RU2344445C2

RU2344445C2 - Device and method for reducing well currents effects

Info

Publication number: RU2344445C2
Application number: RU2004123920/28A
Authority: RU
Inventors: Ричард А. РОСТАЛ (US); Ричард А. РОСТАЛ; Куо Чианг ЧЕН (US); Куо Чианг ЧЕН; Гэри А. ХЕЙЗЕН (US); Гэри А. ХЕЙЗЕН; Томас Д. БАРБЕР (US); Томас Д. БАРБЕР; Чарльз КИББЕ (US); Чарльз КИББЕ; Роберт К. СМИТ (US); Роберт К. СМИТ; Стефен Д. БОННЕР (US); Стефен Д. БОННЕР; Дэвид Т. ОЛИВЕР (US); Дэвид Т. ОЛИВЕР
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2003-08-05
Filing date: 2004-08-04
Publication date: 2009-01-20
Also published as: RU2004123920A

Abstract

FIELD: mechanics; mining.

SUBSTANCE: well-logging tool comprises a conducting drift, antenna array arranged around aforesaid conducting drift, a coupling fitted above the said antenna array and at least one contact spacer. The aforesaid antenna array incorporates multiple antennas fitted on insulated supports. Note that at least one contract spacer comprises at least one conducting channel accommodating a contact block. The aforesaid coupling houses at least one electrode. At least one electrode and contact block make a radial conducting circuit running from the outer surface of the well-logging tool into the conducting drift.

EFFECT: ruling out well current effects.

12 cl, 10 dwg

Description

Область техникиTechnical field

Изобретение относится к устройству и способам снижения влияния диаметра скважины и/или для внесения поправки на это влияние при подземных измерениях.The invention relates to a device and methods for reducing the influence of the diameter of the borehole and / or to amend this effect in underground measurements.

Уровень техникиState of the art

В области разведки и добычи углеводородов известны различные методы каротажа сопротивления. Эти методы включают в себя гальванический (боковой электрический каротаж с фокусировкой тока) метод, метод электромагнитной (ЭМ) индукции, и они обычно используют каротажные устройства или «зонды», с источниками, предназначенными для испускания энергии (напряжение или электромагнитное поле) по буровой скважине в подземную формацию. Испускаемая энергия взаимодействует с окружающей формацией и формирует сигналы, которые определяются одним или более датчиками на каротажном устройстве. Обработка обнаруженных сигналов обеспечивает профиль характеристик данной формации.In the field of hydrocarbon exploration and production, various resistance logging methods are known. These methods include a galvanic (lateral electric focusing current logging) method, an electromagnetic (EM) induction method, and they usually use logging devices or “probes”, with sources designed to emit energy (voltage or electromagnetic field) through the borehole into the underground formation. The emitted energy interacts with the surrounding formation and generates signals that are detected by one or more sensors on the logging device. Processing of the detected signals provides a profile of the characteristics of this formation.

Для получения высококачественных измерений эти устройства (в частности, индукционные устройства) должны оставаться приблизительно центрированными в скважине. Если индукционное устройство не центрировано относительно скважины, то в скважине могут быть сформированы большие сигналы, взаимодействующие с сигналами от самой формации. При использовании тросовых устройств и каротажных устройств в процессе бурения или устройств измерения во время бурения постоянно удерживать устройства по центру ствола скважины трудно. Изменение сигнала при перемещении измерительного устройства от центра скважины к стенке скважины называется «эффектом отклонения» или «расцентрированием». Если устройство не находится по центру скважины, то выполнение при разных азимутальных углах измерения могут иметь такие же последствия эффекта отклонения, как при потере устройством направленной чувствительности.To obtain high-quality measurements, these devices (in particular induction devices) should remain approximately centered in the well. If the induction device is not centered relative to the well, then large signals can be generated in the well that interact with signals from the formation itself. When using cable devices and logging devices during drilling or measuring devices during drilling, it is difficult to constantly hold the devices in the center of the wellbore. A change in the signal when the measuring device moves from the center of the well to the wall of the well is called the “deviation effect” or “off centering”. If the device is not located in the center of the well, then performing measurements at different azimuthal angles can have the same consequences of the deviation effect as when the device loses directional sensitivity.

Последствия отклонения и расцентрирования сказываются на работе разных устройств в разной степени. В отношении каротажного устройства сопротивления эти нежелательные последствия вызваны сопротивлением бурового раствора или по причине токов, возникающих в буровом растворе в стволе скважины («скважинные токи»). Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам снижения любых этих нежелательных последствий, особенно последствий, связанных со скважинными токами. Эти способы, как правило, применимы ко всем типам каротажных устройств сопротивления. Но, для пояснения, приводимое ниже описание использует каротаж электромагнитной индукции для отражения проблем, связанных со скважинными токами, и для пояснения способов, используемых для минимизации этих проблем. Специалисту в данной области техники будет ясно, что осуществления данного изобретения не ограничены электромагнитными индукционными устройствами каротажа, и в частности они предусматривают свое применение в аналогичных устройствах, известных как устройства распространения, например промышленно выпускаемое компенсируемое матричное устройство сопротивления, изготавливаемое Schlumber Technology Corporation.The consequences of deviation and misalignment affect the operation of different devices to varying degrees. With respect to the logging resistance device, these undesirable effects are caused by the resistance of the drilling fluid or due to currents occurring in the drilling fluid in the wellbore (“borehole currents”). Embodiments of the present invention relate to methods for reducing any of these undesirable effects, especially effects associated with downhole currents. These methods are generally applicable to all types of resistance logging devices. But, for clarification, the description below uses electromagnetic induction logging to reflect problems associated with borehole currents and to explain methods used to minimize these problems. It will be clear to those skilled in the art that implementations of the present invention are not limited to electromagnetic induction logging devices, and in particular they are intended for use in similar devices known as propagation devices, for example, the commercially available compensated matrix resistance device manufactured by Schlumber Technology Corporation.

Методы каротажа ЭМ-индукцией подразделяются на две группы: тросовые устройства и устройства каротажа в процессе бурения. Тросовый каротаж предусматривает опускание устройства в скважину на конце электрического кабеля для получения геофизических подземных измерений. Методы каротажа в процессе бурения используют устройства, установленные на муфтах бурового снаряда, для осуществления измерения во время бурения скважины.EM induction logging methods are divided into two groups: wireline devices and logging devices during drilling. Rope logging involves lowering the device into a well at the end of an electric cable to obtain geophysical underground measurements. Logging methods during drilling use devices mounted on drill collar couplings to perform measurements while drilling a well.

Обычные тросовые устройства ЭМ-каротажа имеют антенны, которые могут функционировать как источники и/или как датчики. На тросовых устройствах ЭМ-каротажа антенны обычно находятся внутри корпуса из прочного пластмассового (изолирующего) материала, например из слоистого стекловолоконного материала, пропитанного эпоксидной смолой. В устройствах ЭМ-каротажа в процессе бурения антенны обычно установлены в металлических опорах (муфтах) для защиты от сильно воздействующей окружающей среды, присутствующей при бурении. Либо эти устройства могут быть выполнены из термопластичных (изолирующих) материалов. Термопластичные материалы этих устройств обеспечивают непроводящую конструкцию для установки антенн. Патент США №6084052 (переуступленный данному правопреемнику) раскрывает композитные каротажные устройства, используемые с тросовыми или устройствами каротажа в процессе бурения.Conventional EM wireline devices have antennas that can function as sources and / or sensors. On wireline EM logging devices, antennas are usually located inside a housing made of durable plastic (insulating) material, such as laminated glass fiber material impregnated with epoxy resin. In EM logging devices during the drilling process, antennas are usually installed in metal supports (couplings) to protect against the highly impacting environment present during drilling. Or these devices can be made of thermoplastic (insulating) materials. The thermoplastic materials of these devices provide a non-conductive structure for mounting antennas. US patent No. 6084052 (assigned to this assignee) discloses composite logging devices used with wireline or logging devices during drilling.

И на тросовых, и на устройствах каротажа в процессе бурения антенны обычно отстоят друг от друга по оси устройства. Эти антенны обычно выполнены в виде катушек соленоидного типа с одним витком, или множеством витков изолированного проводника, намотанного на опоре. Патенты США №№4651101, 4873488 и 5235285 (все переуступлены данному правопреемнику), например, раскрывают устройства с антеннами, расположенными вдоль центральной металлической опоры.Both on cable and logging devices during drilling, the antennas are usually separated from each other along the axis of the device. These antennas are usually made in the form of solenoid type coils with one turn, or many turns of an insulated conductor wound on a support. US patents Nos. 4651101, 4873488 and 5235285 (all assigned to this assignee), for example, disclose devices with antennas located along a central metal support.

При функционировании: передающая антенна возбуждается переменным током и излучает ЭМ-энергию через текучую среду скважины (здесь также называемую буровым раствором) в формацию. Сигналы, обнаруживаемые антенной приемника, обычно представлены сложным числом (фазное напряжение) и отражают взаимодействия излучаемой энергии с буровым раствором и формацией.In operation: the transmitting antenna is excited by alternating current and emits EM energy through the fluid of the well (here also called drilling mud) to the formation. The signals detected by the receiver antenna are usually represented by a complex number (phase voltage) and reflect the interaction of the radiated energy with the drilling fluid and formation.

Катушку (или антенну), по которой проходит ток, можно представить как магнитный диполь, магнитный момент которого пропорционален току и площади. Направление и величина магнитного момента могут быть представлены вектором, перпендикулярным плоскости катушки. В обычных каротажных устройствах индукции и распространения антенны передатчика и приемника установлены таким образом, что их магнитные диполи выровнены по продольной оси устройств. То есть эти устройства имеют продольные магнитные диполи (ПМД). Когда ПМД-устройство установлено в скважине и возбуждается для излучения им ЭМ-энергии, при этом индуцируемые вихревые токи протекают в контурах вокруг антенны в скважине и в окружающей формации. Эти вихревые токи протекают в плоскостях, перпендикулярных оси устройства (значит - оси скважины). Поэтому вихревые токи вверх или вниз скважины не протекают.The coil (or antenna) through which the current passes can be represented as a magnetic dipole, the magnetic moment of which is proportional to the current and area. The direction and magnitude of the magnetic moment can be represented by a vector perpendicular to the plane of the coil. In conventional logging devices for induction and propagation of the transmitter and receiver antennas are installed in such a way that their magnetic dipoles are aligned along the longitudinal axis of the devices. That is, these devices have longitudinal magnetic dipoles (PMD). When the PMD device is installed in the borehole and is excited to emit EM energy, the induced eddy currents flow in the circuits around the antenna in the borehole and in the surrounding formation. These eddy currents flow in planes perpendicular to the axis of the device (meaning well axis). Therefore, eddy currents do not flow up or down the well.

Развивающаяся сейчас методика каротажа ЭМ-индукцией заключается в использовании устройств, имеющих наклонные или поперечные антенны, т.е. магнитные диполи антенн наклонены относительно оси устройства или перпендикулярны к ней. То есть эти устройства имеют поперечные или наклонные магнитные диполи (НМД). Эти НМД-устройства могут индуцировать вихревые токи, которые протекают в плоскостях, не перпендикулярных оси скважины. Поэтому НМД-устройства могут обеспечивать измерения, чувствительные к наклонным плоскостям, разломам формаций или к анизотропии формации. Каротажные устройства с НМД-устройствами описываются, например, в патентах США №№4319191, 5508616, 5757191, 5781436, 6044325 и 6147496.The EM-induction logging method currently being developed is the use of devices having oblique or transverse antennas, i.e. The magnetic dipoles of the antennas are tilted relative to the axis of the device or perpendicular to it. That is, these devices have transverse or inclined magnetic dipoles (NMD). These NMD devices can induce eddy currents that flow in planes that are not perpendicular to the axis of the well. Therefore, NMD devices can provide measurements that are sensitive to inclined planes, formation faults, or formation anisotropy. Logging devices with NMD devices are described, for example, in US patent No. 4319191, 5508616, 5757191, 5781436, 6044325 and 6147496.

Хотя НМД-устройства могут обеспечивать улучшенные измерения на основе значений сопротивления формации, эти устройства сильно подвержены воздействию скважинных токов, особенно в высококонтрастных ситуациях, т.е. когда буровой раствор в скважине имеет проводимость выше проводимости формации. При возбуждении НМД-устройства в центре ствола скважины (поз.20 на Фиг.1а) могут индуцироваться вихревые токи, протекающие вверх и вниз по скважине. Но вследствие симметрии протекающие вверх и вниз токи аннулируются, и в скважине суммарный ток отсутствует. При расцентрировании НМД-устройства симметрия может исчезнуть. Если НМД-устройство расцентрировано в направлении, параллельном направлению магнитного диполя его антенны (поз.22 на Фиг.1а), то симметрия по отношению к антенне сохраняется и на оси скважины суммарного тока не будет при возбуждении антенны. Но если НМД-устройство будет расцентрировано в направлении, перпендикулярном направлению магнитного диполя его антенны (поз.21 на Фиг.1а), то симметрии более не будет, и будут присутствовать суммарные токи, протекающие вверх или вниз по стволу скважины при возбуждении антенны. В высококонтрастных ситуациях (т.е. при наличии проводящего бурового раствора или обладающей сопротивлением формации) скважинные токи могут протекать на большое расстояние по стволу скважины. При прохождении этих токов через НМД-приемники они будут индуцировать нежелательные сигналы, которые могут быть во много раз сильнее сигналов от формации.Although NMD devices can provide improved measurements based on formation resistance values, these devices are highly susceptible to downhole currents, especially in high contrast situations, i.e. when the drilling fluid in the well has a conductivity higher than the conductivity of the formation. Upon excitation of the NMD device in the center of the wellbore (item 20 in FIG. 1a), eddy currents flowing up and down the well can be induced. But due to symmetry, the currents flowing up and down are canceled, and there is no total current in the well. When the NMD device is centered, the symmetry may disappear. If the NMD device is centered in the direction parallel to the direction of the magnetic dipole of its antenna (pos. 22 in Fig. 1a), then the symmetry with respect to the antenna is preserved and there will be no total current on the axis of the well when the antenna is excited. But if the NMD device is centered in the direction perpendicular to the direction of the magnetic dipole of its antenna (pos. 21 in Fig. 1a), then there will be no symmetry, and there will be total currents flowing up or down the wellbore when the antenna is excited. In high-contrast situations (i.e., in the presence of a conductive drilling fluid or resistive formation), borehole currents can flow a long distance along the borehole. When these currents pass through NMD receivers, they will induce unwanted signals, which can be many times stronger than signals from the formation.

Некоторые из этих нежелательных последствий можно ослабить при обработке данных. Например, патент США №5041975 (переуступленный данному правопреемнику) раскрывает методику обработки данных измерений в забое скважины с поправкой на влияние диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства на данные каротажа. Патент США №5058077 раскрывает методику обработки данных датчика в забое скважины с поправкой на влияние, оказываемое на показания датчика вращением не по центру во время бурения. Патент США №6541979 (переуступленный данному правопреемнику) раскрывает методику снижения влияния расцентрирования в стволе скважины с помощью математической поправки на влияние скважинных токов.Some of these undesirable effects can be mitigated by data processing. For example, US Patent No. 5041975 (assigned to this assignee) discloses a methodology for processing measurement data in the bottom of a well, adjusted for the effect of the diameter of the well and its hydrodynamic perfection on the log data. US patent No. 5058077 discloses a method for processing sensor data in the bottom of the well, adjusted for the influence exerted on the sensor readings by rotation off-center during drilling. US patent No. 6541979 (assigned to this assignee) discloses a method for reducing the effect of alignment in the wellbore using mathematical correction on the effect of borehole currents.

Альтернативно, нежелательное влияние скважинных токов можно минимизировать во время сбора данных. Например, патент США 6573722 (переуступленный данному правопреемнику) раскрывает способы минимизации скважинных токов, проходящих через НМД-антенны. Этот патент включен в данное описание в качестве ссылки. Согласно одному из осуществлений электрод, расположенный под НМД-антенной, жестко смонтирован с другим электродом, расположенным над НМД-антенной, для обеспечения проводящего пути под НМД-антенной. Этот дополнительный проводящий путь сокращает количество скважинных токов, проходящих перед НМД-антенной, и поэтому минимизирует нежелательное влияние. Но при жестком монтаже возможна утечка тока или потеря электрической целостности в связи с сильным воздействием со стороны окружающей среды (высокая температура и высокое давление) в забое скважины. Согласно еще одному осуществлению раскрывают устройство, которое генерирует локализованный ток в стволе скважины (между двумя электродами, расположенными по обеим сторонам НМД-антенны), и это противодействует или нейтрализует нежелательные скважинные токи. Но локализованный ток как таковой отрицательно сказывается на НМД-антенне, хотя и в меньшей степени, чем скважинные токи.Alternatively, the undesired effect of downhole currents can be minimized during data collection. For example, US Pat. No. 6,573,722 (assigned to this assignee) discloses methods for minimizing downhole currents passing through NMD antennas. This patent is incorporated herein by reference. According to one implementation, the electrode located below the NMD antenna is rigidly mounted with another electrode located above the NMD antenna to provide a conductive path under the NMD antenna. This additional conductive path reduces the number of borehole currents passing in front of the NMD antenna and therefore minimizes the undesirable effect. But with a rigid installation, current leakage or loss of electrical integrity due to strong environmental influences (high temperature and high pressure) in the bottom of the well is possible. According to yet another embodiment, a device is disclosed that generates localized current in the wellbore (between two electrodes located on both sides of the NMD antenna), and this counteracts or neutralizes undesired downhole currents. But the localized current as such adversely affects the NMD antenna, although to a lesser extent than borehole currents.

Хотя способы и устройства известного уровня техники обеспечивают средства для снижения влияния скважинных токов, все же существует необходимость дальнейших усовершенствований в развитии простых и рентабельных способов и устройств для уменьшения или устранения нежелательного влияния скважинных токов.Although the methods and devices of the prior art provide a means to reduce the effect of borehole currents, there is still a need for further improvements in the development of simple and cost-effective methods and devices for reducing or eliminating the undesirable effects of borehole currents.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Согласно одному аспекту варианты осуществления настоящего изобретения относятся к скважинным каротажным устройствам, имеющим динамические контакты, которые обеспечивают радиальные проводящие пути, для уменьшения или устранения скважинных токов, проходящих через антенну приемника. Скважинное каротажное устройство согласно настоящему изобретению содержит проводящую оправку; антенную решетку, расположенную вокруг проводящей оправки; при этом антенная решетка содержит множество антенн, установленных на изолирующих опорах, и по меньшей мере одну контактную проставку, при этом по меньшей мере одна контактная проставка имеет по меньшей мере один проводниковый канал с установленным в нем контактным узлом; и втулку, расположенную над антенной решеткой и содержащую по меньшей мере один электрод; при этом по меньшей мере один электрод и контактный узел обеспечивают радиально проводящий путь от наружной поверхности скважинного каротажного устройства к проводящей оправке.According to one aspect, embodiments of the present invention relate to downhole logging devices having dynamic contacts that provide radial conductive paths to reduce or eliminate downhole currents passing through a receiver antenna. The downhole logging device according to the present invention comprises a conductive mandrel; an antenna array located around a conductive mandrel; wherein the antenna array contains a plurality of antennas mounted on insulating supports, and at least one contact spacer, wherein at least one contact spacer has at least one conductor channel with a contact assembly installed therein; and a sleeve located above the antenna array and containing at least one electrode; at least one electrode and a contact node provide a radially conductive path from the outer surface of the borehole logging device to the conductive mandrel.

Другой аспект изобретения относится к скважинным каротажным устройствам, имеющим динамические контакты, обеспечивающие радиальные проводящие пути, для уменьшения или устранения токов ствола скважины, проходящих через антенну приемника. Скважинное каротажное устройство согласно настоящему изобретению содержит проводящую оправку; антенную решетку, расположенную вокруг проводящей оправки, при этом антенная решетка содержит множество антенн на изолирующих опорах и по меньшей мере одну контактную проставку, содержащую электрически анизотропный материал; и муфту, расположенную над антенной решеткой, причем муфта содержит по меньшей мере один электрод; при этом по меньшей мере один электрод и по меньшей мере одна контактная проставка выполнены с возможностью обеспечения радиально проводящего пути от наружной поверхности скважинного каротажного устройства к проводящей оправке.Another aspect of the invention relates to downhole logging devices having dynamic contacts providing radial paths to reduce or eliminate wellbore currents passing through a receiver antenna. The downhole logging device according to the present invention comprises a conductive mandrel; an antenna array located around the conductive mandrel, wherein the antenna array comprises a plurality of antennas on insulating supports and at least one contact spacer containing an electrically anisotropic material; and a sleeve located above the antenna array, the sleeve comprising at least one electrode; wherein at least one electrode and at least one contact spacer are configured to provide a radially conductive path from the outer surface of the well logging device to the conductive mandrel.

Согласно другому аспекту изобретение также относится к способам индукционного каротажа с помощью индукционного каротажного устройства, размещенного в стволе скважины; причем индукционное каротажное устройство имеет внутреннюю проводящую оправку, по меньшей мере одну антенну с поперечным магнитным диполем и по меньшей мере один радиально проводящий путь, связывающий внутреннюю проводящую оправку по меньшей мере с одним электродом, открытым на поверхности индукционного каротажного устройства; при этом по меньшей мере один радиально проводящий путь содержит контактный узел для обеспечения динамических контактов с внутренней проводящей оправкой и по меньшей мере с одним электродом. Способ каротажа сопротивления, предусматривающий уменьшение влияния скважинных токов, согласно осуществлению настоящего изобретения предусматривает этапы, согласно которым передают электромагнитную энергию от антенны передатчика в индукционном каротажном устройстве в формацию; позволяют токам в стволе скважины протекать по меньшей мере через один радиально проводящий путь к внутренней проводящей оправке; и измеряют индуцированный сигнал в антенне приемника индукционного каротажного устройства.According to another aspect, the invention also relates to induction logging methods using an induction logging device located in a wellbore; moreover, the induction logging device has an internal conductive mandrel, at least one antenna with a transverse magnetic dipole and at least one radially conductive path connecting the internal conductive mandrel with at least one electrode open on the surface of the induction logging device; wherein at least one radially conductive path comprises a contact assembly for providing dynamic contacts with the internal conductive mandrel and at least one electrode. The resistance logging method, comprising reducing the influence of borehole currents, according to an embodiment of the present invention, comprises the steps of transmitting electromagnetic energy from a transmitter antenna in an induction logging device to a formation; allow currents in the wellbore to flow through at least one radially conductive path to the internal conductive mandrel; and measuring the induced signal in the antenna of the receiver of the induction logging device.

Прочие особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из приводимого ниже описания и прилагаемой формулы изобретения.Other features and advantages of the present invention will be apparent from the description below and the appended claims.

Перечень чертежейList of drawings

Фиг.1а - иллюстрирует параллельное и перпендикулярное расцентрирование антенны на электромагнитном каротажном устройстве в стволе скважины.Figa - illustrates the parallel and perpendicular alignment of the antenna on an electromagnetic logging device in the wellbore.

Фиг.1b - иллюстрирует индуцированные скважинные токи, протекающие в стволе скважины вблизи перпендикулярно расцентрированного каротажного устройства.Fig. 1b illustrates induced borehole currents flowing in a wellbore near a perpendicularly centered logging device.

Фиг.2 - иллюстрирует каротажное устройство с различными электродами, находящееся в стволе скважины.Figure 2 - illustrates a logging device with various electrodes located in the wellbore.

Фиг.3 - иллюстрирует электромагнитное каротажное устройство с электродами динамического контакта согласно варианту осуществления настоящего изобретения.Figure 3 illustrates an electromagnetic logging device with dynamic contact electrodes according to an embodiment of the present invention.

Фиг.4 - иллюстрирует электромагнитное каротажное устройство с электродами динамического контакта согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.4 illustrates an electromagnetic logging device with dynamic contact electrodes according to another embodiment of the present invention.

Фиг.5 - иллюстрирует электромагнитное каротажное устройство с электродами динамического контакта согласно осуществлению настоящего изобретения.5 illustrates an electromagnetic logging device with dynamic contact electrodes according to an embodiment of the present invention.

Фиг.6а и 6b - иллюстрируют контактную проставку электромагнитного каротажного устройства с электродами динамического контакта согласно варианту осуществления настоящего изобретения.6a and 6b illustrate a contact spacer of an electromagnetic logging device with dynamic contact electrodes according to an embodiment of the present invention.

Фиг.6с-6d - иллюстрируют вариант контактной проставки электромагнитного каротажного устройства, показанного на Фиг.6а и 6b.6c-6d illustrate an embodiment of a contact spacer of the electromagnetic logging device shown in FIGS. 6a and 6b.

Фиг.7 - иллюстрирует электромагнитное каротажное устройство с электродами динамического контакта согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.7 illustrates an electromagnetic logging device with dynamic contact electrodes according to another embodiment of the present invention.

Фиг.8 - иллюстрирует электромагнитное каротажное устройство с электродами динамического контакта согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.Fig. 8 illustrates an electromagnetic logging device with dynamic contact electrodes according to another embodiment of the present invention.

Фиг.9 - иллюстрирует контактную проставку электромагнитного каротажного устройства с электродами динамического контакта согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.Fig. 9 illustrates a contact spacer of an electromagnetic logging device with dynamic contact electrodes according to another embodiment of the present invention.

Фиг.10 - представляет способ уменьшения влияния скважинных токов с помощью электромагнитного каротажного устройства с динамическими контактными электродами согласно варианту осуществления настоящего изобретения.10 is a method of reducing the effect of borehole currents using an electromagnetic logging device with dynamic contact electrodes according to an embodiment of the present invention.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам и устройствам для уменьшения или устранения нежелательных влияний, обусловленных скважинными токами. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения устройство согласно изобретению обеспечивает надежные проводящие пути, отклоняющие скважинные токи от приемника в устройстве сопротивления. Варианты осуществления настоящего изобретения могут противостоять сильно воздействующим условиям в забое скважины.Embodiments of the present invention relate to methods and devices for reducing or eliminating undesirable effects due to downhole currents. According to some embodiments of the invention, the device according to the invention provides reliable conductive paths deflecting the borehole currents from the receiver in the resistance device. Embodiments of the present invention can withstand severely downhole conditions.

Как указано выше, многие нежелательные влияния обусловлены скважинными токами, являющимися результатом расцентрирования устройства. Фиг.1а показывает поперечный или наклонный магнитный диполь (НМД) 20, находящийся в центре ствола скважины и который может быть расцентрирован в стволе скважины 13 в двух возможных направлениях. Эти два направления названы параллельным расцентрированием 22 (параллельным направлению магнитного диполя антенны) и перпендикулярным расцентрированием 21. Параллельное расцентрирование 22 обусловливает вихревые токи в стволе скважины. Благодаря симметричности суммарные токи не протекают вверх или вниз по стволу скважины. При этом устройство при параллельном расцентрировании 22 не создает нежелательные последствия в большей степени, чем это делает устройство, находящееся точно в центре ствола скважины 20. Напротив, устройство при перпендикулярном расцентрировании 21 индуцирует вихревые токи, протекающие вверх и вниз по стволу скважины, но без симметрии, нейтрализующей протекающие вверх и вниз токи. Поэтому перпендикулярное расцентрирование 21 обусловит значительные скважинные токи 23 - Фиг.1b. Скважинные токи 23 формируют сильный сигнал в приемнике 24 в устройстве 10 сопротивления.As indicated above, many undesirable effects are due to downhole currents resulting from the centering of the device. Figa shows a transverse or inclined magnetic dipole (NMD) 20, located in the center of the wellbore and which can be centered in the wellbore 13 in two possible directions. These two directions are called parallel centering 22 (parallel to the direction of the magnetic dipole of the antenna) and perpendicular centering 21. Parallel centering 22 causes eddy currents in the wellbore. Due to the symmetry, the total currents do not flow up or down the wellbore. Moreover, the device during parallel alignment 22 does not create undesirable consequences to a greater extent than does the device located exactly in the center of the wellbore 20. On the contrary, the device, when perpendicular to the alignment 21, induces eddy currents flowing up and down the wellbore, but without symmetry neutralizing currents flowing up and down. Therefore, perpendicular alignment 21 will cause significant downhole currents 23 - Fig.1b. Downhole currents 23 form a strong signal in the receiver 24 in the resistance device 10.

Перпендикулярное расцентрирование 21 и параллельное расцентрирование 22 согласно Фиг.1а показывают предельные смещения устройства от центра ствола скважины. В типичном случае расцентрирование будет, вероятно, между этими двумя предельными смещениями.Perpendicular centering 21 and parallel centering 22 according to Fig.1A show the maximum displacement of the device from the center of the wellbore. In a typical case, the alignment will probably be between these two limiting displacements.

Настоящее изобретение предлагает простое и рентабельное решение указанных трудностей, возникающих в связи со скважинными токами. Устройство и способы согласно настоящему изобретению уменьшают или устраняют скважинные токи за счет обеспечения радиальных проводящих путей, направляющих скважинные токи через внутреннюю оправку устройства, тем самым уменьшая скважинные токи, проходящие через антенну приемника.The present invention provides a simple and cost-effective solution to these difficulties arising from downhole currents. The device and methods of the present invention reduce or eliminate downhole currents by providing radial conductive paths directing downhole currents through the device’s inner mandrel, thereby reducing downhole currents passing through the receiver antenna.

Фиг.2 показывает скважинное каротажное устройство 10 с одной или более антенными решетками согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Скважинное каротажное устройство может быть тросовым, каротажным или измеряющим во время бурения устройством, перемещаемым по стволу скважины. Устройство может быть индукционным, исследующим формацию с помощью измерений напряжений, или устройством распространения, исследующим формацию с помощью измерений сдвига фазы и затухания. Профиль сопротивления формации можно определять в реальном времени - с направлением полученных с сигналом данных на поверхность по мере их получения, либо его можно определять путем регистрации данных на соответствующем носителе записи (не показан) в устройстве 10.2 shows a downhole logging device 10 with one or more antenna arrays according to an embodiment of the present invention. The downhole logging device may be a cable, logging or measuring device while drilling, moving along the wellbore. The device may be an induction device that studies the formation using voltage measurements, or a propagation device that studies the formation using measurements of phase shift and attenuation. The formation resistance profile can be determined in real time — with the direction of the data received with the signal to the surface as they are received, or it can be determined by recording data on an appropriate recording medium (not shown) in device 10.

Набор антенных решеток («антенная решетка») расположен вокруг проводящей оправки 51 в скважинном каротажном устройстве 10. Хотя использование проводящей оправки считалось нежелательным для индукционных скважинных каротажных устройств, Barber и др. доказали, что проводящая оправка (например, из меди или нержавеющей стали) может использоваться в индукционных каротажных устройствах и обеспечивать более надежное и прочное устройство. Подробно см. патенты США №№4651101 и 4873488, Barber и др. Как показано на Фиг.2, антенная решетка может содержать передатчик 15, верхний приемник 16 и нижний приемник 17. Передатчик 15 и приемники 16 и 17 могут быть ПМД-, НМД-устройствами или их комбинациями. Эти передатчики и приемники являются типичными антеннами на непроводящих опорных элементах, и антенны вместе с опорными элементами тогда располагаются вокруг проводящей оправки. Антенны могут быть антеннами соленоидного типа, рамочными антеннами или катушечной конструкцией, создающей поперечный магнитный диполь.A set of antenna arrays (“antenna arrays”) are located around the conductive mandrel 51 in the borehole logging tool 10. Although the use of the conductive mandrel was considered undesirable for induction borehole logging devices, Barber et al. Proved that the conductive mandrel (for example, copper or stainless steel) can be used in induction logging devices and provide a more reliable and durable device. For details, see U.S. Patent Nos. 4,651,101 and 4,873,488 to Barber et al. As shown in FIG. 2, the antenna array may include a transmitter 15, an upper receiver 16 and a lower receiver 17. The transmitter 15 and the receivers 16 and 17 may be PMD-, NMD -devices or their combinations. These transmitters and receivers are typical antennas on non-conductive support elements, and the antennas together with the support elements are then located around the conductive mandrel. The antennas may be solenoid type antennas, loop antennas, or a coil structure creating a transverse magnetic dipole.

Антенная решетка расположена в устройстве 10 внутри изолированной муфты (далее - «муфта») 11. Муфта 11 защищает антенную решетку. Муфта 11 герметично крепится к устройству 10 на последней стадии сборки: посредством продвижения по устройству 10 и установки вблизи набора решеток. Муфта 11 может быть выполнена из любого долговечного и прочного используемого в промышленности изолирующего материала, например из композита, эластомера или каучука.The antenna array is located in the device 10 inside the insulated coupling (hereinafter - the "coupling") 11. The coupling 11 protects the antenna array. The clutch 11 is hermetically attached to the device 10 at the last stage of the assembly: by moving along the device 10 and installing it near a set of gratings. The sleeve 11 can be made of any durable and durable industrial insulating material, for example, composite, elastomer or rubber.

Согласно Фиг.2 имеется по меньшей мере одна пара электродов 12, встроенных в муфту 11 таким образом, что передатчик 15 крепится сверху и снизу парой электродов 12. Электроды 12 выходят в окружающую среду 13 ствола скважины. Электроды 12 могут быть одиночными (например, кнопочными) электродами или кольцевыми (охватывающими муфту), например ленточными или кольцевыми электродами. Вариант осуществления изобретения, использующий одиночные электроды 12, может иметь множественные электроды 12, азимутально встроенные в одинаковом продольном положении вдоль зоны доступа устройства. Электроды 12 могут быть выполнены из любого долговечного и прочного проводящего материала, обычно используемого в промышленности, либо из материала по выбору специалиста.According to FIG. 2, there is at least one pair of electrodes 12 embedded in the sleeve 11 so that the transmitter 15 is mounted on top and bottom of the pair of electrodes 12. The electrodes 12 enter the environment 13 of the wellbore. The electrodes 12 may be single (for example, push-button) electrodes or ring (covering the sleeve), for example, tape or ring electrodes. An embodiment of the invention using single electrodes 12 may have multiple electrodes 12 azimuthally embedded in the same longitudinal position along the access zone of the device. The electrodes 12 can be made of any durable and durable conductive material commonly used in industry, or of a material of your choice.

Согласно предпочтительному варианту осуществления и муфта 11, и электроды 12 изготовлены из долговечных и прочных материалов, чтобы ограничить эрозию (или износ), вызываемую трением о стенку 14 ствола скважины, или коррозию, обусловленную едкими свойствами среды 13 в стволе скважины.According to a preferred embodiment, both the sleeve 11 and the electrodes 12 are made of durable and strong materials to limit erosion (or wear) caused by friction against the wall 14 of the wellbore or corrosion due to the caustic properties of the medium 13 in the wellbore.

Поскольку муфта 11 выполнена из изолирующих материалов, поэтому электроды 12 из известного уровня техники связаны монтажными проводами между верхними и нижними электродами 12, чтобы создавать проводящий путь позади передатчика 15 (или приемников 16 и 17), чтобы токи протекали под передатчиком 15 (или приемниками 16 и 17). Но эти проводные соединения нередко отказывают в сильно воздействующей окружающей среде забоя скважины, где температуры могут достигать 300F и более, и давление - 20000 фунтов/кв.дюйм или выше. Отказ проводных соединений часто обусловлен разными коэффициентами теплового расширения различных материалов, используемых в устройстве.Since the coupling 11 is made of insulating materials, therefore, the prior art electrodes 12 are connected by mounting wires between the upper and lower electrodes 12 to create a conductive path behind the transmitter 15 (or receivers 16 and 17) so that currents flow under the transmitter 15 (or receivers 16 and 17). But these wired connections often fail in the highly impacting downhole environment, where temperatures can reach 300F or more and pressures of 20,000 psi or higher. Failure of wire connections is often caused by different coefficients of thermal expansion of various materials used in the device.

Варианты осуществления настоящего изобретения решают эти проблемы с помощью гибких соединений (динамический контакт), которые могут приспосабливаться к разным тепловым расширениям, вместо непосредственного жесткого монтажа для формирования проводящего пути между электродами и проводящей оправкой. Варианты осуществления согласно настоящему изобретению также учитывают тот факт, что муфта 11 продвигается по набору антенн при завершении сборки. То есть соединение между электродами 12 в муфте 11 и внутренней оправкой не может быть жестко смонтированным, поскольку муфта 11 надвигается последней.Embodiments of the present invention solve these problems by means of flexible connections (dynamic contact), which can adapt to different thermal expansions, instead of directly rigid mounting to form a conductive path between the electrodes and the conductive mandrel. Embodiments of the present invention also take into account the fact that the clutch 11 moves along the set of antennas at the completion of the assembly. That is, the connection between the electrodes 12 in the sleeve 11 and the inner mandrel cannot be rigidly mounted, since the sleeve 11 is slid by the latter.

Фиг.3 представляет сечение части полностью собранного скважинного каротажного устройства 10 согласно варианту осуществления изобретения. Антенная решетка, содержащая проставки 54, бобины 50 и контактные проставки 53, собрана на внутренней оправке 51 (которая может быть проводящей или металлической оправкой, монтажным проводом, металлическим штырем или стойкой и пр.; далее - «проводящая оправка»). Изолирующая муфта 11 со встроенными в ней электродами 12 закрывает и защищает антенную решетку. Показан также узел электрического контакта («контактный узел») 52, расположенный в проводниковом канале 55, содержащемся в контактной проставке 53. Контактный узел 52 вместе с электродами 12 образует проводящий путь от наружной поверхности устройства к проводящей оправке 51. Контактный узел 52 имеет пружину, как показано на чертеже только для пояснения. Используемый здесь термин «контактный узел» указывает общую конструкцию, обеспечивающую проводящий путь от электрода 12 к проводящей оправке 51. Контактный узел может иметь любую форму, например - проводниковый элемент, проводниковый элемент с двумя пружинными пластинами, пружину с двумя концевыми пластинами, и др., согласно приводимому ниже более подробному описанию. Помимо этого проводниковый элемент, содержащий контактный узел, в некоторых вариантах осуществления может быть встроен в контактную проставку 53.Figure 3 is a sectional view of a portion of a fully assembled downhole logging device 10 according to an embodiment of the invention. An antenna array containing spacers 54, bobbins 50 and contact spacers 53 is assembled on an inner mandrel 51 (which may be a conductive or metal mandrel, a mounting wire, a metal pin or stand, etc .; hereinafter, “conductive mandrel”). An insulating sleeve 11 with electrodes 12 embedded in it closes and protects the antenna array. An electrical contact assembly (“contact assembly”) 52 located in the conductor channel 55 contained in the contact spacer 53 is also shown. The contact assembly 52 together with the electrodes 12 forms a conductive path from the outer surface of the device to the conductive mandrel 51. The contact assembly 52 has a spring, as shown in the drawing for illustrative purposes only. As used herein, the term “contact assembly” indicates a general construction that provides a conductive path from the electrode 12 to the conductive mandrel 51. The contact assembly can be of any shape, for example, a conductive element, a conductive element with two spring plates, a spring with two end plates, etc. according to the more detailed description below. In addition, a conductor element comprising a contact assembly, in some embodiments, may be integrated into the contact spacer 53.

В предпочтительных вариантах осуществления соединение между электродом 12 и контактным узлом 52 не является жестким монтажом, как и соединение между контактным узлом 52 и проводящей оправкой 51. Это обусловлено тем, что проводящая оправка 51 может характеризоваться различными значениями теплового расширения, когда устройство 10 подвергается воздействию повышенных температур. Например, удлинение антенной решетки из-за теплового расширения может быть наименьшим, поскольку большинство компонентов выполнено из непроводящей керамики. С другой стороны, проводящая оправка 51 будет иметь существенное расширение, поскольку металлы имеют обычно более высокие коэффициенты теплового расширения.In preferred embodiments, the connection between the electrode 12 and the contact node 52 is not a rigid installation, as is the connection between the contact node 52 and the conductive mandrel 51. This is because the conductive mandrel 51 may have different thermal expansion values when the device 10 is subjected to elevated temperatures. For example, the extension of the antenna array due to thermal expansion may be the smallest since most components are made of non-conductive ceramics. On the other hand, the conductive mandrel 51 will have significant expansion, since metals typically have higher thermal expansion coefficients.

Поэтому согласно вариантам осуществления настоящего изобретения контактный узел 52 функционирует динамично, обеспечивая электрическую целостность между окружающей средой ствола скважины (т.е. снаружи устройства), контактирующего с электродом 12 и проводящей оправкой 51, когда температура изменяется. Число контактных узлов 52 и радиальное расположение их совпадает с электродами 12. Эти проводящие пути позволяют токам протекать радиально (от наружной поверхности устройства в ось устройства) из окружающей среды ствола скважины в проводящую оправку 51 и устранять или минимизировать токи, протекающие по оси ствола скважины.Therefore, according to embodiments of the present invention, the contact assembly 52 operates dynamically, providing electrical integrity between the environment of the wellbore (i.e., outside the device) in contact with the electrode 12 and the conductive mandrel 51 when the temperature changes. The number of contact nodes 52 and their radial arrangement coincides with the electrodes 12. These conductive paths allow currents to flow radially (from the outer surface of the device into the axis of the device) from the environment of the wellbore into the conductive mandrel 51 and eliminate or minimize currents flowing along the axis of the wellbore.

Фиг.4 показывает сечение части скважинного каротажного устройства 10; подробно показан контактный узел 52 согласно одному из вариантов осуществлений настоящего изобретения. Как показано на указанном чертеже, контактный узел 52 является простым установленным на пружине контактным устройством, содержащим внешнюю контактную головку 52а, внутреннюю контактную головку 52b и пружину 52с. Все детали контактного узла 52 предпочтительно выполнены из проводящего материала. Контактный узел 52 установлен в проводниковом канале 55 в контактной проставке 53, которая является составной частью антенной решетки и изолирует контактный узел 52 от других компонентов в антенной решетке. Пружина 52с обеспечивает противодействующее усилие на внешнюю контактную головку 52а и внутреннюю контактную головку 52b. Прилагаемое усилие должно быть достаточным для обеспечения электрического контакта между внешней контактной головкой 52а и электродом 12 в соединении 61 независимо от перемещения, вызываемого различающимися степенями теплового расширения между муфтой 11 и антенной решеткой. Аналогично, это пружинящее усилие обеспечивает электрический контакт между внутренней контактной головкой 52b и проводящей оправкой 51 в соединении 60 независимо от перемещения, вызываемого различающимися степенями теплового расширения между проводящей оправкой 51 и антенной решеткой.Figure 4 shows a cross section of part of a downhole logging device 10; details of the contact node 52 according to one of the embodiments of the present invention. As shown in the above drawing, the contact assembly 52 is a simple spring mounted contact device comprising an external contact head 52a, an internal contact head 52b and a spring 52c. All parts of the contact node 52 are preferably made of conductive material. The contact node 52 is installed in the conductor channel 55 in the contact spacer 53, which is an integral part of the antenna array and isolates the contact node 52 from other components in the antenna array. The spring 52c provides a counteracting force to the external contact head 52a and the internal contact head 52b. The applied force must be sufficient to ensure electrical contact between the external contact head 52a and the electrode 12 in the connection 61, regardless of the movement caused by varying degrees of thermal expansion between the sleeve 11 and the antenna array. Similarly, this spring force provides electrical contact between the internal contact head 52b and the conductive mandrel 51 in the connection 60 regardless of the movement caused by varying degrees of thermal expansion between the conductive mandrel 51 and the antenna array.

Внешняя и внутренняя контактные головки 52а и 52b могут иметь любую форму и размер и могут изменяться в зависимости от конкретной конструкции устройства. Пружина 52с может быть прикреплена к внешней и внутренней контактным головкам 52а и 52b любым обычно используемым в промышленности способом. Например, внешняя и внутренняя контактные головки 52а и 52b могут иметь обратный по отношению друг к другу спиральный профиль, соответствующий спиральной форме пружины 52с, с небольшим зацеплением в соединении, исключающим возможность отсоединения их друг от друга. Либо соединение между пружиной и контактными головками можно спаять для обеспечения еще более надежного, но менее гибкого соединения.The outer and inner contact heads 52a and 52b may be of any shape and size and may vary depending on the particular design of the device. The spring 52c may be attached to the external and internal contact heads 52a and 52b by any method commonly used in industry. For example, the outer and inner contact heads 52a and 52b may have a spiral profile that is inversely related to each other, corresponding to the spiral shape of the spring 52c, with little engagement in the connection, eliminating the possibility of disconnecting them from each other. Or, the connection between the spring and the contact heads can be soldered to provide an even more reliable but less flexible connection.

Фиг.5 показывает сечение части скважинного каротажного устройства 10 согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения. Контактный узел 52 содержит пружину 52с внутри внешней и внутренней контактных головок 52а и 52b (которые могут быть выполнены из листового металла или другого проводящего материала, сформованного в виде каркаса). Контактный узел 52 находится внутри проводникового канала 55 в контактной проставке 53. Внешняя и внутренняя контактные головки 52а и 52b соединены таким образом, чтобы обеспечивать электрическую целостность. При этом это соединение позволяет внешней и внутренней головкам 52а и 52b отсоединяться друг от друга за счет скользящего перемещения под воздействием усилия пружины 52с и таким образом обеспечивать контакт с электродом 12 и проводящей оправкой 51.5 shows a cross section of a portion of a downhole logging device 10 according to another embodiment of the present invention. The contact assembly 52 comprises a spring 52c inside the outer and inner contact heads 52a and 52b (which may be made of sheet metal or other conductive material molded into a carcass). The contact node 52 is located inside the conductor channel 55 in the contact spacer 53. The outer and inner contact heads 52a and 52b are connected in such a way as to ensure electrical integrity. Moreover, this connection allows the external and internal heads 52a and 52b to be disconnected from each other due to sliding movement under the action of the force of the spring 52c and thus provide contact with the electrode 12 and the conductive mandrel 51.

Фиг.6а и 6b показывают контактную проставку 53, содержащую подпружиненные контактные узлы согласно одному из осуществлений настоящего изобретения. Контактный узел 52 и контактная проставка 53 выполнены в виде автономного блока. Внешняя контактная головка 52а и внутренняя контактная головка 52b контактного узла выступают из изолирующей контактной проставки 53, за счет чего они могут контактировать с электродами (поз.12 на Фиг.3) и с проводящей оправкой (поз.51 на Фиг.3) соответственно.6a and 6b show a contact spacer 53 comprising spring-loaded contact nodes according to one embodiment of the present invention. Contact node 52 and contact spacer 53 are made in the form of a standalone unit. The external contact head 52a and the internal contact head 52b of the contact assembly protrude from the insulating contact spacer 53, whereby they can contact the electrodes (key 12 in FIG. 3) and the conductive mandrel (key 51 in FIG. 3), respectively.

Фиг.6b показывает поперечное сечение контактной проставки 53, показанной на Фиг.6а. Этот чертеж показывает, что пружина 52с, внешняя контактная головка 52а и внутренняя контактная головка 53 радиально расположены внутри проводникового канала 55 в контактной проставке 53. Согласно Фиг.6b внешняя контактная головка 52а и внутренняя контактная головка 52b имеют больший диаметр, чем пружина 52с (контактный узел имеет форму раструба), и поэтому контактный узел не будет соскальзывать с проводникового канала 55. Специалисту в данной области техники будут очевидны возможные различные модификации в рамках объема настоящего изобретения. Например, Фиг.6с показывает вариант контактного узла 52, который имеет плечо 52s на внутренней контактной головке. Например, Фиг.6d показывает возможность установки таких контактных узлов 52 в проводниковые каналы 55 в контактной проставке 53 изнутри кольца контактной проставки. После установки контактных узлов 52 и после установки контактной проставки 53 на оправке (не показано) выход контактных узлов 52 из проводниковых каналов 55 предотвращается оправкой.Fig.6b shows a cross section of the contact spacer 53 shown in Fig.6A. This drawing shows that the spring 52c, the external contact head 52a and the internal contact head 53 are radially located inside the conductor channel 55 in the contact spacer 53. According to Fig.6b, the external contact head 52a and the internal contact head 52b have a larger diameter than the spring 52c (contact the node has the shape of a bell), and therefore, the contact node will not slide off the conductor channel 55. A person skilled in the art will appreciate the various possible modifications within the scope of the present invention. For example, FIG. 6c shows a variant of the contact assembly 52, which has a shoulder 52s on the inner contact head. For example, Fig.6d shows the possibility of installing such contact nodes 52 in the conductive channels 55 in the contact spacer 53 from the inside of the contact spacer ring. After installing the contact nodes 52 and after installing the contact spacers 53 on the mandrel (not shown), the output of the contact nodes 52 from the conductor channels 55 is prevented by the mandrel.

Контактные узлы 52, показанные на Фиг.3-6, используют пружины для обеспечения динамических контактов. Специалисту в данной области техники будет ясно, что в рамках объема настоящего изобретения можно осуществить многие модификации. Например, Фиг.7 показывает сечение части скважинного каротажного устройства 10 согласно еще одному осуществлению настоящего изобретения. На этих чертежах показано, что контактный узел 52 не имеет пружины, но содержит две пружинные пластины 52d и 52е на обоих концах проводникового элемента 52f. В этом варианте осуществления проводниковый элемент 52f находится внутри проводникового канала 55 и обеспечивает проводящий путь через контактную проставку 53. Динамические контакты обеспечены внешней контактной пружинной пластиной 52d и внутренней контактной пружинной пластиной 52е. Пружинные пластины 52d и 52е выполнены из проводящего материала, обычно используемого в промышленности.The contact nodes 52 shown in FIGS. 3-6 use springs to provide dynamic contacts. One skilled in the art will recognize that many modifications can be made within the scope of the present invention. For example, FIG. 7 shows a cross-section of a portion of a well logging device 10 according to another embodiment of the present invention. In these drawings, the contact assembly 52 has no spring, but comprises two spring plates 52d and 52e at both ends of the conductor member 52f. In this embodiment, the conductor element 52f is located inside the conductor channel 55 and provides a conductive path through the contact spacer 53. The dynamic contacts are provided with an external contact spring plate 52d and an internal contact spring plate 52e. The spring plates 52d and 52e are made of a conductive material commonly used in industry.

Внешняя и внутренняя пружинные пластины 52d и 52е могут быть вставлены с защелкиванием в паз 53а типа «ласточкина хвоста», вырезанный в контактной проставке 53. Либо их можно прикрепить к контактной проставке 53 другими средствами, например винтами или болтами. Внешняя и внутренняя пружинные пластины 52d и 52е могут иметь рессорную пружину 52g для создания усилия, обеспечивающего динамические контакты с электродом 12 и проводящей оправкой 51 соответственно, независимо от перемещения, обусловленного различающимися степенями теплового расширения между проводящей оправкой 51, антенной решеткой и втулкой 11.The outer and inner spring plates 52d and 52e can be snapped into place in the dovetail groove 53a cut in the contact spacer 53. Or they can be attached to the contact spacer 53 by other means, for example screws or bolts. The outer and inner spring plates 52d and 52e may have a spring spring 52g to create a force providing dynamic contacts with the electrode 12 and the conductive mandrel 51, respectively, regardless of movement due to varying degrees of thermal expansion between the conductive mandrel 51, the antenna array and the sleeve 11.

Фиг.8 показывает сечение варианта контактного узла 52, показанного на Фиг.7. Как показано на этом чертеже, контактный узел 52 установлен в проводниковом канале 55 - как на Фиг.7. Но проводниковый элемент 52f может выступать на обоих концах из проводникового канала 55 в контактной проставке 53, для осуществления контакта с внешней и внутренней пружинными пластинами 52d и 52е. В этом варианте осуществления внешняя и внутренняя пружинные пластины 52d и 52е вставлены с защелкиванием в пазы 12а и 51а типа «ласточкин хвост» соответственно, а не в контактную проставку 53, показанную на Фиг.7.Fig. 8 shows a cross section of an embodiment of the contact assembly 52 shown in Fig. 7. As shown in this drawing, the contact node 52 is installed in the conductive channel 55 - as in Fig.7. But the conductor element 52f may protrude at both ends of the conduit channel 55 in the contact spacer 53 to contact the outer and inner spring plates 52d and 52e. In this embodiment, the outer and inner spring plates 52d and 52e are snapped into the dovetail grooves 12a and 51a, respectively, rather than into the contact spacer 53 shown in FIG. 7.

Фиг.9 показывает сечение контактной проставки, показанной на Фиг.8, и иллюстрирует радиальное расположение проводниковых элементов 52f, в котором они будут распложены внутри проводникового канала 55 контактной проставки 53.Fig.9 shows a cross section of the contact spacer shown in Fig.8, and illustrates the radial arrangement of the conductor elements 52f, in which they will be located inside the conductor channel 55 of the contact spacer 53.

Как указано выше, варианты осуществления данного изобретения обеспечивают радиальные пути тока из окружающей среды ствола скважины (с наружной поверхности устройства) в проводящую внутреннюю оправку для уменьшения или устранения скважинных токов, которые в ином случае будут протекать минуя приемник. Радиальные пути желательны, поскольку токи в азимутальном направлении (т.е. вокруг оси устройства) будут создавать помехи измерениям в ПМД- или НМД-приемнике, и при этом продольная проводимость (по оси устройства) будет создавать помехи измерениям в НМД-приемнике. Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения устранение азимутальных или продольных токов можно обеспечить с помощью выполнения контактной проставки 53 из электрически анизотропного материала. Анизотропный материал позволит токам протекать радиально, а не азимутально или продольно. Согласно этим осуществлениям проводниковый элемент 52f и проводниковый канал 55, показанные на Фиг.7-9, будут составной частью контактной проставки 53. Динамический контакт может быть обеспечен пружинными пластинами, установленными на электродах (12 на Фиг.7) и на проводящей оправке (51 на Фиг.7) или на контактной проставке 53.As indicated above, embodiments of the present invention provide radial current paths from the environment of the borehole (from the outer surface of the device) to the conductive inner mandrel to reduce or eliminate borehole currents that would otherwise pass by the receiver. Radial paths are desirable because currents in the azimuthal direction (i.e., around the axis of the device) will interfere with measurements in the PMD or NMD receiver, while longitudinal conductivity (along the axis of the device) will interfere with measurements in the NMD receiver. According to one of the embodiments of the present invention, the elimination of azimuthal or longitudinal currents can be achieved by making contact spacers 53 of an electrically anisotropic material. An anisotropic material will allow currents to flow radially, rather than azimuthally or longitudinally. According to these implementations, the conductor element 52f and the conduit channel 55 shown in FIGS. 7-9 will be an integral part of the contact spacer 53. Dynamic contact can be provided by spring plates mounted on the electrodes (12 in FIG. 7) and on the conductive mandrel (51 7) or on the contact spacer 53.

Приводимое выше описание представляет собой примеры осуществлений в соответствии с настоящим изобретением. Специалисту в данной области техники будет ясно, что в рамках объема настоящего изобретения могут быть сконструированы другие контактные узлы. Например, помимо пружин или пружинных пластин, упоминаемых выше, контактные узлы могут содержать другие механические или гидравлические устройства, оказывающие усилие на концевые пластины, чтобы контактный узел обеспечивал контакты с электродами на втулке и проводящей оправке. Хотя на Фиг.3 показано множество электродов 12, в некоторых осуществлениях может оказаться достаточным одиночный электрод 12, например соседние детали устройства в сборе могут содержать проводники, которые могут обеспечивать токовые шунты для уменьшения или устранения скважинных токов. Как указано выше, данное описание в качестве примера использует электромагнитные индукционные каротажные устройства. Но варианты осуществления настоящего изобретения могут быть применимыми и для других каротажных устройств сопротивления.The above description is an example implementation in accordance with the present invention. One skilled in the art will appreciate that other contact nodes may be designed within the scope of the present invention. For example, in addition to the springs or spring plates mentioned above, the contact nodes may include other mechanical or hydraulic devices exerting force on the end plates so that the contact node provides contacts with the electrodes on the sleeve and the conductive mandrel. Although a plurality of electrodes 12 are shown in FIG. 3, in some implementations a single electrode 12 may be sufficient, for example, adjacent parts of the assembled device may include conductors that can provide current shunts to reduce or eliminate borehole currents. As indicated above, this description uses electromagnetic induction logging devices as an example. But embodiments of the present invention may be applicable to other logging resistance devices.

Фиг.10 представляет способ 100 для уменьшения влияния скважинных токов в соответствии с осуществлениями настоящего изобретения. Во-первых, индукционное каротажное устройство или каротажное устройство распространения (например, 10 на Фиг.2) располагают в стволе скважины (этап 101). Каротажное устройство имеет внутреннюю проводящую оправку и по меньшей мере один динамический контактный узел, связывающий проводящую оправку по меньшей мере с одним электродом, открытым на наружной поверхности корпуса устройства. Динамический контактный узел и открытый электрод обеспечивают радиально проводящий путь для токов, протекающих из ствола скважины во внутреннюю оправку. В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения контакт между контактным узлом и внутренней оправкой, или контакт между контактным узлом и электродом, или и то и другое жестко не монтируются, и поэтому динамические контакты можно обеспечивать даже в условиях разных температурных расширений разных деталей каротажного устройства.10 represents a method 100 for reducing the effect of borehole currents in accordance with embodiments of the present invention. First, an induction logging device or a distribution logging device (e.g., 10 in FIG. 2) is located in the wellbore (step 101). The logging device has an internal conductive mandrel and at least one dynamic contact node connecting the conductive mandrel with at least one electrode open on the outer surface of the device body. A dynamic contact assembly and an open electrode provide a radially conductive path for currents flowing from the wellbore to the inner mandrel. In accordance with embodiments of the present invention, contact between the contact assembly and the internal mandrel, or contact between the contact assembly and the electrode, or both, is not rigidly mounted, and therefore, dynamic contacts can be provided even under different thermal expansions of different parts of the logging device.

Индукционное каротажное устройство передает электромагнитную энергию в формацию (этап 103). Электромагнитная энергия может также индуцировать скважинные токи - в зависимости от расцентрирования устройства. При индуцировании скважинных токов радиальный проводящий путь на устройстве шунтирует скважинные токи через проводящую внутреннюю оправку (этап 105). То есть радиальный проводящий путь уменьшает величины скважинных токов, проходящих через антенну приемника.An induction logging device transmits electromagnetic energy to the formation (step 103). Electromagnetic energy can also induce downhole currents - depending on the alignment of the device. When inducing downhole currents, a radial conductive path on the device shunts downhole currents through the conductive inner mandrel (step 105). That is, the radial conductive path reduces the magnitude of the borehole currents passing through the receiver antenna.

Преимуществами изобретения являются удобные и недорогостоящие способы и устройство для эффективного устранения скважинных токов, которые могут быть помехой для измерений сопротивления. Устройство в соответствии с настоящим изобретением обеспечивает эффективные радиальные электрические пути из ствола скважины во внутреннюю оправку устройства независимо от разных коэффициентов теплового расширения разных материалов, используемых в устройстве.Advantages of the invention are convenient and inexpensive methods and apparatus for effectively eliminating borehole currents that may interfere with resistance measurements. The device in accordance with the present invention provides efficient radial electrical paths from the wellbore to the internal mandrel of the device, regardless of different coefficients of thermal expansion of different materials used in the device.

Хотя настоящее изобретение изложено относительно ограниченного числа вариантов осуществлений, специалистам в данной области техники, использующим концепции данного изобретения, будет ясно, что в рамках раскрываемого здесь объема изобретения могут быть выполнены и другие варианты осуществления. Соответственно объем настоящего изобретения должен ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.Although the present invention has been set out with respect to a limited number of embodiments, those skilled in the art using the concepts of the present invention will appreciate that other embodiments may be implemented within the scope of the invention disclosed herein. Accordingly, the scope of the present invention should be limited only by the attached claims.

Claims

1. Downhole logging device containing:
conductive mandrel;
an antenna array located around a conductive mandrel; moreover, the antenna array contains many antennas located on insulating supports, and at least one contact spacer, while at least one contact spacer has at least one conductor channel having a contact node installed therein; and
a clutch located above the antenna array, wherein the clutch comprises at least one electrode, and at least one electrode and the contact node are configured to provide a radially conductive path from the outer surface of the borehole logging device into the conductive mandrel.

2. The downhole logging device according to claim 1, in which the contact node contains a spring configured to form dynamic contacts with at least one electrode and a conductive mandrel.

3. The downhole logging device according to claim 1, in which the contact node contains a conductor element having spring plates attached to its ends, while the spring plates are configured to form dynamic contacts with at least one electrode and a conductive mandrel.

4. The downhole logging device according to claim 3, in which each of these spring plates is located in the groove in the form of a "dovetail" on the contact spacer.

5. The downhole logging device according to claim 1, in which the contact node contains a conductor element and at least one electrode and a conductive mandrel has spring plates made with the possibility of forming dynamic contacts with the conductor element.

6. The downhole logging device according to claim 5, in which the conductor element is an integral part of the contact spacer.

7. The downhole logging device according to claim 1, wherein at least one of the plurality of antennas has a transverse magnetic dipole.

8. Downhole logging device containing:
conductive mandrel;
an antenna array located around a conductive mandrel; moreover, the antenna array contains many antennas located on insulating supports, and at least one contact spacer made of an electrically anisotropic material, and
a clutch located above the antenna array, wherein the clutch comprises at least one electrode, and at least one electrode and at least one contact spacer are configured to provide a radially conductive path from the outer surface of the well logging device into the conductive mandrel.

9. The downhole logging device of claim 8, wherein the at least one electrode and the conductive mandrel comprise spring plates configured to form dynamic contacts with at least one contact spacer.

10. The downhole logging tool of claim 8, wherein the contact spacer comprises spring plates configured to form dynamic contacts with at least one electrode and a conductive mandrel.

11. The downhole logging device of claim 8, wherein at least one of the plurality of antennas has a transverse magnetic dipole.

12. The method of resistance logging, providing a reduction in the effect of the borehole current using a logging device located in the wellbore; wherein the logging device has an internal conductive mandrel, at least one antenna with a transverse magnetic dipole and at least one radially conductive path connecting the internal conductive mandrel with at least one electrode open on the surface of the induction logging device; moreover, at least one radially conductive path contains a contact node to provide dynamic contacts with an internal conductive mandrel and at least one electrode; according to the specified method
transmit electromagnetic energy from the transmitter antenna in the logging device to the formation;
enable the flow of currents in the wellbore through at least one radially conductive path to the internal conductive mandrel and measure the induced signal in the receiver antenna in the logging device.