RU2353766C2 - Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины - Google Patents
Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2353766C2 RU2353766C2 RU2007114906/03A RU2007114906A RU2353766C2 RU 2353766 C2 RU2353766 C2 RU 2353766C2 RU 2007114906/03 A RU2007114906/03 A RU 2007114906/03A RU 2007114906 A RU2007114906 A RU 2007114906A RU 2353766 C2 RU2353766 C2 RU 2353766C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- optical fiber
- optical
- measuring
- bragg grating
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title abstract description 22
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims abstract description 56
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims abstract description 50
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 14
- 230000008602 contraction Effects 0.000 claims description 8
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 6
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000007274 generation of a signal involved in cell-cell signaling Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
- G01B11/00—Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques
- G01B11/08—Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques for measuring diameters
- G01B11/12—Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques for measuring diameters internal diameters
-
- 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
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
- A Measuring Device Byusing Mechanical Method (AREA)
- Length Measuring Devices With Unspecified Measuring Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для измерения внутреннего размера ствола углеводородной скважины. Каротажное устройство для измерения по меньшей мере одного параметра ствола скважины содержит по меньшей мере одно устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины. Устройство содержит прибор, выполненный с возможностью расположения внутри ствола скважины. Прибор содержит оптический каверномер, содержащий оптический датчик, обеспечивающий отклик, коррелированный с внутренним размером ствола скважины. Оптический датчик соединен с оптическим волокном и содержит брегговскую решетку, соединенную с рычагом каверномера, находящимся в контакте со стенкой ствола скважины. Техническим результатом является повышение надежности устройства за счет отказа от электроники в элементах, представленных в буровой скважине. 3 н. и 3 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к устройству для измерения внутреннего размера колонны насосно-компрессорных труб. Конкретное применение измерительного устройства в нефтегазовой отрасли относится к измерению внутреннего размера ствола углеводородной скважины.
Уровень техники
После того как углеводородная скважина пробурена и сделана безопасной, обычно осуществляют каротаж скважины. Каротаж скважины используют для измерения разнообразных параметров геологической формации, через которую проходит углеводородная скважина (например, удельного сопротивления, пористости и т.д. на различных глубинах), и в стволе скважины (например, температуры, давления, типа флюида, скорости потока флюида и т.д. на различных глубинах). Такие измерения выполняют посредством каротажного устройства. Обычно каротажное устройство содержит по меньшей мере один датчик (например, зонд каротажа удельного сопротивления, зонд каротажа механических характеристик, зонд нейтронного и гамма-каротажа, акселерометр, датчик давления, датчик температуры и т.д.) и измеряет по меньшей мере один параметр. Он может включать в себя множество одинаковых или различных датчиков, чувствительных к одному или нескольким параметрам.
Размер ствола скважины на всем протяжении ствола является важным параметром по следующим причинам.
Во-первых, после того как углеводородная скважина пробурена, ствол скважины представляет собой необсаженный ствол скважины, заполненный буровым раствором. Обычно ствол скважины обсаживают путем выполнения цементировочных работ. Для правильного планирования цементировочных работ инженерам по бурению необходимо измерить размер ствола скважины как качественный показатель условий в стволе скважины и степени сохранения стабильности бурового раствора в стволе скважины.
Во-вторых, когда ствол скважины закреплен обсадными трубами (также известными в качестве обсадной колонны) или обсажен трубами общего назначения (также известными в качестве колонны насосно-компрессорных труб), каротажные устройства поднимают и опускают в стволе скважины для сбора данных о различных параметрах. Для исключения блокирования каротажных устройств в стволе скважины для выполнения каротажных работ необходим ствол скважины достаточного диаметра. Поэтому каротажным операторам необходимо измерить размер ствола скважины как качественный показатель возможных деформаций, шероховатости или коррозии стенки скважины.
В-третьих, результаты измерений ствола скважины в сочетании с результатами других измерений могут быть использованы для определения других характеристических значений скважины. Для примера, результаты измерения размера ствола скважины и измерения скорости флюида (например, вертушечным расходомером) обеспечивают возможность вычисления количества флюида, втекающего в ствол скважины.
В современных каротажных устройствах измерение диаметра колонны насосно-компрессорных труб или обсадной колонны основано на использовании электромеханических устройств или ультразвукового устройства, также известного как каверномер.
В электромеханическом каверномере радиальное раскрытие механического рычага преобразуется в поступательное перемещение, которое обнаруживается посредством по меньшей мере одного линейного регулируемого дифференциального преобразователя и при этом обеспечивается получение размеров законченной скважины в одном или двух направлениях. Множество каверномеров (также известное как многорычажный или многоштыревой каверномер) может быть использовано для осуществления многоточечных измерений колонны насосно-компрессорных труб или обсадной колонны.
Ультразвуковым каверномером измеряют внутренний диаметр обсадной колонны или колонны насосно-компрессорных труб, используя высокочастотные акустические сигналы. Преобразователь (в режиме излучения) излучает высокочастотный импульс, который отражается стенкой обсадной колонны или колонны насосно-компрессорных труб обратно к преобразователю (в режиме приема). Диаметр определяют по времени прохождения этого эхо-сигнала и скорости акустической волны во флюиде. Преобразователь можно поворачивать для получения поперечного сечения размера ствола скважины и изображений стенки ствола скважины с полным охватом.
Каверномеры обоих типов, соединенные с соответствующей системой регистрации, обеспечивают получение кавернограммы, которая является представлением измеренного диаметра скважины по направлению ее глубины.
В патенте США №2994962 описано устройство для измерения колонны насосно-компрессорных труб, содержащее измерительный преобразователь механических величин в оптические и преобразователь оптических величин в механические, связанные мерными рычагами.
Электромеханические и ультразвуковые каверномеры включают в себя электронную систему, для которой существуют проблемы надежности при использовании в неблагоприятных окружающих условиях (высокой температуры или давления, которые являются обычными в забое скважины).
Сущность изобретения
Одна задача изобретения заключается в том, чтобы предложить устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины, которое в неблагоприятных окружающих условиях является более надежным, чем каверномер из предшествующего уровня техники. Согласно изобретению измерительное устройство представляет собой оптический каверномер, содержащий оптический датчик, обеспечивающий отклик, коррелированный с внутренним размером ствола скважины, при этом оптический датчик соединен с оптическим волокном.
Согласно варианту осуществления настоящего изобретения оптический датчик содержит брэгговскую решетку, соединенную с рычагом каверномера, находящимся в контакте со стенкой ствола скважины.
Согласно первому альтернативному варианту измерения размера он включает в себя функционирование брэгговской решетки на удлинение/сокращение вследствие перемещения рычага каверномера. Точнее говоря, устройство содержит:
- по меньшей мере один рычаг в контакте с внутренней стенкой ствола скважины,
- оптический датчик, содержащий брэгговскую решетку, включенную в участок оптического волокна, при этом рычаг соединен с участком оптического волокна с помощью первой соединительной точки, так что при перемещении рычага удлиняется/сокращается участок оптического волокна, а
- отклик оптического датчика представляет собой результат измерения изменения модуляции показателя преломления участка оптического волокна вследствие удлинения/сокращения участка оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку.
Опционально устройство может также содержать дополнительный рычаг для преобразования радиального перемещения рычага, при этом дополнительный рычаг соединяют с первой соединительной точкой.
Согласно второму варианту первого варианта осуществления измерение размера включает в себя функционирование брэгговской решетки на удлинение/сокращение вследствие изгиба рычага, поддерживающего брэгговскую решетку. Точнее говоря, устройство содержит:
- гибкий рычаг в контакте с внутренней стенкой ствола скважины, при этом рычаг соединен с оптическим волокном,
- оптический датчик содержит брэгговскую решетку, включенную в участок оптического волокна и расположенную в/на гибком рычаге, при этом участок оптического волокна соединен с гибким рычагом с помощью по меньшей мере первой и второй соединительных точек, упомянутые соединительные точки охватывают упомянутый участок, так что при изгибе гибкого рычага удлиняется/сокращается участок оптического волокна, а
- отклик оптического датчика представляет собой результат измерения изменения модуляции показателя преломления участка оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку, вследствие удлинения/сокращения участка оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку.
Оптический каверномер согласно изобретению обеспечивает высокое разрешение, занимает мало места, обладает повышенной надежностью и может быть использован в неблагоприятных окружающих условиях (например, при высоких температурах), в которых классические электронные устройства не функционируют совсем.
Оптический каверномер, когда его используют как многорычажный или вращающийся каверномер, обеспечивает возможность сканирования диаметра ствола скважины на протяжении полной окружности при полном охвате. Поэтому с помощью оптического каверномера обеспечивают информацию о внутреннем размере ствола скважины, а также относительно его целостности (например, относительно возможного повреждения, воздействия коррозии или отверстий в стенке ствола скважины).
Оптический каверномер изобретения обеспечивает измерения абсолютного положения и может быть использован в различных областях применения, то есть в конфигурации с одним рычагом или в многорычажной конфигурации.
Кроме того, если длина волны при передаче выбрана соответствующим образом, например в стандартном ближнем инфракрасном диапазоне, то оптический каверномер может быть использован для дистанционного измерения. Поэтому вся электроника для формирования сигналов, регистрации и обработки находится на поверхности, тогда как пассивные оптические элементы находятся в стволе скважины.
Кроме того, изобретение относится к системе для измерения внутреннего размера ствола скважины. Система содержит множество устройств для измерения внутреннего размера ствола скважины согласно любому из вариантов осуществления, при этом каждое устройство соединено с по меньшей мере одним оптическим волокном и передает данные в мультиплексном режиме.
Наконец, изобретение также относится к каротажному устройству для измерения по меньшей мере одного параметра ствола скважины. Каротажное устройство содержит по меньшей мере одно устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины согласно любому из вариантов осуществления.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение только для примера иллюстрируется, но не ограничивается сопровождающими чертежами, на которых одинаковыми позициями обозначены аналогичные элементы, при этом на чертежах:
фиг.1 - схематический вид каротажной системы согласно изобретению;
фиг.2.А - вид устройства, содержащего каверномер согласно первому варианту осуществления изобретения;
фиг.2.В и 2.С - схематические иллюстрации принципа первого варианта осуществления изобретения;
фиг.3 - вид устройства согласно первому варианту осуществления изобретения; и
фиг.4 - пример результатов измерений, свидетельствующих о корреляции между раскрытием каверномера и деформацией, измеренной устройством согласно варианту из фиг.3.
Подробное описание изобретения
На фиг.1 схематически показана каротажная система LS, выполненная с возможностью осуществления каротажных работ в стволе скважины (WB).
Ствол скважины может быть собственно буровой скважиной, обсадной колонной или колонной насосно-компрессорных труб. Он может подвергаться воздействию деформации (DF), коррозии (CR), перфорации (PF) и т.п., которые оказывают влияние на стенку ствола скважины (WBW) и, следовательно, на внутренний диаметр ствола скважины. Обычно ствол скважины снабжен устьем скважины (WH) и сальниковой набивкой (SB). Сальниковая набивка обеспечивает уплотнение, необходимое для развертывания каротажной системы в стволе скважины, при этом ствол скважины обычно находится под давлением, тогда как каротажная система (LS), как правило, частично находится под атмосферным давлением.
Каротажная система LS содержит каротажное устройство 1. Предпочтительно, чтобы каротажное устройство содержало центратор 5, обычно содержащий множество механических рычагов 6, 7 и т.д., соединенных с устройством 1 и с нижней носовой частью 5'. Механические рычаги могут быть развернуты по радиальным направлениям с тем, чтобы они находились в контакте со стенкой ствола скважины, гарантируя правильное позиционирование устройства внутри ствола скважины (например, по направлению центральной оси ствола скважины). Кроме того, механические рычаги образуют рычаги каверномера, используемого для измерения внутреннего размера (например, диаметра) ствола скважины.
Каротажное устройство связано с волоконно-оптической линией 2, которую развертывают внутри ствола скважины с помощью приспособленной для этого наземной установки (например, транспортного средства 3 и соответствующей системы 4 развертывания). Данные, относящиеся к углеводородной геологической формации (GF) или к стволу скважины (WB), собираемые каротажным устройством 1, могут быть переданы в реальном времени на поверхность, например в транспортное средство 3, снабженное соответствующим компьютером для сбора и анализа данных и программным обеспечением.
Волоконно-оптическая линия 2 может быть защищена в кабеле от возможных неблагоприятных окружающих условий (от коррозионно-активной жидкости, высокой температуры и давления и т.д.) ствола скважины.
Фиг. 2.А, 2.В, 2.С и 3 относятся к оптическому каверномеру согласно варианту осуществления изобретения.
Изобретение включает в себя оптический датчик, в котором входящий свет модулируется как функция положения рычага каверномера. Механическое перемещение рычага каверномера вызывает изменение оптического отклика оптического датчика.
Преимущественно оптический датчик содержит оптическое волокно, при этом участок оптического волокна содержит брэгговскую решетку.
В тех случаях, когда оптический датчик соединен с рычагами каверномера, он образует преобразователь.
Участок оптического волокна, содержащий брэгговскую решетку, соединен с устройством (например, с корпусом устройства, рычагом каверномера) с помощью по меньшей мере двух соединительных точек, между которыми заключена брэгговская решетка, так что любое перемещение рычага каверномера вызывает изменение расстояния между двумя соединительными точками. Расстояние между двумя соединительными точками находится в корреляционной зависимости от положения рычага каверномера и тем самым от размера буровой скважины. Участок оптического волокна, содержащий брэгговскую решетку, соединенную с рычагом каверномера, используется для модуляции длины волны света как функции положения рычага каверномера внутри буровой скважины. Оптическое волокно содержит информацию как о входящем свете, так и о модулированном выходном свете.
Оптический датчик может опрашиваться чисто оптически и на удалении от наземной установки. В качестве альтернативы посредством оптического волокна преобразователь может также быть соединен с электронной схемой внутри устройства. Электронная схема осуществляет обнаружение оптического сигнала, обрабатывает получающийся в результате электрический сигнал и передает его в наземную установку с помощью обычной телеметрической системы.
Согласно первому варианту, показанному на фигурах с 2.А по 2.С, удлинение/сокращение оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку между двумя соединительными точками, достигается посредством дополнительного рычага.
Согласно второму варианту, показанному на фиг.3, удлинение/сокращение оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку между двумя соединительными точками, достигается посредством гибкого рычага.
На фиг.2.А показан оптический каверномер согласно варианту осуществления изобретения. Устройство 101 содержит центратор 105. Центратор 105 содержит четыре механических рычага 106, 107, 108, 109, соединенных с устройством 101 и с нижней носовой частью 105' с помощью шарнирных соединений. Каждый механический рычаг может быть развернут по радиальному направлению с тем, чтобы он находился в контакте со стенкой ствола скважины (WBW). Для примера, механический рычаг 106 содержит первую часть 106А, соединенную с помощью шарнирного соединения 106В со второй частью 106С. Шарнирное соединение 106В находится в контакте со стенкой ствола скважины. Центратор обеспечивает возможность позиционирования устройства по направлению центральной оси ZZ' ствола скважины. Первая часть 106А соединена с помощью шарнирного соединения с дополнительным рычагом 110. Дополнительный рычаг соединен с оптическим волокном 111. Оптическое волокно снабжено брэгговской решеткой 112. Оптическое волокно соединено с дополнительным рычагом 110 с помощью первой соединительной точки СР1 и с частью устройства 101 с помощью второй соединительной точки СР2. Дополнительный рычаг 110 преобразует радиальное перемещение механического рычага 106 в поступательное перемещение, в результате которого растягивается оптическое волокно 111 между первой СР1 и второй СР2 соединительными точками.
Преимущественно оптическое волокно 111 может быть присоединено любыми возможными способами присоединения, например пайкой стеклокристаллическим припоем или приклеиванием. В описанном выше примере оптическое волокно соединено с устройством 101 с помощью соединительной точки СР2. Однако специалисту в данной области техники должно быть понятно, что те же самые результаты могут быть также получены при соединении с помощью большего количества точек или соединении оптического волокна и рычага на всем протяжении волокна при условии, что участок оптического волокна, содержащий брэгговскую решетку, может растягиваться, когда механический рычаг подвергается перемещению.
В дополнение к описанному выше примеру соединительные точки соответствуют двум концам брэгговской решетки. Однако специалисту в данной области техники должно быть понятно, что тот же самый результат может быть также получен в случаях, когда соединительные точки находятся на расстоянии от концов брэгговской решетки при условии, что соединительные точки СР1, СР2 находятся на обеих боковых поверхностях брэгговской решетки 112.
Оптический каверномер, который функционально представлен на фигурах 2.В и 2.С, работает следующим образом.
Для ясности на фиг. 2.В и 2.С изображен один рычаг 106.
Брэгговская решетка 112 непосредственно включена в оптическое волокно 111. Брэгговская решетка осуществляет модуляцию показателя преломления оптического волокна 111. Оптическое волокно соединено с соответствующим устройством излучения и обнаружения света (непоказанным), посредством которого излучается световой пучок, имеющий определенный интервал длин волн, и обнаруживается центральная длина волны отраженного света. Центральная длина волны отраженного света определяется шагом брэгговской решетки. Под действием деформации индекс модуляции изменяется, что приводит к сдвигу центральной длины волны.
При опускании устройства в ствол скважины радиальное перемещение рычага 106, находящегося в контакте со стенкой ствола скважины, преобразуется в поступательное перемещение дополнительным рычагом 110. Конец механического рычага прикреплен к оптическому волокну, включающему в себя брэгговскую решетку, при этом брэгговская решетка удлиняется как функция раскрытия каверномера. На фиг.2.В показана первая длина el1, соответствующая стенке ствола скважины (WBW) в нормальном состоянии, то есть при оптимальном внутреннем размере. На фиг.2.С показана вторая длина el2, соответствующая стенке ствола скважины (WBW), имеющей локальную деформацию (DF), то есть при уменьшенном внутреннем размере. В таком случае поступательное перемещение обнаруживается путем обнаружения сдвига центральной длины волны.
Механика перемещения различных рычагов может регулироваться для гарантии точности измерения. В действительности при суммарной длине волокна 10 см возможное поступательное перемещение составляет меньше чем около 1 мм (типичное максимальное удлинение волокна составляет меньше 1%). Поэтому механика должна регулироваться так, чтобы обеспечивалось суммарное перемещение дополнительного рычага 110 меньше чем 1 мм.
Калибровка удлинения брэгговской решетки может быть осуществлена относительно раскрытия рычагов каверномера.
На фиг.3 показан оптический каверномер согласно варианту описанного выше воплощения изобретения.
Устройство 201 содержит центратор 205. Центратор 205 содержит четыре механических рычага (на чертеже видны три) 206, 207, 208, соединенных посредством шарнирных соединений с устройством 201 и с нижней носовой частью 205'. Каждый механический рычаг может быть развернут в радиальном направлении с тем, чтобы он был в контакте со стенкой ствола скважины (WBW). Для примера, механический рычаг 206 содержит первую часть 206А, вторую часть 206В и третью часть 206С. Вторая часть 206В является гибкой частью, например рессорным листом, соединенным с первой 206А и третьей 206С частями посредством соответствующих соединительных средств (например, винтов или аналогичных средств). Вторая часть 206В находится в контакте со стенкой ствола скважины. Центратор обеспечивает возможность позиционирования устройства по направлению центральной оси ZZ' ствола скважины.
Механический рычаг 206 соединен с оптическим волокном 211 (показанным пунктирной линией). Оптическое волокно снабжено брэгговской решеткой 212 (зона брэгговской решетки отмечена окружностью, образованной пунктирной линией). Оптическое волокно 211 может быть прикреплено непосредственно к рычагу 206. В качестве альтернативы оптическое волокно может быть закреплено внутри соответствующей канавки, полости или отверстия (непоказанных) рычага.
Предпочтительно, чтобы брэгговская решетка была непосредственно закреплена на рессорном листе 206В рычага каверномера (например, приклеиванием). На брэгговскую решетку непосредственно влияет изгиб рессорного листа. Изгиб связан с раскрытием рычагов каверномера.
Брэгговская решетка 212 непосредственно включена в оптическое волокно 211. Брэгговская решетка осуществляет модуляцию показателя преломления оптического волокна 211. Оптическое волокно соединено с соответствующим устройством излучения и обнаружения света (непоказанным), посредством которого испускается световой пучок, имеющий определенный интервал длин волн, и обнаруживается центральная длина волны отраженного света. Центральная длина волны отраженного света определяется шагом брэгговской решетки. Под действием деформации, обусловленной изгибом рессорного листа, индекс модуляции изменяется, что приводит к сдвигу центральной длины волны.
Кроме того, брэгговская решетка может быть размещена до места прикрепления к рычагу.
Может быть выполнена калибровка оптического отклика брэгговской решетки относительно раскрытия рычагов каверномера.
На фиг.4 представлен пример результатов измерений, иллюстрирующий корреляцию между результатами измерений оптическим каверномером (OCM) (каждый результат измерений изображен точкой) и диаметром ствола скважины (WBD) (представленным в виде линии), при этом измерения описанными оптическими каверномерами осуществлялись по направлению стенки ствола скважины.
В обеих конфигурациях, описанных выше, было замечено, что показатель брэгговской решетки зависит от температуры. Поэтому возможна компенсация на изменение температуры в случаях, когда измерения размеров осуществляют в условиях изменяющейся температуры. Любой датчик может быть использован для осуществления измерений температуры, в частности, датчик температуры на основе брэгговской решетки может быть использован для измерения температуры и компенсации деформации оптического каверномера.
Оптический каверномер обеих конфигураций может быть расположен на по меньшей мере одном рычаге многорычажного или многоштыревого каверномера. Предпочтительно, чтобы при выполнении всех измерений (измерений деформации и измерений температуры для определения температуры в скважине и компенсации оптического каверномера) использовалось мультиплексирование с одним или несколькими оптическими волокнами, соединенными с наземной установкой. Это может быть осуществлено путем использования группы ответвителей или мультиплексоров, распределяющих оптические каверномеры по различным оптическим волокнам внутри устройства. Другая конфигурация снабжена большим количеством датчиков на каждое оптическое волокно, при этом все датчики распределены на протяжении прибора в пределах по меньшей мере одного оптического волокна.
В описанном выше варианте осуществления соединение между нижней носовой частью и рычагами или между рычагами и устройством представляет собой шарнирное соединение. Однако могут быть использованы соединения любого другого вида: петлевые, самоцентрирующиеся подшипники, шпунтовые соединения и т.д. Кроме того, жесткие или гибкие рычаги указаны исключительно в качестве примера и могут быть заменены любым другим механическим элементом (например, пластинчатой пружиной), обладающим такими же функциональными возможностями.
Описанными выше вариантами осуществления изобретения обеспечивается измерение абсолютного положения механического рычага, и они хорошо подходят для использования в каверномере для нефтегазовой отрасли.
Вследствие небольшой зоны оптического измерения оптический каверномер представляет собой малогабаритное устройство.
Кроме того, оптический каверномер не имеет электроники (в элементах, представленных в буровой скважине) и может опрашиваться на расстоянии по оптическому волокну. Поэтому оптический каверномер является более надежным, чем каверномер из предшествующего уровня техники, особенно при неблагоприятных окружающих условиях.
Конкретное применение изобретения, относящегося к оптическому каверномеру, описано для случая углеводородной скважины. Однако изобретение также может быть применено для измерения любого внутреннего диаметра любой трубы (водопроводной трубы, канализационной трубы и т.д.).
Чертежи и описания их, приведенные выше, иллюстрируют, но не ограничивают изобретение.
Любой упомянутый в формуле изобретения признак не должен толковаться как ограничивающий формулу изобретения. Слово «содержащий» не исключает наличия других элементов, помимо перечисленных в формуле изобретения. Упоминание элемента в единственном числе не исключает наличия множества таких элементов.
Claims (6)
1. Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины, содержащее устройство (101, 201, 401), выполненное с возможностью расположения внутри ствола скважины, в котором устройство содержит оптический каверномер, содержащий оптический датчик (112; 212), обеспечивающий отклик, коррелированный с внутренним размером ствола скважины, при этом оптический датчик соединен с оптическим волокном (111; 211), в котором оптический датчик содержит брэгговскую решетку (112; 212), соединенную с рычагом (106, 110; 206В) каверномера, находящимся в контакте со стенкой ствола скважины (WBW).
2. Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины по п.1, содержащее:
по меньшей мере, один рычаг (106) в контакте с внутренней стенкой ствола скважины (WBW),
оптический датчик, содержащий брэгговскую решетку (112), включенную в участок оптического волокна (111), при этом рычаг соединен с участком оптического волокна с помощью первой соединительной точки (СР1), так что при перемещении рычага удлиняется/сокращается участок оптического волокна, а
отклик оптического датчика представляет собой результат измерения изменения модуляции показателя преломления участка оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку (112), вследствие удлинения/сокращения указанного участка.
по меньшей мере, один рычаг (106) в контакте с внутренней стенкой ствола скважины (WBW),
оптический датчик, содержащий брэгговскую решетку (112), включенную в участок оптического волокна (111), при этом рычаг соединен с участком оптического волокна с помощью первой соединительной точки (СР1), так что при перемещении рычага удлиняется/сокращается участок оптического волокна, а
отклик оптического датчика представляет собой результат измерения изменения модуляции показателя преломления участка оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку (112), вследствие удлинения/сокращения указанного участка.
3. Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины по п.2, также содержащее дополнительный рычаг (110) для преобразования радиального перемещения рычага (106), при этом дополнительный рычаг соединен с первой соединительной точкой (СР1).
4. Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины по п.1, содержащее:
гибкий рычаг (206В) в контакте с внутренней стенкой ствола скважины (WBW), при этом рычаг (206В) соединен с оптическим волокном (211),
оптический датчик, содержащий брэгговскую решетку (212), включенную в участок оптического волокна (211) и расположенную в/на гибком рычаге (206В), при этом участок оптического волокна соединен с гибким рычагом с помощью, по меньшей мере, первой (СР1) и второй (СР2) соединительных точек, упомянутые соединительные точки охватывают упомянутый участок, так что при изгибе гибкого рычага удлиняется/сокращается участок оптического волокна, а
отклик оптического датчика представляет собой результат измерения изменения модуляции показателя преломления участка оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку (212), вследствие удлинения/сокращения упомянутого участка.
гибкий рычаг (206В) в контакте с внутренней стенкой ствола скважины (WBW), при этом рычаг (206В) соединен с оптическим волокном (211),
оптический датчик, содержащий брэгговскую решетку (212), включенную в участок оптического волокна (211) и расположенную в/на гибком рычаге (206В), при этом участок оптического волокна соединен с гибким рычагом с помощью, по меньшей мере, первой (СР1) и второй (СР2) соединительных точек, упомянутые соединительные точки охватывают упомянутый участок, так что при изгибе гибкого рычага удлиняется/сокращается участок оптического волокна, а
отклик оптического датчика представляет собой результат измерения изменения модуляции показателя преломления участка оптического волокна, содержащего брэгговскую решетку (212), вследствие удлинения/сокращения упомянутого участка.
5. Система для измерения внутреннего размера ствола скважины, содержащая множество устройств для измерения внутреннего размера ствола скважины по любому из предшествующих пунктов, при этом каждое устройство соединено с, по меньшей мере, одним волокном и передает данные в мультиплексном режиме.
6. Каротажное устройство для измерения, по меньшей мере, одного параметра ствола скважины, содержащее, по меньшей мере, одно устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины по любому из предшествующих пунктов.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP04292279A EP1640561B1 (en) | 2004-09-22 | 2004-09-22 | An apparatus for measuring an internal dimension of a well-bore |
| EP04292279.9 | 2004-09-22 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007114906A RU2007114906A (ru) | 2008-10-27 |
| RU2353766C2 true RU2353766C2 (ru) | 2009-04-27 |
Family
ID=34931407
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007114906/03A RU2353766C2 (ru) | 2004-09-22 | 2005-09-20 | Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7884951B2 (ru) |
| EP (1) | EP1640561B1 (ru) |
| JP (2) | JP4902541B2 (ru) |
| CN (1) | CN101057060B (ru) |
| AT (1) | ATE396326T1 (ru) |
| CA (1) | CA2581090A1 (ru) |
| DE (1) | DE602004013972D1 (ru) |
| RU (1) | RU2353766C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006032490A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106321077A (zh) * | 2015-07-02 | 2017-01-11 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种四臂井径微电极测量仪 |
| RU2649680C1 (ru) * | 2017-03-14 | 2018-04-04 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный авиационный технический университет" | Электрогидромеханический каверномер |
| RU2656640C1 (ru) * | 2017-03-10 | 2018-06-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тихоокеанский государственный университет" | Механический каверномер с ручным приводом для взрывных скважин |
| CN109386278A (zh) * | 2018-10-29 | 2019-02-26 | 长江地球物理探测（武汉）有限公司 | 一种张开收缩装置及钻孔探头 |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7720323B2 (en) * | 2004-12-20 | 2010-05-18 | Schlumberger Technology Corporation | High-temperature downhole devices |
| DE102007011705A1 (de) * | 2007-03-08 | 2008-09-11 | Genesis Adaptive Systeme Deutschland Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur in-Prozess-Werkzeugüberwachung |
| US7498567B2 (en) * | 2007-06-23 | 2009-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Optical wellbore fluid characteristic sensor |
| GB0714974D0 (en) | 2007-07-31 | 2007-09-12 | Third Dimension Software Ltd | Measurement apparatus |
| US8640790B2 (en) | 2009-03-09 | 2014-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system and method for motion compensation using wired drill pipe |
| EP2501899A4 (en) * | 2009-11-19 | 2016-04-13 | Ian Gray | SYSTEM FOR ANALYZING A GAS FROM LAYERS BORED UNDER HIGH MUD FLUES |
| MX343535B (es) * | 2010-11-18 | 2016-11-09 | Suncor Energy Inc | Procedimiento para determinar la saturacion de agua libre en una formacion de deposito. |
| EP3875994A1 (en) * | 2010-12-08 | 2021-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid properties including equation of state modeling with optical constraints |
| CN102175117B (zh) * | 2011-01-19 | 2012-10-17 | 四川川锅锅炉有限责任公司 | 内凹孔测量工具 |
| US8630817B2 (en) * | 2011-03-15 | 2014-01-14 | Siemens Energy, Inc. | Self centering bore measurement unit |
| US8749798B2 (en) * | 2011-04-14 | 2014-06-10 | The Boeing Company | Methods and systems for measuring openings using photogrammetry |
| CN102155215B (zh) * | 2011-05-05 | 2013-05-08 | 沈阳新锦石油设备有限公司 | 水平井双井径测井仪 |
| US9217323B2 (en) * | 2012-09-24 | 2015-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanical caliper system for a logging while drilling (LWD) borehole caliper |
| US9963954B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-05-08 | Saudi Arabian Oil Company | Caliper steerable tool for lateral sensing and accessing |
| US20140260590A1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-09-18 | DGI Geoscience Inc. | Borehole profiling and imaging |
| WO2015130317A1 (en) | 2014-02-28 | 2015-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment design based on three-dimensional wellbore shape |
| US20160309062A1 (en) * | 2015-04-15 | 2016-10-20 | Appbanc, Llc | Metrology carousel device for high precision measurements |
| US10120101B2 (en) * | 2015-07-27 | 2018-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems using an optical receiver and electro-optic methods to transmit data from integrated computational elements |
| CN106482706A (zh) * | 2015-08-24 | 2017-03-08 | 中国华冶科工集团有限公司 | 一种竖井断面数字测量装置及方法 |
| US20180196005A1 (en) * | 2017-01-06 | 2018-07-12 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Pipe inspection tool using colocated sensors |
| US10267725B2 (en) | 2017-06-02 | 2019-04-23 | Evolution Engineering Inc. | Surface profile measurement system |
| WO2020072173A1 (en) * | 2018-10-04 | 2020-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Horizontal production sensing platform |
| EP3867493A4 (en) | 2018-11-13 | 2022-07-06 | Motive Drilling Technologies, Inc. | APPARATUS AND METHODS FOR DETERMINING WELL INFORMATION |
| CN109356565B (zh) * | 2018-12-07 | 2023-10-10 | 西安科技大学 | 一种松软煤层顺层钻孔塌孔位置识别装置 |
| GB201903505D0 (en) * | 2019-03-14 | 2019-05-01 | Expro North Sea Ltd | Gauge apparatus, system and method |
| CN110246217B (zh) * | 2019-06-11 | 2022-11-29 | 山东科技大学 | 基于立体视觉的立井井筒变形智能巡检系统 |
| CN110388866A (zh) * | 2019-08-02 | 2019-10-29 | 云南华联锌铟股份有限公司 | 一种破碎机排矿口测量装置 |
| FR3101960B1 (fr) * | 2019-10-10 | 2021-11-05 | Pierre Nogier | Dispositif de mesure pour déterminer la conformité des forages d’eau et son procédé de fonctionnement |
| EP3835543B1 (en) | 2019-12-12 | 2023-02-22 | Services Pétroliers Schlumberger | Multi-finger caliper |
| EP3835544A1 (en) * | 2019-12-12 | 2021-06-16 | Services Pétroliers Schlumberger | Modular borehole imaging apparatus and methods |
| US11255188B2 (en) * | 2020-05-01 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Logging tool with 4D printed sensing system |
| US11346170B2 (en) | 2020-09-24 | 2022-05-31 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus of intelligent downhole multi-function inflatable system for oil and gas wells |
| CN112031744A (zh) * | 2020-09-29 | 2020-12-04 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种井下光纤流量测量装置、系统及方法 |
| CN113027420B (zh) * | 2021-04-13 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用刻度光尺测量井壁孔眼尺寸的装置及方法 |
| CN113175318B (zh) * | 2021-04-13 | 2023-10-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种具有定位功能的井壁孔眼尺寸测量方法 |
| US20230203933A1 (en) * | 2021-12-29 | 2023-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time drilling model updates and parameter recommendations with caliper measurements |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2994962A (en) * | 1957-12-19 | 1961-08-08 | Schlumberger Well Surv Corp | Tubing measuring apparatus using pulse sequences |
| JPS549658A (en) * | 1977-06-23 | 1979-01-24 | Ouyou Chishitsu Chiyousa Jimus | Large aperture caliber |
| US4161715A (en) * | 1977-09-02 | 1979-07-17 | Electric Power Research Institute, Inc. | Method and apparatus for measuring the interior dimensions of a hollow body |
| JPS62268490A (ja) * | 1986-05-14 | 1987-11-21 | フロントエンジニアリング株式会社 | ボ−リング長測定装置 |
| JPH0466507A (ja) * | 1990-07-03 | 1992-03-02 | Suntory Ltd | 殺虫剤 |
| JP2601372B2 (ja) * | 1990-07-30 | 1997-04-16 | 三谷セキサン株式会社 | 場所打ち杭における杭穴径測定方法及び装置 |
| JP3157615B2 (ja) * | 1992-08-25 | 2001-04-16 | バブコック日立株式会社 | 小径管内径測定装置 |
| JP3009572B2 (ja) * | 1993-10-19 | 2000-02-14 | 株式会社ミツトヨ | 内外側測定装置 |
| NO325106B1 (no) * | 1997-09-10 | 2008-02-04 | Western Atlas Int Inc | Anordning og fremgangsmate for a bestemme lengden av en kabel i en bronn ved bruk av optiske fibre |
| US6004639A (en) * | 1997-10-10 | 1999-12-21 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube with sensor |
| JPH11173820A (ja) * | 1997-12-10 | 1999-07-02 | Furukawa Electric Co Ltd:The | 歪センサ、その製造方法及びその歪センサを利用した計測システム |
| JPH11201704A (ja) * | 1998-01-09 | 1999-07-30 | Tokyo Seimitsu Co Ltd | ガイド付き寸法測定器を使用した測定方法 |
| US6305227B1 (en) * | 1998-09-02 | 2001-10-23 | Cidra Corporation | Sensing systems using quartz sensors and fiber optics |
| JP2001188021A (ja) * | 1999-10-22 | 2001-07-10 | Fuji Electric Co Ltd | 光水位検出器 |
| JP2001141447A (ja) * | 1999-11-16 | 2001-05-25 | Sekisui Chem Co Ltd | 管路用たわみ測定器 |
| US7625335B2 (en) * | 2000-08-25 | 2009-12-01 | 3Shape Aps | Method and apparatus for three-dimensional optical scanning of interior surfaces |
| EP1376048A4 (en) * | 2001-04-02 | 2007-02-21 | Tokyo Gas Co Ltd | METHOD AND INSTRUMENT FOR MEASURING THE DIAMETER INTERIOR OF A CONDUCT |
| US6994162B2 (en) * | 2003-01-21 | 2006-02-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Linear displacement measurement method and apparatus |
-
2004
- 2004-09-22 DE DE602004013972T patent/DE602004013972D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2004-09-22 EP EP04292279A patent/EP1640561B1/en not_active Not-in-force
- 2004-09-22 AT AT04292279T patent/ATE396326T1/de not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-09-20 JP JP2007532829A patent/JP4902541B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-20 US US11/575,374 patent/US7884951B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-20 RU RU2007114906/03A patent/RU2353766C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-09-20 CA CA002581090A patent/CA2581090A1/en not_active Abandoned
- 2005-09-20 WO PCT/EP2005/010242 patent/WO2006032490A1/en active Application Filing
- 2005-09-20 CN CN2005800390482A patent/CN101057060B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-08-03 JP JP2011170268A patent/JP4902808B2/ja not_active Expired - Fee Related
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106321077A (zh) * | 2015-07-02 | 2017-01-11 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种四臂井径微电极测量仪 |
| RU2656640C1 (ru) * | 2017-03-10 | 2018-06-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тихоокеанский государственный университет" | Механический каверномер с ручным приводом для взрывных скважин |
| RU2649680C1 (ru) * | 2017-03-14 | 2018-04-04 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный авиационный технический университет" | Электрогидромеханический каверномер |
| CN109386278A (zh) * | 2018-10-29 | 2019-02-26 | 长江地球物理探测（武汉）有限公司 | 一种张开收缩装置及钻孔探头 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2581090A1 (en) | 2006-03-30 |
| EP1640561A1 (en) | 2006-03-29 |
| RU2007114906A (ru) | 2008-10-27 |
| WO2006032490A1 (en) | 2006-03-30 |
| CN101057060B (zh) | 2011-07-06 |
| US7884951B2 (en) | 2011-02-08 |
| JP4902541B2 (ja) | 2012-03-21 |
| EP1640561B1 (en) | 2008-05-21 |
| CN101057060A (zh) | 2007-10-17 |
| ATE396326T1 (de) | 2008-06-15 |
| JP2008513795A (ja) | 2008-05-01 |
| DE602004013972D1 (de) | 2008-07-03 |
| US20080266577A1 (en) | 2008-10-30 |
| JP4902808B2 (ja) | 2012-03-21 |
| JP2011252382A (ja) | 2011-12-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2353766C2 (ru) | Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины | |
| US8103135B2 (en) | Well bore sensing | |
| US7665543B2 (en) | Permanent downhole deployment of optical sensors | |
| US6910388B2 (en) | Flow meter using an expanded tube section and sensitive differential pressure measurement | |
| AU2011281359B2 (en) | Communication through an enclosure of a line | |
| US8937280B2 (en) | System and method for wellbore monitoring | |
| AU2006236751B2 (en) | Method of applying a strain sensor to a cylindrical structure | |
| US20040086623A1 (en) | Storage stable pan release coating and cleaner | |
| US9234999B2 (en) | System and method for making distributed measurements using fiber optic cable | |
| US9121972B2 (en) | In-situ system calibration | |
| CA2634650C (en) | Permanent downhole deployment of optical sensors | |
| BR112019005546B1 (pt) | Aparelho para uso em um furo e método para detecção acústica em um furo |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170921 |