одно из ребер 314. Каждый пакер 322 в отведенном положении датчика помещен, как показано на фиг. 7, внутри отверстия или выемки 324 в ребре 314 с тем, чтобы пакер (обычно изготовленный из упругого материала, такого как резина) не повреждался абразивными силами, которым подвергается стабилизатор 300 при бурильных работах. Трубопровод 326, имеющий открытый конец или сопло 328, установлен для передачи рабочей жидкости через пакер и к центральному отверстию в пакере. Кроме того, клапан 330 фильтра расположен в центральном отверстии пакера 322 вокруг открытого конца 328 трубопровода 326. Клапан фильтра может перемещаться между первым положением, в котором перекрывается открытый конец трубопровода, как показано на фиг.7, и вторым положением, в котором обеспечивается возможность протекания фильтрованного пластового флюида между пластом и трубопроводом, как это показано на фиг. 2 и 8. In a preferred embodiment, each probe includes an
Что касается фиг. 2 и 6, то исполнительная система дополнительно включает в себя гидравлическую систему, имеющую в своем составе резервуар 332 с рабочей жидкостью, насос 334 для прокачки рабочей жидкости и линию 336 рабочей жидкости для гидравлической системы, избирательно повышающие давление рабочей жидкости в гидравлической системе. Способный расширяться сосуд, более конкретно гибкий металлический сильфон 340, размещен внутри каждого цилиндрического отверстия 324 и сообщен по рабочей жидкости с гидравлической системой посредством гидравлической линии 338 (см. фиг.2), ответвляющейся от гидравлической линии 336. Предпочтительно, чтобы каждый из зондов 320, находящихся на одном ребре 314, был подключен к общему резервуару 332. В конкретном варианте осуществления все зонды, находящиеся на всех ребрах 314, обычно подключены к одному и тому же резервуару с рабочей жидкостью. With reference to FIG. 2 and 6, the actuator system further includes a hydraulic system comprising a working
Сильфон 340 расширяется обычным образом с повышением давления рабочей жидкости и точно так же сжимается при пониженном давлении рабочей жидкости. Сильфон 340 соединен с пакером 322, так что расширение сильфона при повышенном давлении рабочей жидкости приводит к плотному зацеплению пакера со стенкой ствола скважины, как это показано на фиг.8. Сравнение фиг. 7 и 8 показывает, что каждый зонд 320 имеет небольшой ход поршня, обусловленный расширением или сжатием сильфона 340. The bellows 340 expands in the usual way with increasing pressure of the working fluid and likewise contracts with reduced pressure of the working fluid. The bellows 340 is connected to the
Передачу электрической энергии к невращающемуся стабилизатору 300 можно осуществить различными путями. Одна возможность (непоказанная) заключается в размещении постоянных магнитов в виде цилиндрической сборки внутри оправки, вокруг ее окружности, и в размещении кольцевой проводящей катушки вокруг магнитов внутри невращающейся втулки. Поэтому вращение оправки относительно невращающейся втулки будет приводить к появлению переменного электрического тока в катушке, который можно преобразовать в постоянный ток для соответствующего использования в стабилизаторе 300. The transmission of electrical energy to the
Еще одна возможность передачи энергии к невращающемуся стабилизатору 300 схематично отражена на фиг.9, где часть бурового раствора, или промывочной жидкости, отводится от центра оправки 302 в обводную линию 350, снабженную вращающимися уплотнениями 352. Буровой раствор в обводной линии направляется через небольшую турбину 354, расположенную в невращающейся втулке 308. Another possibility of energy transfer to the
Последовательность действий по приведению в рабочее состояние зондов начинается с подачи к насосу 334 электрической энергии, вырабатываемой турбиной 354, для того чтобы повысить давление рабочей жидкости в резервуаре 332. Насос 334 избирательно управляется обычной системой регулирования (непоказанной), с помощью которой регулируется либо электрическая энергия, либо непосредственно крутящий момент, приложенный к насосу. Повышение давления в резервуаре 332 приводит к повышению давления рабочей жидкости в гидравлической линии 336 и к выталкиванию каждого зонда 320, соединенного с гидравлической линией, из своего индивидуального отверстия (полости) 324. Поскольку ребра 314, как правило, зацепляют стенку ствола скважины во время обычных бурильных работ, то очень небольшой ход поршня необходим для создания уплотнения между пакерами 322 зондов 320 и стенкой ствола 11 скважины. Кроме того, сильфон 340 обеспечивает достаточную степень свободы и координацию перемещения, для того чтобы согласовать установку пакера 322 с локальными неровностями ствола скважины. The sequence of actions to bring the probes into working condition begins with the supply of electric energy to the
В предпочтительном варианте осуществления исполнительная система 318 дополнительно включает в себя один клапан 342 последовательности для каждого зонда 320. Как показано на фиг. 21, клапан последовательности включен в гидравлическую линию 338 и срабатывает при обнаружении заранее заданного давления рабочей жидкости вследствие максимального расширения каждого из сильфонов 340. При обнаружении такого заранее заданного давления каждый клапан 340 последовательности открывается, выпуская рабочую жидкость для повышения давления области цилиндрического отверстия 324 под клапаном 330 фильтра, ограниченной сильфоном 340, чтобы переместить клапан фильтра во второе верхнее положение, в результате чего флюид, находящийся в пласте, может втекать в открытый конец 328 трубопровода 326. В результате небольшое количество пластового флюида начинает втягиваться к каждому зонду. In a preferred embodiment,
Датчик 344 для измерения свойств пластового флюида, втянутого через трубопровод 326, сообщен по флюиду с трубопроводом зонда. В предпочтительном варианте осуществления датчик 344 представляет собой датчик давления, выполненный с обеспечением возможности восприятия давления пластового флюида, такой, как тензодатчик, датчик Мемса или кристаллический датчик. Датчик 344 обеспечивает возможность обнаружения давления и записи данных давления, а также передачи сигналов, представляющих такие данные давления, с помощью электронного блока 356 к приемным схемам внутри приемника данных, такого, как в сборочном узле 150, описанном выше, для дальнейшей передачи через бурильную колонну 12 способом, известным из уровня техники. Поэтому дуплексная передача данных может быть обеспечена с помощью известной электромагнитной приемопередающей системы,
В этом отношении должно быть понятно, что электроника 356 датчика может быть рассчитана для связи с приемопередатчиком внутри оправки 302, а также с приемопередатчиком, расположенным выше или ниже невращающегося стабилизатора 300.A
In this regard, it should be understood that the
Хотя описанный здесь датчик 344 предназначен для использования только как датчик давления, в настоящем изобретении предполагается применение датчиков и соответствующей электроники, которые обеспечивают возможность обнаружения, записи и передачи данных, представляющих другие параметры пласта, например температуру и состав флюида. Только такие датчики необходимо размещать с обеспечением соприкосновения с флюидом в нескольких местах в трубопроводе 326 флюида, например, в измерительном переходе, что обеспечит возможность сбора датчиком необходимых данных о параметрах пласта. Although the 344 sensor described herein is intended to be used only as a pressure sensor, the present invention contemplates the use of sensors and associated electronics that enable the detection, recording and transmission of data representing other parameters of the formation, such as temperature and fluid composition. Only such sensors need to be placed in contact with the fluid in several places in the
Гидростатическое давление в межтрубном пространстве ствола скважины измеряют (другим известным средством) и сравнивают с соответствующими значениями давления, полученными от различных зондов 320 и датчиков 344. Зонд с плохим уплотнением будет, несмотря на перепад давления, продолжать контролировать гидростатическое давление в межтрубном пространстве ствола скважины. Следовательно, измерение давления таким зондом будет грубым. В таком случае взвешенное среднее всех "надежных" давлений принимают за пластовое давление в окрестности стабилизатора 300. По завершении контроля давления (или контроля другого параметра) начинают "возвратный" цикл путем закачки рабочей жидкости обратно в резервуар 332 при использовании насоса 334. Это приводит к уменьшению давления в гидравлической линии 336, а отдельные зонды 320 отводятся обратно в свои соответствующие отверстия (полости) 324 в ребрах. Цикл заканчивается, когда клапаны 342 последовательности закрываются, и оставшийся в гидравлической линии пластовый флюид продвигается обратно в ствол скважины при относительном перемещении между клапаном 330 фильтра и соплом 328 трубопровода. The hydrostatic pressure in the annular space of the wellbore is measured (by another known means) and compared with the corresponding pressure values obtained from
Одно из преимуществ, обеспечиваемых настоящим изобретением, следует из того обстоятельства, что во время выполнения операции бурения ориентация конкретного ребра 314 относительно ствола скважины неизвестна в любой данный момент времени, а также не может быть установлена с какой-либо приемлемой точностью. Поэтому при окончательном расположении одиночные зонд и пакер могут находиться под неблагоприятным углом к стенке ствола скважины, что препятствует надлежащему уплотнению и, следовательно, снижает вероятность успешного контроля давления или сбора других данных. One of the advantages provided by the present invention follows from the fact that during the drilling operation, the orientation of a
Размещение нескольких зондов на невращающемся стабилизирующем ребре и использование нескольких таких невращающихся ребер обеспечивает избыточность и повышает вероятность того, что, по меньшей мере, один из зондон будет создавать надлежащее уплотнение и позволит достичь удовлетворительного контроля (или обеспечит возможность сбора других данных о пласте). При использовании двух, трех пли даже четырех зондов, следующих друг за другом на одном ребре 314, перекрытие исследуемой поверхности стенки ствола скважины возрастает. Поэтому дополнительно повышается вероятность хорошего контакта. Placing several probes on a non-rotating stabilizing rib and using several of these non-rotating ridges provides redundancy and increases the likelihood that at least one of the probes will create the proper seal and will allow satisfactory control (or provide the ability to collect other reservoir data). When using two, three or even four probes following each other on the
Из приведенного выше описания понятно, что настоящее изобретение обеспечивает новую возможность для сбора данных о пласте во время бурильных работ. Как часть комплексной системы скважинных измерений в процессе бурения и каротажа во время бурения настоящее изобретение с достижением преимущества можно использовать, в частности, с инструментами радиоактивного каротажа, каротажа сопротивления и акустического каротажа. Предпочтительный в настоящее время вариант осуществления, как, например, описанный выше, можно использовать с достижением преимущества при исследовании пластового давления во время бурения. From the above description it is understood that the present invention provides a new opportunity for collecting reservoir data during drilling operations. As part of an integrated system for downhole measurements during drilling and logging while drilling, the present invention can be used to achieve advantages, in particular with radioactive logging tools, resistance logging tools and acoustic logging tools. The currently preferred embodiment, such as the one described above, can be used to achieve an advantage in the study of reservoir pressure during drilling.
По сравнению с известными инструментами для измерений в процессе бурения и каротажа во время бурения невращающийся стабилизатор согласно настоящему изобретению обеспечивает относительно свободные от ударов и вибрации условия для восприятия параметров пласта. Безотносительно к операции бурения в целом такой невращающийся стабилизатор будет обычно подвергаться, главным образом, второстепенным перемещениям скольжения вдоль его продольной оси. Этот факт является благоприятным для многочисленных измерений, которые зависят от недостаточно достоверных составляющих, или для которых необходимо, чтобы во время сбора данных вращение отсутствовало. Compared with the known instruments for measuring during drilling and logging during drilling, the non-rotating stabilizer according to the present invention provides relatively free from shock and vibration conditions for perceiving formation parameters. Regardless of the drilling operation as a whole, such a non-rotating stabilizer will usually undergo mainly secondary sliding movements along its longitudinal axis. This fact is favorable for numerous measurements, which depend on insufficiently reliable components, or for which it is necessary that rotation is absent during data collection.
Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает возможность получения проб пластового флюида при подключении к отборным камерам с помощью соответствующих гидравлических линий и выполнении камер из материалов, подходящих для приема пластовых флюидов. Такие отборные камеры можно расположить внутри невращающегося стабилизирующего элемента (втулки) 308 и подключить, как показано на фиг.6, к гидравлической линии 326 через запорный клапан 360, гидравлическую магистраль 364 и главный запорный клапан 362. Поскольку такая невращающаяся втулка 308 будет подвергаться воздействию малых абразивных сил во время бурильных работ, для этих отборных камер потребуется небольшая дополнительная защита. In addition, the present invention provides the possibility of obtaining reservoir fluid samples when connected to sample chambers using appropriate hydraulic lines and making chambers of materials suitable for receiving reservoir fluids. Such selective chambers can be positioned inside a non-rotating stabilizing element (sleeve) 308 and connected, as shown in FIG. 6, to a
С учетом изложенного очевидно, что настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения всех целей, преимуществ и особенностей, упомянутых выше вместе с другими целями, преимуществами и особенностями, которые присущи устройству, раскрытому здесь. In view of the foregoing, it is obvious that the present invention is well adapted to achieve all the objectives, advantages and features mentioned above together with other goals, advantages and features that are inherent in the device disclosed here.
Специалистам в данной области техники ясно, что настоящее изобретение можно легко преобразовать в другие конкретные формы без отступления от сущности или от существенных характеристик. Поэтому раскрытые варианты осуществления должны считаться только иллюстративными и не ограничивающими. Объем изобретения обозначен нижеследующей формулой изобретения, а не предшествующим описанием, и поэтому все изменения, которые осуществляются в рамках содержания и объема эквивалентности формулы изобретения, подразумеваются охваченными ею. It will be apparent to those skilled in the art that the present invention can be easily transformed into other specific forms without departing from the spirit or essential characteristics. Therefore, the disclosed embodiments are to be considered only illustrative and not restrictive. The scope of the invention is indicated by the following claims, and not by the foregoing description, and therefore all changes that are made within the scope and scope of equivalence of the claims are intended to be encompassed by it.
Источники информации
1. US 3934468 А, МКл. Е 21 В 47/10, опубл. 27.01.1976.Sources of information
1. US 3934468 A, MKl. E 21 B 47/10, publ. 01/27/1976.
2. US 4860581 А, МКл. Е 21 В 49/08, опубл. 29.08.1989. 2. US 4,860,581 A, MKl. E 21 B 49/08, publ. 08/29/1989.
3. US 4893505 А, МКл. Е 21 В 47/06, опубл. 16.01.1990. 3. US 4,893,505 A, MKl. E 21 B 47/06, publ. 01/16/1990.
4. US 4936139 А, МКл. Е 21 В 49/10, опубл. 26.06.1990. 4. US 4,936,139 A, MKl. E 21 B 49/10, publ. 06/26/1990.
5. US 5622223 А, МКл. Е 21 В 49/00, 47/00, опубл. 22.04.1997. 5. US 5622223 A, MKl. E 21 B 49/00, 47/00, publ. 04/22/1997.
Прототип:
6. WO 96/30628 А1, Е 21 В 49/08, опубл. 03.10.1996.Prototype:
6. WO 96/30628 A1, E 21 B 49/08, publ. 10/03/1996.
Claims (23)
04.08.1998 по пп. 1, 2, 4, 6, 8-15, 19-23;
12.07.1999 по пп. 3, 5, 7, 16-19.Priority on points:
08/04/1998 PP 1, 2, 4, 6, 8-15, 19-23;
07/12/1999 PP 3, 5, 7, 16-19.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US9525298P | 1998-08-04 | 1998-08-04 | |
| US60/095,252 | 1998-08-04 | ||
| US60/097,226 | 1998-08-20 | ||
| US09/351,569 US6230557B1 (en) | 1998-08-04 | 1999-07-12 | Formation pressure measurement while drilling utilizing a non-rotating sleeve |
| US09/351,569 | 1999-07-12 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99116613A RU99116613A (en) | 2001-05-27 |
| RU2183269C2 true RU2183269C2 (en) | 2002-06-10 |
Family
ID=26790006
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99116613/03A RU2183269C2 (en) | 1998-08-04 | 1999-08-03 | Downhole instrument for gathering dat from near-surface formation (versions) and method of measuring fluid properties preset in near-surface formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2183269C2 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2442087B (en) * | 2006-09-22 | 2009-05-06 | Schlumberger Holdings | System and method for real-time management of formation fluid sampling with a guarded probe |
| US7857049B2 (en) | 2006-09-22 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for operational management of a guarded probe for formation fluid sampling |
| RU2447283C2 (en) * | 2006-09-29 | 2012-04-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Formation test and sampler with coring device |
| RU2471067C2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-12-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method to do operations in well shaft using downhole tools with moving sections (versions) |
| RU2471961C2 (en) * | 2008-06-06 | 2013-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Single packer system to be used in well shaft |
| RU2748179C2 (en) * | 2016-12-22 | 2021-05-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Applying pressure signal to determine annular space volume |
| CN116122803A (en) * | 2023-02-02 | 2023-05-16 | 山东省煤田地质局第三勘探队 | Drilling inner side direction geological exploration testing device and testing method |
| RU2806763C1 (en) * | 2020-02-25 | 2023-11-07 | Чайна Ойлфилд Сервисез Лимитед | Probe device for measurement while drilling |
-
1999
- 1999-08-03 RU RU99116613/03A patent/RU2183269C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2442087B (en) * | 2006-09-22 | 2009-05-06 | Schlumberger Holdings | System and method for real-time management of formation fluid sampling with a guarded probe |
| US7757760B2 (en) | 2006-09-22 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for real-time management of formation fluid sampling with a guarded probe |
| US7857049B2 (en) | 2006-09-22 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for operational management of a guarded probe for formation fluid sampling |
| RU2447283C2 (en) * | 2006-09-29 | 2012-04-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Formation test and sampler with coring device |
| RU2471067C2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-12-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method to do operations in well shaft using downhole tools with moving sections (versions) |
| RU2471961C2 (en) * | 2008-06-06 | 2013-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Single packer system to be used in well shaft |
| RU2748179C2 (en) * | 2016-12-22 | 2021-05-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Applying pressure signal to determine annular space volume |
| RU2806763C1 (en) * | 2020-02-25 | 2023-11-07 | Чайна Ойлфилд Сервисез Лимитед | Probe device for measurement while drilling |
| CN116122803A (en) * | 2023-02-02 | 2023-05-16 | 山东省煤田地质局第三勘探队 | Drilling inner side direction geological exploration testing device and testing method |
| CN116122803B (en) * | 2023-02-02 | 2023-08-22 | 山东省煤田地质局第三勘探队 | Drilling inner side direction geological exploration testing device and testing method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6230557B1 (en) | Formation pressure measurement while drilling utilizing a non-rotating sleeve | |
| RU2330158C2 (en) | Method and device for data collection on well characteristics in process of drilling | |
| RU2319005C2 (en) | Downhole tool and method for underground reservoir data accumulation | |
| US7207216B2 (en) | Hydraulic and mechanical noise isolation for improved formation testing | |
| RU2592000C2 (en) | System to code pressure relief to transmit well information along well shaft to surface | |
| CA2024061C (en) | System for drilling deviated boreholes | |
| US7426968B2 (en) | Drill bit assembly with a probe | |
| RU2413841C2 (en) | System for double-sided telemetry of drill string for measurement and control of drilling | |
| US4491022A (en) | Cone-shaped coring for determining the in situ state of stress in rock masses | |
| CA2476259C (en) | Dual channel downhole telemetry | |
| CA2522505C (en) | Method for determining a stuck point for pipe, and free point logging tool | |
| US8164980B2 (en) | Methods and apparatuses for data collection and communication in drill string components | |
| CN103703209B (en) | Comprise the brill soil working tool of regracting pad, comprise cylinder for the regracting pad of this instrument and correlation technique | |
| US8484858B2 (en) | Wall contact caliper instruments for use in a drill string | |
| US10301898B2 (en) | Top drive with top entry and line inserted therethrough for data gathering through the drill string | |
| CN101929335B (en) | The concentrated sampling of formation fluid | |
| NO319432B1 (en) | Feed cleaning sensor system for use in a wellbore to collect and transmit data to the surface | |
| US20100071910A1 (en) | Method and system for using wellbore instruments with a wired pipe string | |
| RU2183269C2 (en) | Downhole instrument for gathering dat from near-surface formation (versions) and method of measuring fluid properties preset in near-surface formation | |
| CA2617328C (en) | Dual channel downhole telemetry | |
| CN110984858B (en) | Downhole drilling tool and drilling equipment for drilling radial horizontal well | |
| RU2418148C1 (en) | Expanding tool of borehole drilling column | |
| CN110029646A (en) | A kind of underground formula static sounding system | |
| MXPA99007196A (en) | Measuring the pressure of formation during drilling using a non-rotate shirt |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040804 |