RU2319833C2 - Скважинные устройства, управляемые по радиальному положению, и способы их применения - Google Patents
Скважинные устройства, управляемые по радиальному положению, и способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2319833C2 RU2319833C2 RU2005128827/03A RU2005128827A RU2319833C2 RU 2319833 C2 RU2319833 C2 RU 2319833C2 RU 2005128827/03 A RU2005128827/03 A RU 2005128827/03A RU 2005128827 A RU2005128827 A RU 2005128827A RU 2319833 C2 RU2319833 C2 RU 2319833C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- module
- wellbore
- relative
- item
- installation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 9
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 5
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 2
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- SEPPVOUBHWNCAW-FNORWQNLSA-N (E)-4-oxonon-2-enal Chemical compound CCCCCC(=O)\C=C\C=O SEPPVOUBHWNCAW-FNORWQNLSA-N 0.000 description 1
- LLBZPESJRQGYMB-UHFFFAOYSA-N 4-one Natural products O1C(C(=O)CC)CC(C)C11C2(C)CCC(C3(C)C(C(C)(CO)C(OC4C(C(O)C(O)C(COC5C(C(O)C(O)CO5)OC5C(C(OC6C(C(O)C(O)C(CO)O6)O)C(O)C(CO)O5)OC5C(C(O)C(O)C(C)O5)O)O4)O)CC3)CC3)=C3C2(C)CC1 LLBZPESJRQGYMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Manipulator (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к приборам для каротажа скважин, имеющим модули с регулировкой радиального положения. Способ выполнения каротажных работ в стволе скважины, согласно которому в скважину вводят устройство, имеющее первый модуль, соединенный с расположенным вблизи него вторым модулем. Первый модуль снабжен управляемым установочным устройством и скважинным прибором. Первый модуль крепят на средстве связи с поверхностью. Приводят в действие установочное устройство, управляя положением первого модуля относительно некоторой опорной точки или объекта. Скважинный прибор работает в двух положениях относительно опорной точки. По отношению к стволу (14) скважины типовое установочное устройство устанавливает скважинный прибор (104А, 104В) в радиальном направлении. Направление выбирается из практически концентричного и практически эксцентричного положения относительно оси ствола скважины. Управление установочным устройством осуществляют посредством контроллера или на основе запрограммированных данных динамически обновляемой модели. По отношению к соседнему скважинному прибору установочное устройство обеспечивает заданную относительную ориентацию (например, угол азимута, угол наклона, смещение по радиусу) модуля (102А, 102В) и соседнего скважинного прибора. Установочное устройство выполнено с возможностью приложения к стенке ствола скважины отталкивающего усилия для освобождения скважинного прибора. Техническим результатом является надежность эксплуатации и сокращение времени исследований. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в целом к скважинным приборам для промысловых и разведочных скважин и, в частности, - к приборам для каротажа скважин, имеющим модули с регулировкой радиального положения.
Уровень техники
В нефтяных или газовых скважинах часто проводят геофизические исследования для определения одной или нескольких геологических, петрофизических, геофизических и продуктивных свойств (представляющие интерес параметры) с использованием электронных измерительных приборов, вводимых в скважину с помощью таких средств транспортировки, как кабель, трос, талевый канат, бурильные трубы или колонны гибких труб. Инструменты, предназначенные для таких исследований, обычно обобщенно называют приборами для определения параметров пласта. В этих приборах используют электрическую, акустическую, ядерную и/или магнитную энергию для воздействия на находящиеся в скважине породы и флюиды и регистрации сигналов, получаемых из пород и флюидов. Результаты измерений, получаемые от скважинных приборов, передают обратно на поверхность. Во многих случаях для сбора необходимых данных требуются несколько спусков-подъемов или рейсов каротажного прибора.
Специалистам известно, что некоторые приборы используются таким образом, чтобы с их помощью получать один набор данных при практически соосном положении прибора относительно ствола скважины, и другой набор данных в положении с эксцентриситетом относительно ствола скважины. Обычно приборы устанавливаются на спусковом средстве стационарно или неподвижно. Поэтому для регистрации двух типов данных могут потребоваться два или более спуска-подъема каротажного прибора, даже если одним прибором можно получить оба типа данных. Специалистам также известно, что при определенных каротажных исследованиях за один рейс можно использовать порядка десятка и даже более различных измерительных приборов в одной компоновке. Для каждого из таких приборов может требоваться свое положение относительно ствола скважины (например, положение по радиусу относительно оси ствола скважины) и/или различная физическая ориентация приборов относительно друг друга.
В качестве примера (который не должен трактоваться как ограничивающий область применения настоящего изобретения) можно привести прибор, работающий на принципе ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и описанный в заявке US 09/997451, которая принадлежит обладателю прав на настоящее изобретение и содержание которой полностью включено в данную заявку в качестве ссылки. В заявке US 09/997451 описан ЯМР-прибор, который может работать, располагаясь по центру ствола скважины малого диаметра, а также в децентрированном положении в стволе скважины большого диаметра. Такой ЯМР-прибор является лишь одним из ряда многоцелевых инструментов, которые обычно приходится переставлять на поверхности в различные положения по радиусу (например, для центрирования, ориентирования и т.д.) для выполнения в скважине различных работ (например, для сбора данных различного типа).
Настоящее изобретение направлено на устранение этого и других недостатков известных скважинных приборов.
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении предлагается компоновка скважинных приборов, содержащая по меньшей мере один модуль, который может устанавливаться в заданное положение относительно опорного (базового) объекта. Заданным положением может быть радиальное положение относительно оси ствола скважины или заданная ориентация (например, угол азимута, наклона) относительно соседнего модуля. Такая компоновка может быть развернута на буровой установке, расположенной над исследуемым пластом подземных пород. В одном из вариантов выполнения компоновка скважинных приборов, в состав которой входит один или несколько модулей с размещенными в них измерительными приборами для исследования представляющих интерес параметров, спускается на кабеле в ствол скважины. В одном варианте выполнения модуль, в котором расположен измерительный прибор, снабжен установочным устройством. Установочное устройство выполнено таким образом, чтобы управлять положением связанного с ним модуля по радиусу относительно некоторой опорной точки или объекта (например, оси ствола скважины или расположенного вблизи скважинного устройства) и/или сохранения заданного положения модуля. Установочное устройство на месте (в условиях скважины) управляет радиальным положением модуля по получаемым управляющим сигналам и/или автоматически с использованием системы управления с обратной связью. Заданное радиальное положение сохраняется неизменным (стабилизируется) или корректируется независимо от радиального положения соседнего модуля или модулей. В качестве примера установочное устройство содержит несколько независимо управляемых установочных элементов с соответствующими приводами. Приводы и установочные элементы выполнены таким образом, чтобы обеспечивать возможность фиксированного или регулируемого радиального смещения и/или приложения фиксированного или регулируемого усилия к стенке ствола скважины. Компоновка скважинных приборов сообщается с наземным оборудованием (например, с контроллером) при помощи телеметрического оборудования, обеспечивающего двустороннюю передачу данных и управляющих сигналов.
В другом варианте выполнения настоящего изобретения установочное устройство выполнено с возможностью установки модуля в заданной ориентации относительно соседнего модуля. Например, установочное устройство может содержать вертлюжное соединение, приводимое в движение соответствующим механизмом, который ориентирует первый модуль с заданным углом наклона относительно второго модуля. Вертлюжное соединение может быть выполнено таким образом, чтобы приводить первый модуль к заданному углу азимута относительно второго модуля либо устанавливать как азимут, так и наклон. В еще одном варианте выполнения настоящего изобретения установочное устройство может быть выполнено с возможностью приложения отталкивающей силы. Например, установочные элементы установочного устройства могут позволять освобождать прибор, например прибор для отбора образцов породы или проб флюида, за счет приложения к стенке ствола скважины постоянного или импульсного радиального усилия.
В одном из режимов работы, предусматривающем применение акустического прибора, в ствол скважины вводят акустический прибор, пока он не дойдет до необсаженного участка скважины. При необходимости для проведения акустического каротажа акустический прибор центрируют относительно оси ствола скважины, т.е. устанавливают соосно стволу скважины. После завершения акустического каротажа в действие приводится одно или несколько установочных устройств, перемещающих акустический прибор в практически эксцентричное, или децентрированное по радиусу положение относительно ствола скважины. В этом децентрированном положении, например, может возникнуть акустическая связь прибора со стенкой ствола скважины, что обеспечит возможность проведения сейсмокаротажных измерений. В режиме сбора данных контроллеры могут быть выполнены таким образом, чтобы анализировать результаты измерений, например, путем сопоставления полученных данных с предварительно созданной моделью. После завершения акустического каротажа и сбора данных сейсмокаротажных исследований (в процессе одного рейса компоновки в скважину) прибор можно переместить в обсаженный участок ствола скважины. В этом положении установочные устройства устанавливают акустический прибор практически концентрично для сбора других данных, например, данных, характеризующих сцепление цементного камня с обсадной колонной.
Выше были рассмотрены (хотя и в довольно широком представлении) примеры реализации наиболее значимых признаков изобретения, что позволит лучше понять приведенное ниже подробное описание изобретения и тот вклад, что оно вносит в уровень техники. Конечно, есть и другие признаки изобретения, которые описаны ниже и отражены в патентных притязаниях.
Краткое описание чертежей
Чтобы понять настоящее изобретения во всех его деталях, следует обратиться к нижеследующему подробному описанию предпочтительного варианта выполнения изобретения, сопровождаемого чертежами, на которых показано:
на фиг.1 - схематичное изображение одного из вариантов компоновки, в которой используется радиально перемещаемый модуль, приспособленный для использования при выполнении каротажных работ,
на фиг.2 - поперечное сечение установочного устройства в одном из вариантов настоящего изобретения,
на фиг.3А - схематичный вид в вертикальной проекции радиально перемещаемого модуля, расположенного в необсаженном участке ствола скважины,
на фиг.3Б - схематичный вид в вертикальной проекции радиально перемещаемого модуля, расположенного в обсаженном участке ствола скважины,
на фиг.3В - схематичный вид в вертикальной проекции модуля, снабженного отталкивающим устройством в соответствии с настоящим изобретением,
на фиг.3Г - схематический вид в вертикальной проекции альтернативного варианта установочного элемента,
на фиг.3Д - схематический вид в вертикальной проекции еще одного альтернативного варианта установочного элемента,
на фиг.4 - один из вариантов выполнения предлагаемой в изобретении конструкции, в которой установочный инструмент выполнен с возможностью управлением радиальным положением измерительного прибора.
Подробное описание изобретения
На фиг.1 показана буровая установка 10, находящаяся на поверхности над исследуемым подземным пластом 12 пород. Установка 10 может входить в состав оборудования, используемого при эксплуатации или строительстве наземной или морской скважины. Ствол 14 скважины, пробуренной под установкой 10, имеет обсаженный участок 16 и необсаженный участок 18. В определенных случаях (например, при бурении, заканчивании, ремонтных работах и т.д.) для сбора информации, относящейся к пласту 12 и стволу 14 скважины, проводятся каротажные работы. Как правило, для измерения одного или нескольких представляющих интерес параметров, относящихся к стволу 14 скважины и/или к пласту 12, в скважину спускают компоновку 100 скважинных приборов, используя средство 110 связи с поверхностью. Понятие "средство связи с поверхностью" в том смысле, в котором оно используется ниже, включает в себя трос, талевый канат, колонну гибких труб, буровую колонну и кабель, а также другие приспособления, пригодные для ввода прибора в ствол скважины. Компоновка 100 скважинных приборов может содержать один или несколько модулей 102а, 104b, в каждый из которых входит скважинный прибор или группа приборов 104а, 104b, предназначенных для выполнения в скважине одной или нескольких работ. Под "модулем" подразумевается такое устройство, как зонд или переводник, которое подходит для того, чтобы заключать в себя, служить корпусом или нести на себе каким-либо иным способом скважинный прибор, который должен быть использован в стволе скважины. Хотя на чертеже показаны два модуля 102а, 102b, расположенных вблизи друг друга, и два относящихся к ним прибора 104а, 104b, следует иметь в виду, что их число может быть меньшим или большим.
В одном из вариантов выполнения изобретения прибор 104а представляет собой прибор для исследования пласта горных пород, дающий возможность измерения одного или более представляющих интерес параметров, относящихся к пласту или стволу скважины. Следует иметь в виду, что термин "прибор для исследования пласта" охватывает измерительные приборы, датчики и другие подобные устройства, с помощью которых активным или пассивным методом получают данные о различных характеристиках пласта, датчики положения для получения информации об ориентации прибора и направлении движения, датчики опробования пласта (пластоиспытатели) для получения информации о характеристиках содержащихся в месторождении флюидов и для оценки состояния пласта. К датчикам для исследования пласта могут относиться датчики сопротивления для определения электрического удельного сопротивления пласта, диэлектрической константы и наличия или отсутствия углеводородов, акустические датчики для определения акустической дроницаемости пласта и границ пласта, радиационные датчики для определения плотности пласта, пористости по данным радиационных измерений и некоторых характеристик горных пород, датчики ядерного магнитного резонанса для определения пористости и других петрофизических характеристик пласта. Датчики направления и положения преимущественно содержат комбинацию одного или нескольких акселерометров и одного или нескольких гироскопов или магнитометров. В предпочтительном варианте акселерометры обеспечивают измерение по трем осям. Датчики опробования пласта отбирают пробы пластовых флюидов и определяют их свойства, к которым относятся физические и химические характеристики. Измерения пластового давления дают информацию о характеристиках месторождения.
В некоторых вариантах выполнения изобретения в компоновку 100 скважинных приборов может входить телеметрическое оборудование 150, локальный или скважинный контроллер 152 и скважинный источник питания 154. Телеметрическое оборудование 150 обеспечивает двустороннюю связь для обмена информационными сигналами между наземным контроллером 112 и компоновкой 100 приборов, а также для передачи управляющих сигналов от расположенного наземного контроллера 112 к компоновке 100 приборов.
В приведенной в качестве примера конфигурации первый модуль 102а содержит прибор 104а, предназначенный для измерения первого представляющего интерес параметра, а второй модуль 102b содержит прибор 104b, предназначенный для измерения второго представляющего интерес параметра, который может совпадать с первым параметром либо отличаться от него. Для выполнения соответствующих измерительных работ может потребоваться размещение приборов 104а и 104b в разных положениях. Положение может определяться по отношению к какому-либо объекту, например к стволу скважины или к стенке скважины, и/или по отношению к другому, расположенному вблизи, инструменту. Кроме того, под "положением" понимается радиальное положение, наклон и ориентация по азимуту. Для удобства продольная ось ствола скважины ("ось ствола скважины") будет в дальнейшем рассматриваться как опорная, или координатная, ось, используемая при описании относительного радиального положения приборов 104а, 104b. В качестве системы координат, в которой может быть описано движение или положение, можно использовать и другие объекты или точки. Более того, в некоторых случаях при проведении скважинных работ решаемые приборами 104а, 104b задачи могут изменяться. Вообще говоря, прибор 104а может быть рассчитан на выполнение определенной работы на основе одного или нескольких заданных факторов. К таким факторам могут относиться, в частности, глубина, время, изменения характеристик пласта и изменения задач, решаемых другими приборами.
В соответствии с одним из вариантов выполнения изобретения модули 102а и 102b снабжены установочными устройствами 140а, 140b соответственно. Установочное устройство 140 выполнено таким образом, чтобы удерживать модуль 102 в заданном радиальном положении относительно опорной точки (например, относительно оси ствола скважины). Кроме того, установочное устройство 140 корректирует радиальное положение модуля 102 при поступлении с поверхности управляющего сигнала и/или автоматически с помощью системы управления с обратной связью. Заданное радиальное положение сохраняется или корректируется независимо от радиального положения (положений) соседнего скважинного устройства (например, измерительного прибора, блока телеметрии, переводника или другого подобного оборудования). Шарнир, например, гибкое сочленение 156, которое соединяет модуль 102 с компоновкой 100 приборов, обеспечивает определенную степень податливости на изгиб или при повороте, необходимую при создании разности радиальных положений между соседними модулями и/или другим оборудованием (например, процессорным телеметрическим блоком или другим оборудованием).
В соответствии с одним из вариантов выполнения изобретения установочное устройство 140 содержит корпус 142, снабженный установочными элементами 144а, 144b, 144с, расположенными по окружности корпуса 142 на расстоянии друг от друга. Элементы 144а, 144b, 144с выполнены с возможностью перемещения между крайними положениями, выдвинутым и убранным (втянутым) независимо друг от друга. Выдвигаться установочные элементы могут на фиксированное или регулируемое расстояние. К подходящим установочным элементам 144а, 144b, 144с относятся ребра, прижимные башмаки, кулачки, надувные мешки или другие устройства, способные взаимодействовать с поверхностями, такими как стенка ствола скважины или внутренняя поверхность обсадной колонны. В некоторых вариантах выполнения изобретения установочные элементы 144а, 144b, 144с могут быть выполнены таким образом, чтобы временно фиксировать или блокировать прибор в определенном положении относительно ствола и/или позволять прибору перемещаться по стволу скважины.
Для перемещения элементов 144а, 144b, 144с используются приводы 146а, 146b, 146с. В качестве примеров таких приводов 146а, 146b, 146с можно назвать электромеханический привод (например, электродвигатель, сопряженный с рычажным механизмом), гидравлический привод (например, гидроцилиндр с поршнем, перемещающимся под давлением жидкости) или иную подходящую систему, предназначенную для перемещения элементов 144а, 144b, 144с между выдвинутым и убранным положениями. Приводы 14ба, 146b, 146с и элементы 144а, 144b, 144с могут быть выполнены таким образом, чтобы создавать фиксированное или регулируемое усилие, прикладываемое к стенке ствола скважины. Например, в режиме изменения положения модуля включением приводов 146а, 146b, 146с можно отцентрировать модуль в стволе скважины или придать ему иное радиальное положение. Однако в этом случае прикладываемое к стенке ствола скважины усилие не столь велико, чтобы воспрепятствовать перемещению прибора по стволу скважины. В режиме фиксации положения включением приводных устройств 146а, 146b, 146с можно создать достаточно большую силу трения между элементами 144а, 144b, 144с и стенкой ствола скважины, исключив значительное относительное перемещение. В некоторых вариантах выполнения изобретения может быть использован смещающий элемент (на чертеже не показан), постоянно поддавливающий установочные элементы 144а, 144b, 144с в выдвинутое положение с обеспечением центрирования модуля. В таком варианте при включении привода он будет преодолевать усилие, действующее со стороны смещающего элемента, перемещая один или несколько установочных элементов в заданное положение по радиусу и обеспечив установку модуля в децентрированное положение. В другом примере выполнения смещающий элемент может действовать на удержание установочного элемента во втянутом положении внутри корпуса установочного устройства. Очевидно, что такое решение позволит уменьшить поперечное сечение модуля и, например, снизит вероятность прихвата модуля в сужении ствола скважины.
Установочное устройство 140 и приводы 146а, 146b, 146с могут работать от скважинного источника энергии (например, электрической батареи или за счет циркуляции гидравлической жидкости) или от наземного источника энергии, передающего энергию (например, электрическую или жидкость под давлением) через соответствующий канал, такой как средство 110 связи с поверхностью. Кроме того, хотя на чертеже показано, что с каждым установочным элементом 144 (например, с установочным элементом 144а) сопряжен свой привод (например, привод 146а), в других вариантах выполнения изобретения один привод может приводить в движение два или более установочных элементов.
На фиг.3А и 3Б в качестве примера показана компоновка 200 скважинных приборов для исследования пласта, находящаяся соответственно в необсаженном 18 и обсаженном 16 участках скважины. В состав компоновки 200 приборов входит несколько группу модулей или переходников для измерения представляющих интерес параметров. Типовой модуль 202 показан сочлененным с верхней 204 и нижней 206 частями приборной компоновки с помощью гибких элементов 156. В приведенном в качестве примера варианте выполнения изобретения в модуле 202 установлен акустический прибор 208. При нахождении в необсаженном участке 18 ствола акустический прибор 208 может быть установлен в децентрированное положение (т.е. в положение с радиальным эксцентриситетом) за счет включения установочных элементов 140а и 140b. Это децентрированное, или смещенное по радиусу, положение практически не зависит от положения скважинных устройств (например, измерительных приборов и датчиков), расположенных в верхней 204 или нижней 206 частях и компоновки приборов. То есть в верхней 204 или нижней 206 частях компоновки скважинных приборов датчики и приборы для исследования пласта могут находиться в радиальном положении, отличном от того, что занимает модуль 202. Находясь в таком децентрированном, или смещенном по радиусу, положении, акустический прибор можно использовать для получения таких данных, как данные сейсмического каротажа. В некоторых случаях может быть целесообразным управлять положением модуля 202 в таком режиме, когда он совершает "орбитальное" движение вдоль стенки ствола скважины. Понятно, что такой характер движения может достигаться поочередным изменением расстояния, на которое выдвигаются или убираются установочные элементы.
На фиг.3Б показан акустический прибор 202, расположенный на обсаженном участке 16 ствола 14 скважины. На обсаженном участке 16 установочные элементы 140а, 140b отработали на установку акустического прибора 208 в центрированное или концентричное положение относительно ствола 14 скважины. Находясь в таком центрированном положении, акустический прибор может использоваться для измерения или оценки качества сцепления между обсадной колонной 16А и цементным камнем 16В. Срабатывание установочных элементов 140а, 140b на возврат модуля в центрированное положение может происходить по управляющему сигналу, сгенерированному на месте (в скважине) или переданному с поверхности.
В другом варианте выполнения изобретения, показанном на фиг.3В, скважинный прибор 300 может содержать пробоотборник 302 для сбора и исследования пластовых флюидов. Как правило, такие приборы содержат пробоотборную трубку 304, которую вводят в контакт со стенкой 15 ствола скважины, и через которую скважинные флюиды отсасываются в камеры для сбора проб (на чертеже не показаны) под действием создаваемого вакуума или разрежения. Иногда после завершения отбора проб в трубке 304 сохраняется разрежение, которое препятствует отделению прибора 302 от стенки 15 ствола скважины. Обычно освобождение прибора 300 предполагает изменение усилия натяжения, прикладываемого к средству 306 связи с поверхностью, на котором подвешен прибор 300. В соответствии с одним из вариантов изобретения прибор содержит установочные элементы 308а, 308Ь, которые при приведении их в действие отталкивают и выводят пробоотборник от сцепления с породой, т.е. стенкой ствола скважины, за счет создания постоянного или импульсного усилия F, прикладываемого к стенке 15 ствола скважины.
На фиг.3Г показан альтернативный вариант выполнения установочного устройства 320, в котором использован выдвижной элемент 322 для управляемого изгиба упругого элемента 324, например дугообразной пружины. Гибкий элемент 324 имеет дугообразную поверхность, которая может скользить по стенке 326 ствола скважины, что снижает вероятность повреждения или прихвата в стволе 328 скважины. На фиг.3Д показано установочное устройство 330, которое придает модулю 332 определенную ориентацию относительно другого модуля, такого как соседний модуль 334. В варианте изобретения, показанном на фиг.3Д, управление положением модуля 332 осуществляется без касания модулем стенки ствола скважины (на чертеже не показана). В одном варианте выполнения приводной механизм 338 приводит в действие устройство 340 сочленения. Устройство 340 сочленения допускает относительно перемещение первого модуля 332 и второго модуля 334 с одной или несколькими степенями свободы в их шарнирном соединении. В качестве примера относительное перемещение может включать в себя относительное поступательное перемещение, поворот модулей относительного друг друга в вертикальной проекции и поворот по азимуту между первым 332 и вторым 334 модулями. Таким образом, устройство 340 сочленения допускает установку модулей 332, 334 в разных радиальных положениях (т.е. при несовпадении продольных осей), с разными углами наклона и разной азимутальной ориентацией. К приводным механизмам, связанным с устройством сочленения, относятся, в частности, электро- и гидромоторы и поршневые устройства, приводимые в действие рабочим телом (например, газом или нефтью). Устройство 340 сочленения может содержать вертлюжное соединение и другие подходящие шарнирные узлы.
На фиг.4 схематически показан вариант осуществления настоящего изобретения при выполнении каротажных работ для получения данных о породах. Компоновка 400 скважинных приборов, спускаемая на кабеле (на чертеже не показан), содержит один или несколько приборов 402а, 402b для исследования пласта и др. компоненты. Каждый прибор 402а, 402b содержит связанное с ним установочное устройство 404а, 404b. В варианте предусмотрен контроллер 406, предназначенный для управления установочными устройствами 404а, 404b и соответственно - для управления радиальным положением измерительных приборов 402а, 402b. Контроллер 406 предпочтительно содержит один или несколько микропроцессоров или микроконтроллеров, предназначенных для обработки сигналов и данных, а также для выполнения функций управления, твердотельные элементы памяти для хранения запрограммированных команд, моделей (в том числе интерактивных моделей) и данных, а также содержит другие необходимые схемы управления. Микропроцессоры управляют работой различных датчиков, обеспечивают связь между скважинными датчиками и обеспечивают двустороннюю передачу данных и сигналов между компоновкой 400 приборов и наземным контроллером 410 через двустороннюю телеметрическую систему 408.
Для простоты на схеме показан только один контроллер. Однако следует учесть, что можно использовать и несколько контроллеров. Например, скважинный контроллер можно использовать для сбора, обработки и передачи данных в наземный контроллер, который обрабатывает полученные данные и передает соответствующие управляющие сигналы в скважину. Могут быть также использованы другие варианты разделения задач обработки данных и выработки управляющих сигналов. Таким образом, контроллер может работать автономно (например, работать с замкнутым или полузамкнутым циклом управления) или в интерактивном режиме. В некоторых вариантах выполнения контроллер может переставлять установочные элементы по командам, передаваемым с поверхности, и/или на основе предварительно запрограммированных данных (например, данных о профиле скважины, таких как глубина). В некоторых случаях для оптимизации сбора данных изменение радиального положения измерительных приборов 402а, 402b может использоваться в динамике, например, для компенсации факторов, влияющих на процесс измерения. Кроме того, контроллером 406 может использоваться статическая или динамически обновляемая модель процесса для оценки качества данных, собираемых измерительными приборами 402а, 402b, и выработки управляющих сигналов на изменение положения установочных элементов с целью коррекции или оптимизации процесса измерения. Контроллер 406 также может быть выполнен с возможностью получения данных от других скважинных приборов (например, от датчиков и измерительных приборов). Информация от этих других измерительных приборов 412 (например, азимутальное положение, ориентация скважинного инструмента, угол наклона) может также использоваться для коррекции и/или оптимизации процесса получения данных.
Как показано на фиг.3А и 3Б, в одном режиме работы компоновку 100 приборов вводят в ствол 14 скважины до достижения ею необсаженного участка 18. Ствол 14 скважины может содержать вертикальные участки, наклонные или искривленные участки и возможно горизонтальные участки. В одном из вариантов выполнения изобретения измерительный прибор 208 представляет собой акустический прибор. Для проведения акустического каротажа измерительный прибор 208 центрируют, т.е. устанавливают по оси ствола скважины. После завершения акустического каротажа наземный контроллер 112 и/или скважинный контроллер 207 приводят в действие одно или несколько установочных устройств 204а, 204b на перемещение прибора 208 в практически эксцентричное или децентрированное положение относительно ствола 14 скважины. При таком децентрированном положении акустический прибор может войти в физический контакт со стенкой ствола 14 скважины. Благодаря этому физическому контакту возникает акустическая связь, позволяющая получать данные сейсмического каротажа. В процессе сбора данных контроллеры 112, 207 могут проводить анализ результатов исследований, например, путем сравнения получаемых данных с предварительно созданной моделью. На основе такого сравнения контроллеры 112, 207 могут вырабатывать управляющие сигналы, необходимые для коррекции радиального положения прибора 208, повышающей качество получаемых данных. Таким образом, контроллер может компенсировать ориентацию прибора на искривленных участках ствола скважины, управляя установочным устройством таким образом, чтобы сохранять заданное радиальное положение прибора в скважине с эксцентриситетом. После завершения акустического каротажа и сбора данных сейсмокаротажных исследований (в процессе одного рейса компоновки в скважину) прибор 208 можно переместить в обсаженный участок 16 ствола скважины. В этом положении контроллеры 112, 207 могут управлять установочными устройствами 140а, 140b таким образом, чтобы установить акустический прибор 208 практически концентрично для сбора других данных, например данных, характеризующих сцепление цементного камня с обсадной колонной. Следует отметить, что контроллер 112, 207 может работать независимо или во взаимодействии с наземным контроллером либо с находящимся на поверхности оператором 112. Более того, в некоторых вариантах изобретения установочными элементами можно управлять непосредственно с поверхности без использования скважинного контроллера.
Таким образом, в модуле, выполненном в соответствии с настоящим изобретением, при выполнении каротажных работ за одну спускоподъемную операцию измерительный прибор можно установить в одном радиальном положении для измерения одного представляющего интерес параметра, а затем в другом радиальном положении для измерения другого параметра и т.д. В более широком смысле, настоящее изобретение позволяет создать скважинный прибор, управляемый по его положению в скважине для выполнения различных работ или операций, которые могут быть взаимосвязанными или независимыми.
Хотя выше раскрыты предпочтительные варианты выполнения изобретения, специалистам должны быть очевидны возможности осуществления изобретения с различными отступлениями от этих вариантов. Например, каротажный кабель - это лишь одно из подходящих средств для ввода в скважину предлагаемой компоновки приборов. К другим приемлемым средствам относятся талевый канат, гибкая труба (металлическая или композитная) и бурильная колонна. Поэтому предполагается, что приведенное выше описание охватывает любые такие изменения, подпадающие под патентные притязания.
Claims (21)
1. Способ выполнения работ в стволе скважины, заключающийся в том, что
(а) в скважину вводят устройство, имеющее первый модуль, соединенный с расположенным вблизи него вторым модулем и снабженный управляемым установочным устройством и скважинным прибором, предназначенным для выполнения заданной работы, и
(б) приводят в действие установочное устройство, устанавливая первый модуль в заданное положение по радиусу относительно опорной точки, отличающееся от положения второго модуля относительно этой точки, причем скважинный прибор может работать по меньшей мере в двух положениях относительно опорной точки.
2. Способ по п.1, в котором опорная точка находится на оси ствола скважины, а заданным положением первого модуля является радиальное положение, выбираемое из практически эксцентричного и практически концентричного положений относительно оси ствола скважины.
3. Способ по п.1, в котором управление установочным устройством осуществляют посредством контроллера.
4. Способ по п.3, в котором установочным устройством управляют на основе запрограммированных данных динамически обновляемой модели или информационных сигналов от связанного с контроллером датчика.
5. Способ по п.1, в котором первый модуль крепят на средстве связи с поверхностью, выбранном из группы, включающей трос, талевый канат, колонну гибких труб, буровую колонну и кабель.
6. Способ по п.1, в котором скважинным прибором является измерительный прибор, предназначенный для измерения по меньшей мере одного представляющего интерес параметра.
7. Способ по п.6, в котором первый модуль перемещают по стволу скважины во время работы измерительного прибора.
8. Способ по п.6, в котором положением первого модуля управляют во время работы измерительного прибора.
9. Способ по п.8, в котором измерительным прибором проводят исследования по меньшей мере по одному из следующих методов: методу сопротивлений, ядерно-магнитному методу, ядерному методу, методу отбора проб пластовых флюидов и акустическому методу.
10. Способ по п.6, в котором измерительным прибором проводят исследования на первом участке ствола скважины, после чего измерительный прибор перемещают на второй участок ствола скважины, приводят в действие установочное устройство, устанавливая первый модуль в заданное положение на втором участке ствола скважины, и проводят измерительным прибором исследования на втором участке ствола скважины.
11. Способ по п.1, в котором второй модуль используют в качестве опорной точки.
12. Устройство для использования в стволе скважины, проходящей через пласт горных пород, содержащее
(а) средство связи с поверхностью,
(б) первый модуль, перемещаемый на средстве связи с поверхностью,
(в) установленный в первом модуле скважинный прибор для выполнения заданной работы,
(г) второй модуль, перемещаемый на средстве связи с поверхностью и расположенный вблизи первого модуля, и
(д) установочное устройство, связанное с первым модулем и предназначенное для управления положением связанного с ним модуля относительно второго модуля, причем скважинный прибор может работать по меньшей мере в двух положениях относительно опорной точки.
13. Устройство по п.12, в котором опорная точка находится на оси ствола скважины, а заданным положением первого модуля является радиальное положение, выбираемое из практически эксцентричного и практически концентричного положений относительно оси ствола скважины.
14. Устройство по п.12, в котором скважинным прибором является измерительный прибор для проведения исследований по одному из следующих методов: методу сопротивлений, ядерно-магнитному методу, ядерному методу, методу отбора проб пластовых флюидов и акустическому методу.
15. Устройство по п.12, в котором установочное устройство выполнено с возможностью сохранения заданного положения в процессе перемещения первого модуля по стволу скважины.
16. Устройство по п.12, в котором первый модуль имеет заданную ориентацию относительно второго модуля.
17. Устройство по п.12, содержащее также контроллер, выполненный с возможностью управления установочным устройством.
18. Устройство по п.17, в котором контроллер выполнен с возможностью установки первого модуля в заданное положение на основе запрограммированных условий, динамически обновляемых условий или сигналов от связанного с контроллером датчика.
19. Устройство по п.12, в котором установочное устройство выполнено с возможностью изменения положения первого модуля во время работы первого модуля.
20. Устройство по п.12, в котором средство связи с поверхностью выбрано из группы, включающей трос, канат для работ в скважине, колонну гибких труб, буровую колонну и кабель.
21. Устройство по п.12, в котором установочное устройство выполнено с возможностью вывода измерительного прибора, расположенного в первом модуле, из сцепления со стенкой ствола скважины.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US44838803P | 2003-02-18 | 2003-02-18 | |
| US60/448,388 | 2003-02-18 | ||
| US10/780,167 US7082994B2 (en) | 2003-02-18 | 2004-02-17 | Radially adjustable downhole devices and methods for same |
| US10/780,167 | 2004-02-17 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005128827A RU2005128827A (ru) | 2006-06-10 |
| RU2319833C2 true RU2319833C2 (ru) | 2008-03-20 |
Family
ID=32912296
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005128827/03A RU2319833C2 (ru) | 2003-02-18 | 2004-02-17 | Скважинные устройства, управляемые по радиальному положению, и способы их применения |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7082994B2 (ru) |
| EP (1) | EP1597455B1 (ru) |
| CA (1) | CA2513533C (ru) |
| DE (1) | DE602004009043T2 (ru) |
| GB (1) | GB2412939B (ru) |
| RU (1) | RU2319833C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004074625A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012154686A1 (en) * | 2011-05-06 | 2012-11-15 | Schlumberger Canada Limited | Downhole shifting tool |
| CN104373069A (zh) * | 2014-11-04 | 2015-02-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种螺旋桨式井下仪器推进器 |
| RU2581074C1 (ru) * | 2014-11-27 | 2016-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ акустического каротажа |
| RU2804483C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2023-10-02 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Скважинный инструмент и способ для развертывания трубчатого элемента в боковом стволе многоствольной скважины |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7357188B1 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
| US7779909B2 (en) * | 1998-11-16 | 2010-08-24 | Enventure Global Technology, Llc | Liner hanger |
| GB2344606B (en) * | 1998-12-07 | 2003-08-13 | Shell Int Research | Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member |
| AU2001294802B2 (en) * | 2000-10-02 | 2005-12-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for casing expansion |
| US7301338B2 (en) * | 2001-08-13 | 2007-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Automatic adjustment of NMR pulse sequence to optimize SNR based on real time analysis |
| US7793721B2 (en) | 2003-03-11 | 2010-09-14 | Eventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| US7918284B2 (en) | 2002-04-15 | 2011-04-05 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
| EP1972752A2 (en) | 2002-04-12 | 2008-09-24 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for threated connections for expandable liner hanger |
| WO2004027392A1 (en) | 2002-09-20 | 2004-04-01 | Enventure Global Technology | Pipe formability evaluation for expandable tubulars |
| US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| CA2523862C (en) | 2003-04-17 | 2009-06-23 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
| US20050073196A1 (en) * | 2003-09-29 | 2005-04-07 | Yamaha Motor Co. Ltd. | Theft prevention system, theft prevention apparatus and power source controller for the system, transport vehicle including theft prevention system, and theft prevention method |
| US7819185B2 (en) | 2004-08-13 | 2010-10-26 | Enventure Global Technology, Llc | Expandable tubular |
| US7913756B2 (en) * | 2004-12-13 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for demagnetizing a borehole |
| US7969150B2 (en) * | 2004-12-13 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Demagnetizer to eliminate residual magnetization of wellbore wall produced by nuclear magnetic resonance logs |
| EP1896876B1 (en) * | 2005-06-03 | 2013-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Pore-scale geometric models for interpretation of downhole formation evaluation data |
| US7688674B2 (en) * | 2007-03-05 | 2010-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for performing moving checkshots |
| US7637321B2 (en) * | 2007-06-14 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for unsticking a downhole tool |
| US7784564B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method to perform operations in a wellbore using downhole tools having movable sections |
| US8201625B2 (en) | 2007-12-26 | 2012-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole imaging and orientation of downhole tools |
| WO2009108876A2 (en) * | 2008-02-27 | 2009-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic modified nmr (amnmr) |
| US8344726B2 (en) * | 2009-02-12 | 2013-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic modified NMR (AMNMR) |
| US8042624B2 (en) | 2008-04-17 | 2011-10-25 | Baker Hughes Incorporated | System and method for improved depth measurement correction |
| US8032311B2 (en) | 2008-05-22 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Estimating gas-oil ratio from other physical properties |
| US8272260B2 (en) * | 2008-09-18 | 2012-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for formation evaluation after drilling |
| US8127834B2 (en) * | 2009-01-13 | 2012-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular electro-hydraulic controller for well tool |
| US8087463B2 (en) * | 2009-01-13 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-position hydraulic actuator |
| US8151888B2 (en) * | 2009-03-25 | 2012-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool with combined actuation of multiple valves |
| US20100315900A1 (en) * | 2009-06-12 | 2010-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for high resolution sound speed measurements |
| US20110061864A1 (en) * | 2009-09-14 | 2011-03-17 | Don Umphries | Wireless pipe recovery and perforating system |
| CN102096096B (zh) * | 2009-12-11 | 2012-10-17 | 中国石化集团胜利石油管理局地球物理勘探开发公司 | 多级定向测井检波器装置 |
| EP2626507A1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-08-14 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and system for calibrating a downhole imaging tool |
| DE102016008220A1 (de) * | 2016-07-05 | 2018-01-11 | Jt-Elektronik Gmbh | Kanalinspektionseinheit mit Freirüttelvorrichtung |
| AU2020370614A1 (en) | 2019-10-25 | 2022-05-19 | Conocophillips Company | Systems and methods for determining well casing eccentricity |
| US11072998B2 (en) * | 2019-11-26 | 2021-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools, multi-lateral intervention systems and methods to deploy a tubular into a lateral borehole of a multi-lateral well |
| WO2022011294A1 (en) * | 2020-07-09 | 2022-01-13 | Texas Institute Of Science, Inc. | Logging apparatus and method for use of same |
| US11448026B1 (en) | 2021-05-03 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Cable head for a wireline tool |
| US11859815B2 (en) | 2021-05-18 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Flare control at well sites |
| US11624263B2 (en) | 2021-05-25 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Entering a lateral wellbore in a multi-lateral wellbore with a guide tool |
| CN113279744A (zh) * | 2021-06-25 | 2021-08-20 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种测井系统及其测井控制方法 |
| US11905791B2 (en) | 2021-08-18 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Float valve for drilling and workover operations |
| CN113756728A (zh) * | 2021-09-08 | 2021-12-07 | 中海油田服务股份有限公司 | 导向力调节方法及装置 |
| US11913298B2 (en) | 2021-10-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole milling system |
| US20230243220A1 (en) * | 2022-01-20 | 2023-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptive Control of Rotating or Non-Rotating Transducer and Sensors Casing Stand-Off Supported by Casing Centralizers |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3865188A (en) * | 1974-02-27 | 1975-02-11 | Gearhart Owen Industries | Method and apparatus for selectively isolating a zone of subterranean formation adjacent a well |
| US3990304A (en) * | 1975-09-18 | 1976-11-09 | Dresser Industries, Inc. | Fluid interface measuring device for use in earth boreholes |
| US4688640A (en) * | 1986-06-20 | 1987-08-25 | Shell Offshore Inc. | Abandoning offshore well |
| US4799546A (en) | 1987-10-23 | 1989-01-24 | Halliburton Company | Drill pipe conveyed logging system |
| US5893413A (en) * | 1996-07-16 | 1999-04-13 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatic tool with electrically operated setting mechanism |
| US6041860A (en) * | 1996-07-17 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores |
| US6179066B1 (en) * | 1997-12-18 | 2001-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilization system for measurement-while-drilling sensors |
| US6651747B2 (en) * | 1999-07-07 | 2003-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole anchoring tools conveyed by non-rigid carriers |
| US6604582B2 (en) * | 2000-06-05 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid pressure signal generation and transmission |
-
2004
- 2004-02-17 WO PCT/US2004/004629 patent/WO2004074625A1/en active IP Right Grant
- 2004-02-17 CA CA2513533A patent/CA2513533C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-02-17 EP EP04711888A patent/EP1597455B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-02-17 GB GB0515364A patent/GB2412939B/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-02-17 RU RU2005128827/03A patent/RU2319833C2/ru active
- 2004-02-17 DE DE602004009043T patent/DE602004009043T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-02-17 US US10/780,167 patent/US7082994B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012154686A1 (en) * | 2011-05-06 | 2012-11-15 | Schlumberger Canada Limited | Downhole shifting tool |
| US10006263B2 (en) | 2011-05-06 | 2018-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole shifting tool |
| CN104373069A (zh) * | 2014-11-04 | 2015-02-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种螺旋桨式井下仪器推进器 |
| RU2581074C1 (ru) * | 2014-11-27 | 2016-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ акустического каротажа |
| RU2804483C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2023-10-02 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Скважинный инструмент и способ для развертывания трубчатого элемента в боковом стволе многоствольной скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7082994B2 (en) | 2006-08-01 |
| US20040216873A1 (en) | 2004-11-04 |
| CA2513533A1 (en) | 2004-09-02 |
| GB0515364D0 (en) | 2005-08-31 |
| WO2004074625A1 (en) | 2004-09-02 |
| GB2412939B (en) | 2006-07-12 |
| CA2513533C (en) | 2011-02-15 |
| EP1597455B1 (en) | 2007-09-19 |
| DE602004009043D1 (de) | 2007-10-31 |
| DE602004009043T2 (de) | 2008-06-19 |
| RU2005128827A (ru) | 2006-06-10 |
| GB2412939A (en) | 2005-10-12 |
| EP1597455A1 (en) | 2005-11-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2319833C2 (ru) | Скважинные устройства, управляемые по радиальному положению, и способы их применения | |
| US6041860A (en) | Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores | |
| CN201433731Y (zh) | 取心工具、岩心搬运组件 | |
| US9163500B2 (en) | Extendable and elongating mechanism for centralizing a downhole tool within a subterranean wellbore | |
| US7828066B2 (en) | Magnetic motor shaft couplings for wellbore applications | |
| RU2331753C2 (ru) | Скважинный инструмент | |
| CA2542679C (en) | Apparatus and methods for logging a well borehole with controllable rotating instrumentation | |
| CN101967963B (zh) | 地层取心设备和方法 | |
| US9689256B2 (en) | Core orientation systems and methods | |
| US20090164128A1 (en) | In-situ formation strength testing with formation sampling | |
| US8550184B2 (en) | Formation coring apparatus and methods | |
| US20050205302A1 (en) | Hydraulic and mechanical noise isolation for improved formation testing | |
| WO2009085516A1 (en) | In-situ formation strength testing with coring | |
| EP1309888B1 (en) | Apparatus and method for synchronized formation measurement | |
| WO2009085518A2 (en) | In-situ formation strength testing | |
| US9140085B2 (en) | Apparatus and method for positioning and orienting a borehole tool | |
| CN100443692C (zh) | 可径向调节的井下设备及其方法 | |
| AU2021107181B4 (en) | Method and system for acquiring geological data from a bore hole | |
| WO2024137903A1 (en) | Positionable downhole telemetry units | |
| AU770991B2 (en) | Downhole service tool | |
| GB2443374A (en) | Instrumentation for downhole deployment valve |