RU2398112C2 - Объединенный скважинный инструмент для измерения бокового удельного сопротивления и удельного сопротивления распространения - Google Patents

Объединенный скважинный инструмент для измерения бокового удельного сопротивления и удельного сопротивления распространения Download PDF

Info

Publication number
RU2398112C2
RU2398112C2 RU2005109317/03A RU2005109317A RU2398112C2 RU 2398112 C2 RU2398112 C2 RU 2398112C2 RU 2005109317/03 A RU2005109317/03 A RU 2005109317/03A RU 2005109317 A RU2005109317 A RU 2005109317A RU 2398112 C2 RU2398112 C2 RU 2398112C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipe
protective device
recess
toroidal
insulating
Prior art date
Application number
RU2005109317/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005109317A (ru
Inventor
Марк А. ФРЕДЕТТ (US)
Марк А. ФРЕДЕТТ
Джеймс Стефен ХОЛЛ (US)
Джеймс Стефен ХОЛЛ
Марк Т. ФРЕЙ (US)
Марк Т. ФРЕЙ
Доминик ДИОН (FR)
Доминик ДИОН
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Бв
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Бв filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Бв
Publication of RU2005109317A publication Critical patent/RU2005109317A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2398112C2 publication Critical patent/RU2398112C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E21B47/017—Protecting measuring instruments
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/30—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electromagnetic waves

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Details Of Aerials (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области подземных исследований и добычи и предназначено для измерения свойств удельного сопротивления земных формаций при проникновении в них через скважину. Техническим результатом изобретения является повышение точности и надежности определения подземного удельного сопротивления за счет обеспечения объединенного измерения удельного сопротивления, используя боковой датчик и датчик индуцирования или распространения в одной и той же области пласта за один спуск-подъем. Для этого объединенный инструмент для измерения удельного сопротивления включает как антенны индуцирования/распространения, так и антенны бокового удельного сопротивления, расположенные в углублениях на скважинной трубе. При этом антенна бокового удельного сопротивления включает изолирующий базовый слой, расположенный в углублении, тороидальную антенну, расположенную над изолирующим базовым слоем, и защитное устройство, расположенное над углублением. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 14 ил.

Description

Уровень техники
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится в общем к области подземных исследований и добычи. Более конкретно, изобретение относится к способам и устройству для измерения свойств удельного сопротивления земных формаций при проникновении в них через скважину.
Уровень техники
Инструменты каротажа удельного сопротивления много лет использовались для измерения удельного сопротивления земных формаций, окружающих скважину. Традиционно измерения удельного сопротивления осуществлялись при опускании каротажного устройства с проводной линией связи в скважину после того, как скважина была пробурена. Тем не менее, измерения с проводной линией связи обязательно приводят к задержке между временем, когда скважина пробурена, и временем, когда получены измерения. Предпочтительным подходом является осуществление таких измерений во время процесса бурения скважины для возможности принятия корректирующих шагов, при необходимости. Например, если информация о скважине обеспечивается в реальном масштабе времени, то она может быть использована для осуществления корректировки масс бурового раствора, чтобы предотвратить образование повреждений земных формаций и улучшить стабильность скважины. Дополнительно могут быть использованы данные каротажа пластов в реальном времени, чтобы направить буровое долото в желаемом направлении (т.е. забойная система контроля параметров бурения). С другой стороны, если измерения были сделаны после задержки, буровой раствор, то есть «порода», может проникнуть в пласт и изменить свойства близлежащих зон скважины. По этим причинам были разработаны способы каротажа во время бурения (LWD) и измерений во время бурения (MWD). В данном описании LWD будет использоваться, чтобы включать обе технологии LWD и MWD.
Фиг.1А иллюстрирует обычную систему LWD, расположенную в скважине. Бурильная колонна 1 подвешена в скважине 3 с прикрепленным на ее нижнем конце буровым долотом 5. Бурильная колонна 1 и прикрепленное буровое долото 5 вращаются при помощи поворотной платформы 9 во время опускания в скважину. Это вызывает проникновение бурового долота 5 в пласт 11. Как только буровое долото 5 проникает в пласт 11, вниз накачивается буровой раствор через центральное отверстие бурильной колонны 1 для осуществления смазки бурового долота 5 и переноса бурового шлама через забой скважины на поверхность через скважину 3 и линию 13 связи для бурового раствора. Секции воротников 15 бура LWD расположены за буровым долотом 5 и могут включать ряд датчиков 15а удельного сопротивления или любых других типов датчиков, известных из уровня техники. Следует отметить, что понятие «датчики», используемое в данном описании, включает антенны, тороиды и электроды (которые могут действовать как передатчики и/или приемники). Датчики 15а удельного сопротивления осуществляют измерение удельного сопротивления пласта 11, в который проникло буровое долото 5, обеспечивая измерения до того, как буровой раствор проникнет в пласт 11.
В общем, существует два типа инструментов LWD для измерений удельного сопротивления пласта - боковые инструменты и электродинамические инструменты или инструменты распространения (инструменты индуцирования или распространения). Каждый из этих инструментов основывается на принципе электромагнитных (ЕМ) измерений. Инструменты распространения излучают в пласт высокочастотные электрические поля для определения отклика скважины и пласта, измеряя напряжение, индуцируемое приемниками, или измеряя различные отклики между парой приемников или между передатчиком и приемником. Например, для инструмента распространения фазы и амплитуды входного сигнала могут быть измерены на каждом из нескольких приемников по отношению к фазам и амплитудам сигналов, используемых для возбуждения передатчика. Электродинамические передатчики формируют магнитные поля, которые индуцируют токи, протекающие в пластах. Эти токи формируют вторичные магнитные поля, которые измеряются как индуцирующие напряжение в антеннах приемника, расположенных на расстоянии от антенны передатчика. Электродинамические инструменты и инструменты распространения лучше работают в скважинах, пробуренных в относительно проводящих пластах, используя относительно непроводящие буровые растворы, включающие изолирующие буровые растворы (например, маслосодержащие буровые растворы). Обычные электродинамические инструменты и инструменты распространения не сконфигурированы с возможностью разрешения изменения удельного сопротивления вокруг скважины.
Стандартные электродинамические инструменты и инструменты распространения используют обмотанные катушки или соленоиды как антенны передатчика и приемника. Антенны располагаются на инструменте, наматывая катушку вокруг тела инструмента, герметизируя его в проводящем заполнителе и затем изолируя генеральную совокупность резиной. Хотя электродинамические инструменты и инструменты распространения обычно функционируют на разных частотах и в некоторых случаях используются, чтобы исследовать различные подземные свойства (например, определение инструментами распространения диэлектрических свойств пласта), в большинстве случаев они используются похожим образом для измерения удельного сопротивления пласта. Таким образом, любая ссылка на индуцирование здесь является взаимозаменяемой на распространение и наоборот.
Боковой инструмент обычно использует одну или более антенн или электродов для введения в пласты низкочастотных поперечных магнитных полей, чтобы определить отклики скважины и пласта, измеряя протекание тока через пласты к приемникам. Эта технология лучше работает в относительно проводящих пластах, в которых осуществляется бурение с проводящими буровыми растворами, такими как водосодержащие буровые растворы. Боковые инструменты для измерения удельного сопротивления обычно восприимчивы к азимутальным изменениям в удельных сопротивлениях пластов вокруг скважины.
Для осуществления передачи поперечного магнитного поля в пласт боковой инструмент обычно использует тороидальный передатчик, который создается намоткой проводящего провода вокруг кольцеобразного магнитно-проницаемого сердечника (тороидального сердечника). Для обнаружения токов, которые протекают в пласте, боковой инструмент использует электрод (например, кольцевой электрод или компактный дисковый электрод) приемника или тороидального приемника. В стандартных инструментах LWD тороидальный передатчик или приемник обычно обеспечиваются в рукаве, который предусмотрен на воротнике бура на финальной стадии.
Фиг.1В иллюстрирует обычный боковой инструмент для измерения удельного сопротивления. Как показано, инструмент включает два передатчика Т1 и Т2, расположенных на воротнике 15 бура. Также включены две контрольные антенны М0 и М2. Антенны Т1 и Т2 передатчика (инжектора тока) и контрольные антенны М0 и М2 показаны как тороидальные катушки, которые ниже будут подробно описаны. Инструмент для измерения удельного сопротивления также может включать другие электроды приемников, такие как кольцевой электрод R и компактные дисковые электроды В, В'. Кольцевой электрод R и компактные дисковые электроды В, В' являются проводящими электродами, расположенными на воротнике 15, но они электрически изолированы от воротника 15 изолирующими материалами. Кольцевой электрод R является проводящей металлической лентой, расположенной по окружности воротника 15. Кольцевой электрод R обычно измеряет азимутальный усредненный ток. С другой стороны, компактные дисковые электроды В, В' обычно расположены с одной стороны инструмента. Компактные дисковые электроды В, В' допускают азимутальные измерения и получение изображений с высоким разрешением.
Как указано выше, датчики индуцирования/распространения лучше работают в пластах с относительно низким удельным сопротивлением (или проводимостью), бурящихся с проводящими буровыми растворами, включающими маслосодержащие буровые растворы. Тем не менее, такие инструменты обычно не конфигурируются, чтобы разрешать изменения удельного сопротивления с азимутальной восприимчивостью вокруг скважины. Боковые инструменты больше подходят для изменений удельного сопротивления пластов, в которых осуществляют бурение с проводящими буровыми растворами, и боковые измерения, использующие компактные дисковые электроды, обычно восприимчивы к азимутальным изменениям.
Так как боковое устройство и электродинамическое устройство/устройство распространения работают особенно хорошо в определенных условиях, то они совместимы друг с другом. Тем не менее, бурильщику может не хватать необходимой информации для выполнения правильного выбора относительно типа инструмента(ов) для использования для конкретной скважины. Следовательно, различные типы каротажных инструментов часто используются вместе в отдельных спуско-подъемах каротажного инструмента. В операциях с проводной линией связи боковой инструмент часто используется в одном спуско-подъеме с электродинамическим инструментом, чтобы обеспечить исследование на небольшой глубине и обеспечить лучшую идентификацию зон, в которые проникает проводящий буровой раствор. Запуск этих инструментов в скважину по отдельности не является ни операционно выгодным, ни экономически эффективным. Дополнительно отдельные каротажные спуско-подъемы могут вносить неточность при попытке определить удельное сопротивление пласта до проникновения. При этом также возникает неточность, потому что измерение пути прохождения сигнала в отношении интервала и геометрии пласта изменяется от одного каротажного рейса к другому. Следовательно, требуется обеспечение различных типов источников/датчиков в инструменте или системе для различных методов измерений удельного сопротивления.
Пример каротажа удельного сопротивления, использующего два типа датчиков в отдельном инструменте, раскрыт в патенте США №5428293, выданном Sinclain et al. Способы каротажа, описанные в этом патенте, используют высокочастотные и низкочастотные датчики для обеспечения измерения на различных глубинах исследований, чтобы контролировать проникновение бурового раствора. Хотя эти способы предполагают использовать инструмент, имеющий и высокочастотный, и низкочастотный датчики на одном и том же воротнике бура, в указанном описании не было раскрыто подробностей в отношении конструкции инструмента.
При проектировании любых датчиков для использования в инструменте LWD существенны защитные устройства, которые могут выдержать абразивные и жесткие среды во время бурения. Так как боковые датчики удельного сопротивления и датчики удельного сопротивления распространения функционируют при различных принципах ЕМ измерений, они имеют различные требования к защитным устройствам. Инструменты LWD, имеющие антенны удельного сопротивления распространения, установленные в углублениях на стенках воротника и снабженные защитными устройствами, известны из уровня техники. Конфигурации инструмента распространения дополнительно описаны в патенте США №5594343, выданном Clark et al.
Фиг.2А показывает поперечное сечение обычного воротника 21 бура, оснащенного для измерения удельного сопротивления распространения. Воротник 21 включает углубление 29, образованное по окружности вокруг внешней области воротника на некоторой заданной глубине. Датчик 25 удельного сопротивления распространения расположен в углублении 29. Воротник 21 оснащен внутренним рукавом или шасси 26, расположенным на нем, чтобы образовывать полость для размещения электронного модуля 22. Модуль 22 присоединен к датчику 25 через электрическое соединение 27, пересекающее перемычку 28 внутри стенки воротника 21 бура. Датчик 25 герметизирован в углублении 29 (например, при помощи стекловолоконного заполнителя 20) и покрыт сверху резиновой формовкой 19. Защитное устройство 23 прикреплено на верху формовки 19 над углублением 29 для защиты датчика 25 от повреждений во время процесса бурения. Воротник 21 может также быть снабжен сменной лентой 38 дополнительно к защите датчика. Как показано на фиг.2В, защитное устройство 23 включает множество продольных щелей 24, заполненных изолирующим материалом, известным из уровня техники.
Датчик бокового удельного сопротивления (т.е. тороидальная антенна) индуцирует магнитное поле в пласте. Фиг.3А показывает стандартный датчик бокового сопротивления, который описан в Bonner et al. «A New Generation of Electrode Resistivity Measurements for Formation Evaluation While Drilling», SPWLA, 35th Annual Logging Symposium, June 19-22, 1994, Paper 00, и патенте США №5339037, выданном Bonner et al. Показан воротник 31 LWD. Датчик бокового удельного сопротивления сконструирован как рукав 30, который предусмотрен на воротнике 31 бура и закреплен на месте.
Фиг.3В показывает увеличенный участок бокового датчика 30, описанного в патенте Bonner et. al. Как показано, тороидальная антенна 35, включающая проводящий провод 33, намотанный вокруг сердечника, встроена в изолирующий материал 36 и защищена металлическим защитным устройством 37. Чтобы позволить поперечному магнитному полю быть индуцированным в пласт, защитное устройство для бокового датчика не должно замыкать цепь тока. Только один конец, верхний конец, проводящего защитного устройства 37 контактирует с воротником 31 бура. Патент США №340856, выданный Redwin et al. описывает тороидальные антенны, имеющие металлические защитные внешние стенки. Предложенные тороидальные антенны сконструированы в металлических цилиндрах, которые обеспечены над воротником и привинчены в воротник бура.
Существует необходимость скважинных инструментов, которые обеспечивают объединенное измерение удельного сопротивления, используя оба типа датчиков удельного сопротивления - боковой тип и электродинамический тип/тип распространения. Также предпочтительно, что такие инструменты имеют источники/датчики, встроенные прямо в инструмент.
Сущность изобретения
Изобретение обеспечивает компоновку удлиненной трубы, имеющей продольную ось и выполненную с возможностью подземного размещения, содержащую: углубление на внешней стенки трубы, проходящее по окружной поверхности вокруг продольной оси трубы, изолирующий базовый слой, расположенный в углублении;
тороидальную антенну, расположенную над изолирующим базовым слоем, и
защитное устройство, расположенное над углублением и выполненное с возможностью предотвращения протекания электрического тока вдоль защитного устройства в направлении, параллельном продольной оси трубы вблизи тороидальной антенны, при этом указанная компоновка удлиненной трубы представляет собой воротник бура или каротажный инструмент удельного сопротивления.
При этом компоновка удлиненной трубы дополнительно содержит изолирующий наполнитель, расположенный в остающемся участке углубления, механизм компенсации давления, расположенный рядом с тороидальной антенной. При этом тороидальная антенна содержит проводящий провод, расположенный над изолирующим базовым слоем.
Кроме того, тороидальная антенна содержит тороидальную сердцевину, сформированную из одного из материалов: магнитно-проницаемого материала, намотанного вокруг изолирующего базового слоя, из ферритового материала, расположенного в углублении.
В компоновке удлиненной трубы защитное устройство содержит изолирующий механизм для предотвращения протекания электрического тока вдоль защитного устройства в направлении, параллельном продольной оси трубы, а изолирующий механизм содержит круговую щель, заполненную изолирующим материалом.
Кроме того, компоновка удлиненной трубы дополнительно содержит электрически изолированный материал, расположенный между соединением, сформированным между защитным устройством и трубой.
Компоновка удлиненной трубы согласно первому аспекту изобретения представляет собой каротажный инструмент удельного сопротивления или воротник бура.
При этом когда компоновка удлиненной трубы представляет собой каротажный инструмент удельного сопротивления, она содержит:
удлиненную первую проводящую трубу, имеющую центральное отверстие и изолированное круговое отверстие вдоль ее стенки для предотвращения протекания тока через отверстие;
удлиненную вторую проводящую трубу, имеющую датчик бокового удельного сопротивления, установленный на ней;
причем вторая труба расположена внутри первой трубы таким образом, что датчик бокового удельного сопротивления был размещен вблизи изолированного кругового отверстия на первой трубе, и
причем путь тока формируется между первой и второй трубой на любой стороне изолированного кругового отверстия, когда вторая труба расположена внутри первой трубы.
При этом между внешней поверхностью второй трубы и внутренней поверхностью первой трубы сформировано проводящее соединение на любой стороне изолированного кругового отверстия, когда вторая труба расположена внутри первой трубы, при этом проводящее соединение сформировано посредством непосредственного контактирования между трубами или посредством проводящего элемента, расположенного между трубами.
Согласно второму аспекту изобретения предусмотрен способ размещения датчика бокового удельного сопротивления на участок компоновки трубы, имеющей продольную ось и выполненную с возможностью подземного размещения, содержащий этапы, при которых:
создают углубление во внешней стенке участка трубы;
формируют базовый слой изолирующего материала в углублении;
формируют тороидальную сердцевину посредством намотки магнитно-проницаемого материала над базовым слоем;
наматывают проводящий провод вокруг тороидальной сердцевины для формирования тороидальной антенны и
устанавливают защитное устройство над углублением, при этом защитное устройство выполнено с возможностью предотвращения протекания электрического тока в защитном устройстве в направлении, параллельном продольной оси трубы вблизи тороидальной антенны.
Кроме того, способ дополнительно содержит этап заполнения оставшегося участка углубления изолирующим наполнителем, подгонку механизма компенсации давления в углублении.
Кроме того, согласно способу размещают бобину на базовый слой до формирования тороидальной сердцевины, причем бобина имеет желоб для направления наматывания магнитно-проницаемого материала, а также размещают изолирующий материал над тороидальной сердцевиной в щели бобины.
Кроме того, согласно второму аспекту изобретения защитное устройство содержит изолирующий механизм для предотвращения протекания электрического тока вдоль защитного устройства в направлении, параллельном продольной оси трубы вблизи тороидальной антенны, при этом изолирующий механизм содержит круговую щель, заполненную изолирующим материалом, в защитном устройстве.
Кроме того, согласно способу размещают электрически изолирующий материал между соединением, сформированным между защитным устройством и трубой.
Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из следующего описания и приложенной формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг.1А показывает традиционную систему LWD со скважинным инструментом, расположенным в скважине.
Фиг.1В показывает традиционный каротажный инструмент для измерения бокового удельного сопротивления.
Фиг.2А показывает поперечное сечение традиционного каротажного инструмента для измерения удельного сопротивления распространения.
Фиг.2В представляет схему внешней области инструмента фиг.2А.
Фиг.3А показывает традиционный каротажный инструмент для измерения удельного сопротивления, имеющий размещенный на рукаве датчик бокового удельного сопротивления.
Фиг.3В - детальный вид датчика бокового удельного сопротивления инструмента согласно фиг.3А.
Фиг.4 - схема тороидальной антенны, расположенной на трубе согласно изобретению.
Фиг.5 показывает поперечное сечение тороидальной антенны, смонтированное в углублении на трубе согласно изобретению.
Фиг.6 показывает поперечное сечение тороидальной антенны, имеющее бобину как направляющее устройство в углубление трубы согласно изобретению.
Фиг.7А показывает защитное устройство для бокового датчика согласно изобретению.
Фиг.7В показывает защитное устройство для датчика удельного сопротивления согласно изобретению.
Фиг.8 иллюстрирует поперечное сечение защитного устройства, расположенного на трубе согласно изобретению.
Фиг.9 - иллюстрирует поперечное сечение бокового датчика с механизмом компенсации давления согласно изобретению.
Фиг.10 представляет схему трубы с изолирующим разрывом или зазором согласно изобретению.
Фиг.11 показывает объединенные боковой датчик и датчик распространения, расположенные на трубе и защищаемые встроенным защитным устройством согласно изобретению.
Фиг.12А показывает инструмент и LWD для отображения измерений удельного сопротивления, объединенный с боковым датчиком, расположенным в углублении воротника бура согласно изобретению.
Фиг.12В-D представлены детальные виды датчиков, показанных на фиг.12А.
Фиг.13 иллюстрирует блок-схему способа монтажа бокового датчика на трубе согласно изобретению.
Фиг.14 иллюстрирует блок-схему способа для монтирования комбинации бокового датчика и датчика распространения на трубе согласно изобретению.
Подробное описание
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам и устройству для измерения электромагнитных свойств подземных пластов, проходящих через скважину. Варианты осуществления изобретения включают инструменты, выполненные с возможностью определения удельных сопротивлений в одной и той же области пласта, используя оба электромагнитных датчика - боковой датчик и датчик индуцирования или распространения. Некоторые варианты осуществления изобретения относятся к способам изготовления или сборки таких инструментов. Согласно вариантам осуществления изобретения датчики бокового типа и датчики распространения совместно реализуются в трубе для подземного использования. Объединенная реализация бокового датчика и датчика распространения на одной трубе (компоновка трубы) делает возможным, если требуется, использование встроенной в трубу сборки защитного устройства датчиков. Более важно, реализация объединенных бокового датчика и датчика распространения делает возможным получение многомодовых измерений удельного сопротивления из одной и той же подземной области за один спуск-подъем, таким образом обеспечивая более точное и надежное определение подземного удельного сопротивления.
Согласно вариантам осуществления изобретения тороидальный датчик для инструмента бокового сопротивления монтируется в скважинной трубе. Как указывалось выше, тороидальные передатчики или приемники традиционных инструментов для измерения бокового удельного сопротивления обычно монтируются на рукаве, который предусмотрен на трубе. На такой выбор конструкции влияют такие факторы, как, например, давление физической силы на воротник бура с полостями, сложности конструкции и упрощение технического обслуживания или замены. Исследование напряжений, осуществляемое настоящими изобретателями, показало, что воротник бура, имеющий углубления, вырезанные на его внешней стенке, такого размера и формы, требуемых для удержания тороидальных датчиков, не ослабит значительно трубу.
Фиг.4 иллюстрирует датчик бокового удельного сопротивления (тороидальную антенну), смонтированную в углублении трубы согласно варианту осуществления изобретения. Фиг.5 показывает участок продольного сечения тороидального датчика. Как показано на фиг.4 и 5, труба 57 включает углубление 53. Основа углубления 53 вырезается на некоторую требуемую глубину. Боковой датчик, состоящий из тороидальной антенны 50, которая состоит из магнитного сердечника 51 и проводящего провода 52, смонтирована в углублении 53.
Согласно одному варианту осуществления изобретения на месте углубления 53 может быть смонтирована тороидальная антенна 50. Тороидальная антенна 50 может быть смонтирована на месте посредством размещения изолирующего материала в основе углубления 53 для формирования базового слоя 55. Изолирующий базовый слой 55 может включать бороздки 56 для обеспечения каналов для проводящего провода 52, намотанного вокруг магнитного тороидального сердечника 51 в форме обруча в углублении 53.
Магнитный сердечник 51 смонтирован на базовом слое 55 в углублении 53. Одним способом является монтирование магнитного сердечника 51, на месте в углублении обматывая ленту, выполненную из ферромагнитного материала. Альтернативно магнитный сердечник может быть скомпонован в углублении из кусочков, выполненных из ферромагнитного материала (например, ферритов). Сердечник 51 может быть также скомпонован из кусочков и пропитан эпоксидной смолой для удержания структуры (не показано). Примером подходящей ферромагнитной ленты является лента SUPERMALLOY™, которая, например, может иметь размеры 1 дюйм (2,54 см) в ширину и 0,002 дюйма (0,05 см) в толщину. SUPERMALLOY™ является высокоочищенной и специально обработанной 80% железоникелевым сплавом для использования в сердечнике, обмотанном лентой, и может быть приобретена от коммерческих предприятий, таких как Magnetic Metals Company (Anaheim, Ca). SUPERMALLOY™ производится, чтобы иметь высокую начальную магнитную проницаемость и низкие потери. Для некоторых приложений может не требоваться магнитный сердечник с высокой магнитной проницаемостью. Может быть достаточно сердечника с относительной магнитной проницаемостью, равной 1. Магнитная лента обматывается по окружности вокруг изолирующего базового слоя 55 для формирования магнитно-проницаемого тороидального сердечника 51. Обмотка продолжается, пока не будет достигнута требуемая толщина (например, 0,10 дюймов [0,254 см] - 0,15 дюймов [0,381 см]) магнитного сердечника 51. Чтобы завершить изготовление тороидальной антенны 50, затем вокруг сердечника 51 наматывается проводящий провод 52. Процесс намотки, например, завершается пропусканием проводящего провода 52 через канавку (и) 56, образованную в изолирующем базовом слое 55. Датчик бокового удельного сопротивления может также быть реализован другими способами, такими как при проскальзывании датчика в суженную область трубы или корпуса (не показано).
Фиг.5 также показывает, что, как только завершена установка тороидальной антенны 50, оставшаяся зона в углублении 53 может быть заполнена изолирующим материалом 54, который фиксирует тороидальную антенну 50 в углублении 53. Примеры подходящих изолирующих материалов включают эпоксидную смолу и стекловолокно. Дополнительно слой эластомера (например, резины) может быть сформирован поверх изолирующего материала, чтобы герметизировать углубление 53 и его содержимое от скважинных флюидов при размещении датчика в скважине. Примеры эластомеров могут включать натуральный и синтетический каучук и синтетические эластомеры. Примером подходящего эластомера является фторэластомер, продаваемый DuPont Dow Elastomers под торговой маркой VITON™ (Уилмингтон, Делавэр). Резина или слой эластомера 59 герметизирует сборку датчика, промывая поверхность трубы 57. Наконец, углубление 53 и его содержимое покрываются защитным устройством 58, которое защищает датчик от среды, окружающий скважину. Защитное устройство 58 включает изолирующий механизм 75 (описанный подробно ниже) для предотвращения протекания тока вдоль защитного устройства 58 в продольном направлении.
Фиг.6 показывает другой вариант осуществления изобретения. Тороидальная антенна расположена внутри трубы, включающей бобину 67, помещенную над изолирующим базовым слоем 55 до того, как была намотана магнитная лента. Бобина 67 выполнена из изолирующего материала и может содержать два или более кусочков, которые могут быть скомпонованы в углублении. Бобина может включать вырез (желоб) 68, который направляет магнитную ленту во время обмотки и удерживает тороидальный сердечник 51. Для бобины 67 может быть использован любой подходящий материал или композит, включая коммерчески доступные материалы, такие как RANDOLITE™, PEEK™, KEVLAR™, стекловолокно или основанные на полиарилэфиркетоне термопластические материалы, как описано в патентах США №6084052 и 6300762. Вырез 68 бобины 67 должен быть немного шире, чем ширина магнитной ленты. Если используется бобина 67, то бороздка(и) (56 на фиг.5), используемая для упрощения намотки проводящего провода 52, может быть включена в бобину 67 вместо изолирующего базового слоя 55. Как только сконфигурирован тороидальный сердечник 51, вершина желоба 68 бобины 67 может быть закрыта лентой 69, выполненной из изолирующего материала, такого как стеклоткань, для закрепления тороидальной сердцевины 51 в вырезе 68 бобины 67. Защитное устройство 58, изолирующий механизм 75 и т.д. (показанные на фиг.5) также объединены в варианте осуществления на фиг.6, но они не показаны для ясности иллюстрации. Другие варианты осуществления изобретения могут быть сконфигурированы без магнитного сердечника 51 (не показано), особенно подходящего для высокочастотных приложений. Такие варианты осуществления требуют расположения проводящего провода 52 над изолирующим базовым слоем 55, образовывая «воздушную сердцевину». Кроме того, другие варианты осуществления могут быть сконфигурированы с проводящим проводом, намотанным на бобину 67 без магнитной сердцевины 51 (не показано).
Возвращаясь к фиг.5, защитное устройство 58 предпочтительно сконструировано из прочного материала, такого как металл. Важность правильно сконфигурированного защитного устройства известна из уровня техники. Например, патент США №6566881, выданный Omeragie et al., раскрывает различные защитные устройства для электромагнитных каротажных инструментов, включая инструменты, имеющие поперечные антенны.
Тем не менее, конструкция защитного устройства для соленоидальной антенны, которая формирует магнитные диполи, отличается от конструкции защитных устройств для тороидальной антенны, которая формирует электрические диполи и функционирует на значительно меньших частотах. Из уровня техники хорошо известно, что эффективное функционирование антенны и конструкция защитного устройства зависят от рабочих частот и физических характеристик антенны. Как указывалось выше, антенна индуцирования и распространения выполнена с возможностью формирования высокочастотного электрического поля в пласте, тогда как тороидальная антенна конструируется для формирования низкочастотного магнитного поля в пласте. Следовательно, традиционные защитные устройства, конструируемые для антенн индуцирования и распространения, обычно не подходят для использования в тороидальных антеннах.
Покрытие тороидальной антенны традиционным защитным устройством антенны приведет к короткому замыканию электрического тока, индуцируемого тороидальной антенной. Вместо протекания тока через скважину и пласт ток сначала течет в защитное устройство. Сигнал пласта будет уменьшен ниже уровня, соответствующего для измерения удельного сопротивления. Подходящее металлическое защитное устройство для тороидальной антенны включает круговую щель или кольцо, чтобы обеспечить электрическую изоляцию между защитным устройством и нижележащей проводящей опорой. Фиг.7А показывает защитное устройство 58 изобретения с изолирующей щелью 75. Эта щель 75 состоит из изолирующего материала (например, стекловолокна, керамики, RANDOLITE™). Она может быть расположена в любом месте вдоль защитного устройства, но обычно проще выполнить изолирующую щель 75 на одном из концов защитного устройства. Специалисты в данной области техники могут выбрать технологию из многих известных из уровня техники для формирования щели. Изолирующий материал может представлять отдельный кусок, прикрепленный в место или монтированный на защитном устройстве (например, отформированный эластомер или композитный изолирующий материал) как встроенная часть. В некоторых вариантах осуществления изолирующий материал может располагаться и удерживаться защитным устройством (не показано).
Альтернативой включению в защитное устройство щели являются использование цельного, цельнометаллического защитного устройства и его монтаж таким образом, чтобы оно электрически связывало проводящую часть трубы над тороидом с проводящей частью трубы под тороидом. Способ такого выполнения показан на фиг.8. Как показано на фиг.8, кольцо 80 изолирующего материала 80 включено в трубу 57 таким образом, чтобы один конец защитного устройства 58 был изолирован кольцом от непосредственного контактирования с трубой.
Фиг.7А и 8 являются примерами круговых щелей или колец с изолирующим материалом для предотвращения протекания тока вдоль защитного устройства в продольном направлении над тороидальной антенной 50. Специалисты в данной области техники оценят, что могут быть использованы другие типы круговых щелей или колец для осуществления изобретения. Некоторые варианты осуществления изобретения могут включать сегментные металлические защитные устройства для обеспечения необходимой изоляции (не показано).
Специалист в данной области техники примет к сведению, что, когда труба расположена в скважине, заполненной буровым раствором, на тороидальную антенну (50 на фиг.4) будет действовать гидростатическое давление в 20000 фунтов на квадратный дюйм (1,406 кг/см2). Это давление будет действовать на тороидальную антенну 50 изнутри и может вызвать деформации антенны, уменьшая магнитную проницаемость ее сердцевины 51 и уменьшая ее индуктивность и эффективность.
Для минимизирования неблагоприятных влияний гидростатического давления тороидальные антенны согласно изобретению могут быть реализованы посредством включения механизма компенсации давления. Например, компенсация давления может быть получена заменой некоторых или всех изолирующих материалов (например, 54 на фиг.5), которые удерживают тороидальную антенну в углублении (53 на фиг.5) на мягкий эластомер или резину. Фиг.9 иллюстрирует вариант осуществления тороидального датчика согласно изобретению, который включает механизм компенсации давления, конструкция которого подобна показанной на фиг.6. Одно отличие заключается в том, что в стенке 57 трубы установлен порт 90. Другое отличие в том, что заполняющий материал 54 является подходящим пористым и проницаемым материалом, таким как непропитанная стекловолоконная ткань. После того как резина 59 сформирована в местоположении, углубление 53 освобождается через порт 90 и снова заполняется маслом при атмосферном давлении. Затем порт 90 герметизируется пробкой 91. Резиновая прокладка 59 действует как сильфоны для уравновешивания давления на тороидальном сердечнике 51 с давлением вне трубы.
Фиг.10 показывает другой вариант осуществления изобретения. В этом варианте в проводящей внешней трубе 57 выполнено электрически изолированное отверстие или разрыв 60, а тороидальная антенна 50 смонтирована на проводящей внутренней трубе или шасси 26, расположенной на ней. Разрыв 60 образует разомкнутую цепь тока, протекающего вдоль трубы, предотвращая протекание тока через разрыв 60. С любой стороны разрыва 60 образовано проводящее соединение 61 между трубами для обеспечения пути тока между трубами. Фиг.10 иллюстрирует вариант осуществления изобретения, в котором электрически соединенные соединения 61 между трубами реализованы посредством вытягивания наружной стороны шасси 26, обеспечивая прямой контакт с внутренней поверхностью внешней трубы 57. Может быть использовано другое подходящее средство для обеспечения пути тока между трубами, как известно из уровня техники. Например, между трубами может быть установлена волновая пружина для обеспечения проводящего элемента (не показано). Электронный модуль для антенны 50 может быть расположен в трубах, как описано здесь или используя другое средство, известное из уровня техники.
При работе тороидальная антенна 50 формирует токовый контур, в котором ток течет через шасси 26 и внешнюю трубу 57, возвращаясь к внешней трубе через пласт. Таким образом, варианты осуществления изобретения, включающие изолирующий разрыв 60, обычно включают более чем один разрыв, один для формирования разности напряжений через трубу и другой для осуществления измерения аксиального тока, используя другой тороид, функционирующий как приемник. Скважинные трубы, выполненные с изолирующими разрывами или щелями, известны в нефтяной промышленности, более точно, в области телеметрии. Патент США №6098727, выданный Ringgenberg et al., описывает скважинные трубки с изолирующими щелями. На внешнюю область внешней трубы также может быть помещено защитное устройство над изолирующим разрывом 60, чтобы защитить щель от среды и дополнительно изолировать разрыв от паразитных токов в скважине (не показано). Такое защитное устройство может быть сформировано из любого подходящего изолирующего материала и расположено на трубе, как известно из уровня техники.
Такая конструкция предлагает несколько преимуществ: антенна механически защищена трубой; тороид не подвержен прямому давлению скважины, так что материал сердцевины сохраняет более высокую магнитную проницаемость и можно избежать подачи и прокладки электрических проводов через внешнюю трубу. Также имеет место преимущество над непосредственным управлением щелью, т.к. не требуется, чтобы шасси 26 было изолировано от трубы 57, что может быть трудным в некоторых зонах, таких как вокруг зон герметизации между шасси и трубой.
Боковая антенна, расположенная в трубе, имеет схожие характеристики с характеристиками антенны индуцирования. С этими различными типами датчиков, объединенными в одной трубе, инструмент может быть использован для измерения удельного сопротивления одной и той же подземной области, используя две различные технологии обнаружения. Дополнительно становится возможным устанавливать встроенное защитное устройство датчика для защиты датчиков. Заметим, что наряду с тем, что в некоторых случаях необходимо иметь встроенное защитное устройство, для индивидуальных датчиков могут быть использованы отдельные защитные устройства.
Фиг.11 показывает другой вариант осуществления изобретения. Представленный вид является поперечным сечением части трубы, имеющей датчик 104 бокового удельного сопротивления, сформированный в первом углублении 53, вырезанном в стенке трубы, и датчик 105 удельного сопротивления распространения, сформированный во втором углублении 103, вырезанном в стенке трубы. Электрические соединители 27, пересекающие перемычку 28 в стенке 57 трубы, электрически соединяют датчик 104 бокового удельного сопротивления и датчик 105 распространения с электронным модулем 102, помещенным в камеру, образованную шасси 26. Уплотнительные кольца или другое средство герметизации, известные из области техники, используются, чтобы гарантировать, что модуль 102 не подвергается действию подземных флюидов.
Фиг.11 также показывает встроенную антенну распространения и защитное устройство 108 тороидальной антенны, прикрепленное по окружности вокруг внешней стенки трубы. Встроенное защитное устройство 108 может быть в основном выполнено из металла и может быть сболчено, завинчено, приварено или закреплено на внешней поверхности трубы, используя любое подходящее средство, известное из уровня техники. В некоторых вариантах осуществления встроенное защитное устройство 108 может быть сконструировано из других износостойких неметаллических материалов, известных в технике. Тем не менее, металл является предпочтительным материалом в LWD приложениях благодаря его прочности и износостойкости. Встроенное защитное устройство 108 включает одну или более продольных щелей 24 над вторым углублением и датчиком 105 распространения. В этом варианте осуществления изолирующая щель 75 для защитного устройства 108 сформирована в стенке трубы рядом с боковым датчиком 104, используя любой подходящий изолирующий материал, известный из уровня техники. Другие варианты осуществления могут быть реализованы с датчиком 104 бокового удельного сопротивления и датчиком 105 удельного сопротивления распространения, расположенными в одном и том же углублении (не показано). Такой вариант осуществления может быть реализован, вытягивая углубление для размещения обоих датчиков и используя встроенное защитное устройство 108.
Как указано выше и показано на фиг.8, защитное устройство тороидальной антенны может быть цельнометаллическим модулем, обеспечивающим сборку защитного устройства/трубы, приспособленного для предотвращения течения тока вдоль защитного устройства через тороид. На фиг.11 конструкция изолирующей щели или кольца 75 и защитного устройства гарантирует, что вблизи с датчиком 104 бокового удельного сопротивления предотвращается течение тока вдоль защитного устройства. Альтернативно круговая щель может быть выполнена в самом защитном устройстве, как показано на фиг.7А.
Как обсуждалось выше, обычные антенны распространения индуцируют электрические поля, которые вызывают течение электрических токов по окружности опоры трубы в скважине и пласте. Следовательно, антенны распространения обычно используют защитные устройства, имеющие продольные щели, чтобы предотвратить индуцирование поперечных (азимутальных) токов в защитном устройстве вместо пласта. Фиг.7В показывает один пример защитного устройства 58' с щелями 76, заполненными изолирующим материалом, который может быть использован для защиты антенны распространения согласно изобретению.
Такие защитные устройства дополнительно описаны в патенте США №4968940. Следует отметить, что, хотя показаны несколько щелей 76, варианты осуществления изобретения не ограничиваются любым конкретным числом или формой щелей. Другие варианты осуществления также могут быть реализованы с сегментными защитными устройствами (не показано).
Варианты осуществления изобретения, проиллюстрированные выше, могут иметь любое число наборов датчиков распространения или боковых наборов датчиков, расположенных вдоль оси трубы. Дополнительно может быть выбрано любое размещение набора в зависимости от конкретной глубины исследования или требуемой вертикальной разрешающей способности.
Способы согласно изобретению позволяют сформировать тороидальную антенну в углублении трубы, приспособленную к подземному использованию. Приложения этих способов не ограничиваются инструментами для измерения удельного сопротивления, описанными здесь. Например, инструменты или устройство, которые в настоящее время используют тороидальные антенны, расположенные на рукаве и прикрепленные к нему, могут извлечь преимущества из наличия антенны, построенной в углублении или полости. Фиг.12 показывает другой вариант осуществления изобретения. Фиг.12А показывает вариант реализации инструмента GeoVision для измерения удельного сопротивления, производимый под торговой маркой GVR™ корпорации Schlumberger Technology (Хьюстон, Техас).
Как показано на фиг.12А, тороидальная антенна 112 сформирована в углублении (как описано здесь) на участке воротника 111 бура. Фиг.12В показывает тороидальную антенну 112 более подробно. Инструмент также включает четыре больших дисковых электрода 114 для обеспечения азимутальных измерений удельного сопротивления (показано более подробно на фиг.12С). Инструмент дополнительно включает последовательность компактных дисковых электродов 116, расположенных на съемном стабилизаторе, для обеспечения измерений с высокой разрешающей способностью (показано более подробно на фиг.12D). Вариант GVR инструмента, показанный на фиг.12, может быть реализован в «гладкой» конструкции, без стабилизатора. В гладкой конфигурации устройство значительно меньше в диаметре по сравнению с настоящим GVR инструментом, потому что тороидальные антенны формируются в углублениях на стенке воротника в отличие от скольжения по воротнику бура. Гладким инструментом легче маневрировать в отклоненных или резко искривленных скважинах, и он имеет лучшую гидравлику.
Варианты осуществления изобретения относятся к способу для размещения датчика бокового удельного сопротивления на участок удлиненной трубы, приспособленной для подземного размещения. Фиг.13 характеризует блок-схему способа. Сначала формируется углубление правильной глубины или вырезается на внешней стенке участка трубы (этап 121). Глубина должна быть достаточной, чтобы вместить сборку антенны, но не слишком глубокой в отношении излишнего ослабления трубы. Сначала может быть выполнено исследование напряжений, чтобы определить, достигаема ли требуемая глубина без чрезмерного ослабления трубы.
Далее на основание углубления помещается (или покрывается) изолирующий материал для формирования изолирующего базового слоя между тороидальной антенной и проводящей трубой (этап 122). Могут быть использованы различные изолирующие материалы, известные из уровня техники, включая стекловолокно, PEEK™ и т.д. Толщина этого базового слоя изолирующего материала должна быть выбрана для обеспечения адекватной изоляции без избыточного нарастания. Например, слой в 0,04 дюйма (1,0 мм) стекловолокна может быть использован как базовый слой. Механизм компенсации давления, возможно, может быть построен на базовом слое для обеспечения опоры тороидальной антенны.
Тороидальная сердцевина формируется в углублении базового слоя, используя магнитно-проницаемый материал, такой как лента SUPERMALLOY™ (этап 123). Лента соответствующего размера используется в зависимости от требуемых размеров тороидальной антенны. Например, может быть использован Permalloy, имеющий размеры одного дюйма (2,54 см) в ширину и 0,02 дюйма (1,0 см) в толщину, для обмотки сердцевины, имеющей толщину в диапазоне от 0,1 дюйма (0,254 мм) до 0,15 дюймов (0,381 мм). В некоторых вариантах осуществления может использоваться бобина, выполненная из изолирующего материала, для направления процесса наматывания ленты. Подходящая бобина, например, может быть выполнена из стекловолокна и иметь желоб или вырез (например, 1,05 дюймов (2,7 см) в ширину и 0,18 дюймов (0,5 см) в глубину), который может быть согласован с шириной ленты. При использовании бобины верхняя сторона бобины может быть покрыта изолирующим материалом (например, изолирующей лентой или стеклотканью), чтобы фиксировать тороидальную сердцевину в желобе бобины и изолировать намотку.
Как только сформирована тороидальная сердцевина, покрытый проводящий провод наматывается или обматывается вокруг сердцевины, чтобы закончить антенну (этап 124). Подходящим проводящим проводом, например, является HMN провод с магнитным покрытием. Чтобы облегчить наматывание провода, на базовом слое или бобине могут быть вырезаны бороздки, чтобы обеспечить каналы для провода.
Оставшееся пространство в углублении может быть затем заполнено изолирующим материалом. Подходящий изолирующий материал, например, может быть выбран из эпоксидной смолы, стекловолокна и т.д. Изолирующий наполнитель удержит тороидальную антенну на месте и также изолирует антенну от проводящего воротника бура. Слой резины или эластичного материала может быть также сформирован над верхней частью изолирующего материала и на трубе для герметизирования целой компоновки антенны от скважинных флюидов. На этапе 121 может быть обеспечено углубление с двухъярусным или ступенчатым профилем глубины (см., например, фиг.5, 6, 8), чтобы облегчить формовку слоя резины на одном уровне с поверхностью трубы. Подходящие эластичные материалы включают фтороэластомер, продаваемый DuPont Dow Elastomers под торговой маркой VITON™ (Уилмингтон, Делавэр). Относительно тонкий слой резины или эластика (например, 0,05 дюймов [1,3 мм] в толщину) обеспечивает надежную герметизацию.
Наконец, над углублением может быть размещено защитное устройство, чтобы защитить компоновку тороидальной антенны (этап 125). Как отмечено выше, защитное устройство предпочтительно является металлическим. Компоновка защитного устройства приспособлена для предотвращения протекания электрического тока в зоне тороидальной антенны между участками трубы над и под антенной (т.е. в направлении, параллельном продольной оси трубы). Электрическая изоляция может быть обеспечена круговой щелью, заполненной изолирующим материалом, расположенной или на самом защитном устройстве, или на соединении между защитным устройством и трубой, как описано выше.
Фиг.14 является блок-схемой, иллюстрирующей способ сборки инструмента для измерения удельного сопротивления, используя удлиненную трубу, приспособленную к подземному размещению согласно изобретению. Способ начинается с размещения датчика бокового удельного сопротивления в углублении в трубе, как описано здесь (этап 131). Антенна удельного сопротивления индуцирования и распространения также размещается на трубе, как описано здесь (этап 132). Антенны бокового удельного сопротивления могут быть сконфигурированы согласно раскрытым в описаниях технологиям. Антенны индуцирования/распространения и электроды могут быть сконфигурированы, используя известные из уровня техники способы. В предпочтительных вариантах осуществления бокового удельного сопротивления расположены в непосредственной близости к датчикам распространения, так чтобы они могли измерять в основном одни и те же вертикальные области пласта в одно и то же время. Другие варианты осуществления могут включать многочисленные наборы датчиков бокового удельного сопротивления и антенны удельного сопротивления индуцирования/распространения. Число и размещение этих наборов конфигурируется для обеспечения измерения на требуемой глубине исследования.
В заключение, компоновка защитного устройства устанавливается на трубе для закрытия и защиты датчика бокового удельного сопротивления (этап 133). Для датчика бокового удельного сопротивления может быть использовано индивидуальное защитное устройство, или может быть использовано встроенное защитное устройство, чтобы защитить многочисленные антенны. Компоновка защитного устройства должна быть приспособлена для предотвращения течения электрического тока в зоне датчика между участками трубы над и под датчиком (т.е. в направлении, параллельном продольной оси трубы). Электрическая изоляция обеспечивается, как описано здесь, в зависимости от типа антенны.
Преимущества, предоставляемые вариантами осуществления настоящего изобретения, включают эффективность, универсальность и точность. Это изобретение позволяет производство двойного набора обоих типов датчиков удельного сопротивления на одном скважинном инструменте, расположенных близко друг к другу. Так как различные типы датчиков могут быть расположены близко друг к другу, минимизируется внесение ошибки измерения вследствие смещений глубины, различным временам каротажа и различной геометрии пути прохождения сигнала.
Специалист в данной области техники оценит, что настоящее изобретение предлагает дополнительные преимущества, включающие двойные измерения удельного сопротивления, которые пригодны для различных, но часто совпадающих каротажных потребностей. Надежность измерений бокового удельного сопротивления также значительно улучшена, потому что датчики обеспечиваются на трубе и адекватно защищаются для обеспечения более высокой долговечности, в частности, при каротажных операциях. Формирование бокового датчика в углублении на трубе также уменьшает диаметр инструмента для измерения удельного сопротивления и расширяет диапазон размеров скважин и углов изгиба скважин, для которых может быть использован скважинный инструмент.
Улучшенная эффективность функционирования достигается благодаря более длительному времени спуска-подъема, в то время как датчики срабатываются менее часто. Кроме того, уменьшение износа и частоты повреждений датчиков приводит к меньшим затратам на эксплуатационное обслуживание. Так как оба типа датчиков сформированы похожим образом и на одном и том же скважинном инструменте, производственные затраты также уменьшаются.
Хотя изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществлений, специалисты в данной области техники оценят, что могут вытекать другие варианты осуществления, которые не отходят от объема изобретения. Например, тороид согласно изобретению может быть расположен на скважинной трубе для использования в качестве заслонки, чтобы предотвращать течение тока в трубе, для уменьшения помехи сигнала. Настоящее изобретение может быть использовано во всех областях нефтяной промышленности, включая LWD, проводную линию связи, бурение на гибкой трубе, крепление скважины обсадными трубами во время бурения и контроль резервуаров. Также будет оценено, что варианты осуществления изобретения могут быть реализованы с любыми традиционными антеннами распространения и индуцирования, включая имеющие наклоненные оси или многочисленные катушки.

Claims (18)

1. Компоновка удлиненной трубы, имеющая продольную ось и выполненная с возможностью подземного размещения, содержащая:
углубление на внешней стенке трубы, проходящее по окружной поверхности вокруг продольной оси трубы,
изолирующий базовый слой, расположенный в углублении;
тороидальную антенну, расположенную над изолирующим базовым слоем; и
защитное устройство, расположенное над углублением и выполненное с возможностью предотвращения протекания электрического тока вдоль защитного устройства в направлении, параллельном продольной оси трубы вблизи тороидальной антенны,
при этом удлиненная труба представляет собой каротажный инструмент удельного сопротивления, содержащий:
удлиненную первую проводящую трубу, имеющую центральное отверстие и изолированное круговое отверстие вдоль ее стенки, для предотвращения протекания тока через отверстие;
удлиненную вторую проводящую трубу, имеющую датчик бокового удельного сопротивления, установленный на ней;
причем вторая труба расположена внутри первой трубы таким образом, что датчик бокового удельного сопротивления был размещен вблизи изолированного кругового отверстия на первой трубе; и
причем путь тока формируется между первой и второй трубой на любой стороне изолированного кругового отверстия, когда вторая труба расположена внутри первой трубы.
2. Компоновка удлиненной трубы по п.1, дополнительно содержащая изолирующий наполнитель, расположенный в остающемся участке углубления.
3. Компоновка удлиненной трубы по п.1, дополнительно содержащая механизм компенсации давления, расположенный рядом с тороидальной антенной.
4. Компоновка удлиненной трубы по п.1, в которой тороидальная антенна содержит проводящий провод, расположенный над изолирующим базовым слоем.
5. Компоновка удлиненной трубы по п.1, в которой тороидальная антенна содержит тороидальную сердцевину, сформированную из одного из материалов: магнитно проницаемого материала, намотанного вокруг изолирующего базового слоя, из ферритового материала, расположенного в углублении.
6. Компоновка удлиненной трубы по п.1, в которой защитное устройство содержит изолирующий механизм для предотвращения протекания электрического тока вдоль защитного устройства в направлении, параллельном продольной оси трубы.
7. Компоновка удлиненной трубы по п.6, в которой изолирующий механизм содержит круговую щель, заполненную изолирующим материалом.
8. Компоновка удлиненной трубы по п.1, дополнительно содержащая электрически изолированный материал, расположенный между соединением, сформированным между защитным устройством и трубой.
9. Компоновка удлиненной трубы по п.1, при этом указанная компоновка удлиненной трубы представляет собой воротник бура.
10. Компоновка удлиненной трубы по п.1, в которой между внешней поверхностью второй трубы и внутренней поверхностью первой трубы сформировано проводящее соединение на любой стороне изолированного кругового отверстия, когда вторая труба расположена внутри первой трубы.
11. Компоновка удлиненной трубы по п.10, в которой проводящее соединение сформировано посредством непосредственного контактирования между трубами или посредством проводящего элемента, расположенного между трубами.
12. Способ размещения датчика бокового удельного сопротивления на участок компоновки трубы, имеющей продольную ось и выполненную с возможностью подземного размещения, содержащий этапы, при которых:
создают углубление во внешней стенке участка трубы;
формируют базовый слой изолирующего материала в углублении;
формируют тороидальную сердцевину посредством намотки магнитно проницаемого материала над базовым слоем;
наматывают проводящий провод вокруг тороидальной сердцевины для формирования тороидальной антенны; и
устанавливают защитное устройство над углублением, при этом защитное устройство выполнено с возможностью предотвращения протекания электрического тока в защитном устройстве в направлении, параллельном продольной оси трубы вблизи тороидальной антенны, при этом дополнительно размещают бобину на базовый слой до формирования тороидальной сердцевины, причем бобина имеет желоб для направления наматывания магнитно проницаемого материала.
13. Способ по п.12, дополнительно содержащий этап заполнения оставшегося участка углубления изолирующим наполнителем.
14. Способ по п.12, дополнительно содержащий подгонку механизма компенсации давления в углублении.
15. Способ по п.12, дополнительно содержащий размещение изолирующего материала над тороидальной сердцевиной в щели бобины.
16. Способ по п.13, в котором защитное устройство содержит изолирующий механизм для предотвращения протекания электрического тока вдоль защитного устройства в направлении, параллельном продольной оси трубы вблизи тороидальной антенны.
17. Способ по п.16, в котором изолирующий механизм содержит круговую щель, заполненную изолирующим материалом, в защитном устройстве.
18. Способ по п.12, дополнительно содержащий размещение электрически изолирующего материала между соединением, сформированным между защитным устройством и трубой.
RU2005109317/03A 2004-04-01 2005-03-31 Объединенный скважинный инструмент для измерения бокового удельного сопротивления и удельного сопротивления распространения RU2398112C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/708,926 US7525315B2 (en) 2004-04-01 2004-04-01 Resistivity logging tool and method for building the resistivity logging tool
US10/708,926 2004-04-01

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005109317A RU2005109317A (ru) 2006-10-10
RU2398112C2 true RU2398112C2 (ru) 2010-08-27

Family

ID=34552642

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005109317/03A RU2398112C2 (ru) 2004-04-01 2005-03-31 Объединенный скважинный инструмент для измерения бокового удельного сопротивления и удельного сопротивления распространения

Country Status (8)

Country Link
US (2) US7525315B2 (ru)
CN (2) CN100516929C (ru)
CA (1) CA2502154C (ru)
DE (1) DE102005014708A1 (ru)
FR (1) FR2868466B1 (ru)
GB (1) GB2412744B (ru)
MX (1) MXPA05003265A (ru)
RU (1) RU2398112C2 (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014004786A1 (en) * 2012-06-29 2014-01-03 Schlumberger Canada Limited Apparatus with rigid support and related methods
WO2014100074A1 (en) * 2012-12-18 2014-06-26 Schlumberger Canada Limited Basalt fiber composite for antenna in well-logging
RU2571316C1 (ru) * 2011-11-09 2015-12-20 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Буровое долото для выполнения электромагнитных измерений в подземном пласте
RU2578774C1 (ru) * 2015-01-14 2016-03-27 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Устройство для регистрации характеристик электромагнитного поля с использованием тороидальных катушек
RU2579177C1 (ru) * 2015-01-14 2016-04-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Устройство для генерации электромагнитного поля тороидальной катушкой в геологической среде

Families Citing this family (110)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6163155A (en) * 1999-01-28 2000-12-19 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations
US7659722B2 (en) 1999-01-28 2010-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection
US7239145B2 (en) * 2004-03-29 2007-07-03 Schlumberger Technology Center Subsurface electromagnetic measurements using cross-magnetic dipoles
US20060214664A1 (en) * 2005-03-24 2006-09-28 Baker Hughes Incorporated OBM sensor with a loop antenna
US7394257B2 (en) * 2005-03-30 2008-07-01 Schlumberger Technology Corporation Modular downhole tool system
US7183778B2 (en) * 2005-07-19 2007-02-27 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method to measure fluid resistivity
US7673679B2 (en) * 2005-09-19 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Protective barriers for small devices
US7612567B2 (en) * 2005-12-29 2009-11-03 Baker Hughes Incorporated Two-axial pad formation resistivity imager
US7365545B2 (en) * 2005-12-29 2008-04-29 Baker Hughes Incorporated Two-axial pad formation resistivity imager
GB2453275B (en) 2006-05-01 2009-09-02 Schlumberger Holdings Logging tool sonde sleeve
BRPI0621794B1 (pt) * 2006-06-19 2019-07-16 Halliburton Energy Services, Inc Aparelho e método para perfuração furo abaixo
KR20090055553A (ko) 2006-07-11 2009-06-02 핼리버튼 에너지 서비시즈 인코퍼레이티드 모듈화된 지오스티어링 툴 조립체
CN101479628B (zh) * 2006-07-12 2012-10-03 哈里伯顿能源服务公司 用于制造倾斜天线的方法和装置
US8593147B2 (en) 2006-08-08 2013-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Resistivity logging with reduced dip artifacts
US8203344B2 (en) * 2006-09-14 2012-06-19 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for resistivity imaging in boreholes with an antenna and two spaced apart electrodes
US7427862B2 (en) * 2006-09-29 2008-09-23 Baker Hughes Incorporated Increasing the resolution of electromagnetic tools for resistivity evaluations in near borehole zones
US8274289B2 (en) 2006-12-15 2012-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration
US8436618B2 (en) * 2007-02-19 2013-05-07 Schlumberger Technology Corporation Magnetic field deflector in an induction resistivity tool
US8395388B2 (en) * 2007-02-19 2013-03-12 Schlumberger Technology Corporation Circumferentially spaced magnetic field generating devices
US20090230969A1 (en) * 2007-02-19 2009-09-17 Hall David R Downhole Acoustic Receiver with Canceling Element
US8378908B2 (en) * 2007-03-12 2013-02-19 Precision Energy Services, Inc. Array antenna for measurement-while-drilling
AU2007349251B2 (en) 2007-03-16 2011-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Robust inversion systems and methods for azimuthally sensitive resistivity logging tools
US7962287B2 (en) * 2007-07-23 2011-06-14 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for optimizing magnetic signals and detecting casing and resistivity
US7723989B2 (en) * 2007-08-31 2010-05-25 Schlumberger Technology Corporation Transducer assemblies for subsurface use
WO2009091408A1 (en) 2008-01-18 2009-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Em-guided drilling relative to an existing borehole
US8036830B2 (en) * 2008-05-29 2011-10-11 Baker Hughes Incorporated Resistivity imager in non-conductive mud for LWD and wireline applications
US8164339B2 (en) * 2008-06-09 2012-04-24 Baker Hughes Incorporated Apparatus and system for geosteering and formation evaluation utilizing improved antennas
US8378842B2 (en) * 2008-06-19 2013-02-19 Schlumberger Technology Corporation Downhole component with an electrical device in a blind-hole
US8035392B2 (en) * 2008-10-17 2011-10-11 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for while-drilling transient resistivity measurements
US8212567B2 (en) * 2008-10-20 2012-07-03 Baker Hughes Incorporated Externally mounted band antennae requiring minimal metal cutting on drillstring for reduction of mechanical stresses
CN102439260A (zh) 2008-12-16 2012-05-02 哈利伯顿能源服务公司 方位近钻头电阻率和地质导向方法及系统
US8069931B2 (en) * 2009-04-09 2011-12-06 Phoenix Technology Services Lp System, method and apparatus for downhole system having integrated measurement while operating components
US8497673B2 (en) * 2009-09-28 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation Directional resistivity antenna shield
WO2011043851A1 (en) * 2009-10-05 2011-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Deep evaluation of resistive anomalies in borehole environments
CA2808802A1 (en) * 2009-10-08 2011-04-14 Multi-Phase Technologies, Llc System and method for electrical resistivity and/or impedance tomography
GB2489294B (en) 2010-01-22 2016-08-24 Halliburton Energy Services Inc Drill bit assembly
WO2011090480A1 (en) 2010-01-22 2011-07-28 Halliburton Energy Services Inc. Method and apparatus for resistivity measurements
US9588250B2 (en) 2010-04-14 2017-03-07 Baker Hughes Incorporated Three-coil system with short nonconductive inserts for transient MWD resistivity measurements
CN101819282A (zh) * 2010-04-28 2010-09-01 中国石油天然气集团公司 一种用于测地层电阻率的电极
CA2800469C (en) 2010-06-01 2017-07-18 Jing Li Fluid resistivity sensor
US20110316542A1 (en) * 2010-06-29 2011-12-29 Frey Mark T Slotted shield for logging-while-drilling tool
BR112013000019B1 (pt) * 2010-07-05 2020-03-03 Prad Research And Development Limited Acoplador indutivo para uso em um ambiente de fundo de poço
CN103080777B (zh) * 2010-08-26 2016-08-10 史密斯运输股份有限公司 用于在非导电性钻井液中微电阻率成像的设备和方法
US9158025B2 (en) 2010-09-16 2015-10-13 Baker Hughes Incorporated Pad device for resistivity imaging in the wells with oil based drilling fluid
EP2678516A4 (en) * 2011-02-25 2017-11-22 Merlin Technology Inc. Drill string adapter and method for inground signal coupling
US8695727B2 (en) 2011-02-25 2014-04-15 Merlin Technology, Inc. Drill string adapter and method for inground signal coupling
EP2594735B1 (en) 2011-10-28 2014-07-02 Services Pétroliers Schlumberger Methods and systems for determining standoff between a downhole tool and a geological formation
AU2011381036B2 (en) 2011-11-15 2015-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Look-ahead of the bit applications
US10823871B2 (en) 2011-11-15 2020-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Enhanced resistivity measurement with at-bit resistivity sensor
WO2013095754A1 (en) * 2011-12-21 2013-06-27 Schlumberger Canada Limited Insulation structure for well logging instrument antennas
EP2634365B1 (en) * 2012-02-10 2017-06-28 Services Pétroliers Schlumberger Apparatus and methods for testing inductively coupled downhole systems
US9181798B2 (en) 2012-03-29 2015-11-10 Schlumberger Technology Corporation Removable modular antenna assembly for downhole applications
US10241227B2 (en) 2012-04-27 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method and apparatus to detect formation boundaries ahead of the bit using multiple toroidal coils
CN102678103B (zh) * 2012-05-09 2015-02-18 中国电子科技集团公司第二十二研究所 随钻电磁波电阻率类仪器钻铤凹槽尺寸的制定方法
US20130320985A1 (en) * 2012-06-05 2013-12-05 Ce Liu Apparatus and method for directional resistivity measurement while drilling using an antenna with a joint-coil structure
US9322678B1 (en) * 2012-06-08 2016-04-26 Electrochem Solutions, Inc. Antenna covering for wireless sensor
CA2873718A1 (en) 2012-06-25 2014-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Tilted antenna logging systems and methods yielding robust measurement signals
US9000940B2 (en) * 2012-08-23 2015-04-07 Merlin Technology, Inc. Drill string inground isolator in an MWD system and associated method
US9863237B2 (en) * 2012-11-26 2018-01-09 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Electromagnetic telemetry apparatus and methods for use in wellbore applications
US9810806B2 (en) * 2012-12-21 2017-11-07 Baker Hughes Incorporated Electronic frame for use with coupled conduit segments
US20140253131A1 (en) * 2013-03-05 2014-09-11 Ce Liu Apparatus and Method for Directional Resistivity Measurement While Drilling Using Slot Antenna
US9422802B2 (en) 2013-03-14 2016-08-23 Merlin Technology, Inc. Advanced drill string inground isolator housing in an MWD system and associated method
US9213125B2 (en) * 2013-03-22 2015-12-15 Oliden Technology, Llc Well logging apparatus and system
US9389332B2 (en) * 2013-04-01 2016-07-12 Oliden Technology, Llc Method and tool for directional electromagnetic well logging
CA2913703C (en) 2013-05-31 2020-09-29 Evolution Engineering Inc. Downhole pocket electronics
US9964660B2 (en) 2013-07-15 2018-05-08 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Electromagnetic telemetry apparatus and methods for use in wellbores
WO2015058359A1 (zh) * 2013-10-22 2015-04-30 信远达石油服务有限公司 钻井辅助系统
WO2015168803A1 (en) 2014-05-08 2015-11-12 Evolution Engineering Inc. Gap assembly for em data telemetry
US10301887B2 (en) 2014-05-08 2019-05-28 Evolution Engineering Inc. Drill string sections with interchangeable couplings
WO2015168805A1 (en) 2014-05-08 2015-11-12 Evolution Engineering Inc. Jig for coupling or uncoupling drill string sections with detachable couplings and related methods
CN106460497B (zh) 2014-05-09 2020-10-23 开拓工程股份有限公司 井下电子装置承载件
US9976404B2 (en) * 2014-05-20 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool including a multi-chip module housing
US9920617B2 (en) 2014-05-20 2018-03-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Removeable electronic component access member for a downhole system
US10246986B2 (en) 2014-08-08 2019-04-02 Halliburton Energy Services, Inc. Magnetometer mounting for isolation and interference reduction
WO2016025235A1 (en) 2014-08-11 2016-02-18 Halliburton Energy Services, Inc. Well ranging apparatus, systems, and methods
EP3012670A1 (en) * 2014-10-22 2016-04-27 Services Petroliers Schlumberger Flat metallic strip toroidal coil
CN104405378B (zh) * 2014-12-12 2017-01-25 中国石油天然气集团公司 一种电磁波电阻率随钻测井仪
WO2016099505A1 (en) * 2014-12-18 2016-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. High-efficiency downhole wireless communication
GB2549002B (en) 2014-12-29 2021-01-06 Halliburton Energy Services Inc Electromagnetically coupled band-gap transceivers
DE112015005966T8 (de) 2015-01-16 2017-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Fest zugeordnete Kabelkanäle für an Schwerstangen angebrachte Spulenkörperantennen
US10027013B2 (en) 2015-01-16 2018-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. Collar-mountable bobbin antenna having coil and ferrite slots
CN106285649B (zh) * 2015-05-13 2019-10-11 中国石油化工股份有限公司 地面信号发送装置、井下信号接收装置及数据传输系统
AU2015400156A1 (en) 2015-06-26 2017-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Antennas for wellbore logging tools and methods of manufacture
WO2016209273A1 (en) * 2015-06-26 2016-12-29 Halliburton Energy Services, Inc. Antennas for wellbore logging tools and methods of manufacture
AU2015403347A1 (en) 2015-07-27 2017-11-30 Halliburton Energy Services, Inc. Tilted antenna bobbins and methods of manufacture
US10519767B2 (en) 2015-07-29 2019-12-31 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Adaptive shell module with embedded functionality
WO2017065721A1 (en) 2015-10-12 2017-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Collocated coil antennas incorporating a symmetric soft magnetic band
US10048399B2 (en) 2015-10-20 2018-08-14 Halliburton Energy Services, Inc. Soft magnetic bands for tilted coil antennas
WO2017074346A1 (en) * 2015-10-28 2017-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Inductive cavity sensors for resistivity tools
EP3337956A4 (en) * 2015-10-28 2018-09-26 Halliburton Energy Services, Inc. Transceiver with annular ring of high magnetic permeability material for enhanced short hop communications
US11442196B2 (en) 2015-12-18 2022-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods to calibrate individual component measurement
WO2018009181A1 (en) * 2016-07-06 2018-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Antenna designs for wellbore logging tools
WO2018022123A1 (en) * 2016-07-27 2018-02-01 Schlumberger Technology Corporation Resistivity measurement for evaluating a fluid
WO2018080540A1 (en) * 2016-10-31 2018-05-03 Han Weishan Applying e-field antennas to resistivity logging tools
WO2019005013A1 (en) * 2017-06-27 2019-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. TOROIDALLY WRAPPED TOROID WINDING ANTENNA FOR HIGH FREQUENCY APPLICATIONS
CN107313771B (zh) * 2017-07-07 2023-09-26 贝兹维仪器(苏州)有限公司 一种带有电阻率测量功能的近钻头测量仪器
CN107191183A (zh) * 2017-07-10 2017-09-22 斯伦贝谢油田技术（山东）有限公司 一种钻井电阻率天线
US11143018B2 (en) * 2017-10-16 2021-10-12 Halliburton Energy Services, Inc. Environmental compensation system for downhole oilwell tools
CN109802718B (zh) * 2017-11-14 2021-03-23 中国石油化工股份有限公司 电磁随钻测量中继器和电磁随钻测量系统
CN108150159A (zh) * 2017-12-21 2018-06-12 中国电子科技集团公司第二十二研究所 测井仪
CN108590629B (zh) * 2018-03-23 2020-09-18 中国石油大学(北京) 井下三维扫描核磁共振成像测井仪探头、天线、及仪器
WO2020236208A1 (en) * 2019-05-20 2020-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Unitized downhole tool segment
US11047229B2 (en) * 2018-06-18 2021-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore tool including a petro-physical identification device and method for use thereof
US11913325B2 (en) * 2019-05-20 2024-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Unitized downhole tool segment
CN110410064B (zh) * 2019-06-19 2023-04-25 中国石油天然气集团有限公司 一种基于旋转导向的成像测井短节结构及旋转导向钻井装置
US10760414B1 (en) * 2019-07-12 2020-09-01 Isodrill, Inc. Data transmission system
CN112302619A (zh) * 2019-08-02 2021-02-02 中国石油化工股份有限公司 一种随钻成像电阻率仪器
WO2022104342A1 (en) * 2020-11-13 2022-05-19 Schlumberger Technology Corporation Method for making directional resistivity measurements of a subterranean formation
CN113431555B (zh) * 2021-06-22 2022-07-15 中海油田服务股份有限公司 一种随钻电成像仪器
CN115726773A (zh) * 2021-08-30 2023-03-03 中国石油化工股份有限公司 一种测量随钻前探地层电阻率的装置及方法

Family Cites Families (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2354887A (en) 1942-10-29 1944-08-01 Stanolind Oil & Gas Co Well signaling system
US2987668A (en) 1956-05-29 1961-06-06 Schlumberger Well Surv Corp Systems for well logging
US3408561A (en) 1963-07-29 1968-10-29 Arps Corp Formation resistivity measurement while drilling, utilizing physical conditions representative of the signals from a toroidal coil located adjacent the drilling bit
US3993944A (en) 1975-12-22 1976-11-23 Texaco Inc. Movable oil measurement combining dual radio frequency induction and dual induction laterolog measurements
US4496174A (en) 1981-01-30 1985-01-29 Tele-Drill, Inc. Insulated drill collar gap sub assembly for a toroidal coupled telemetry system
US4348672A (en) 1981-03-04 1982-09-07 Tele-Drill, Inc. Insulated drill collar gap sub assembly for a toroidal coupled telemetry system
US4387372A (en) 1981-03-19 1983-06-07 Tele-Drill, Inc. Point gap assembly for a toroidal coupled telemetry system
US4525715A (en) 1981-11-25 1985-06-25 Tele-Drill, Inc. Toroidal coupled telemetry apparatus
US4536714A (en) 1982-04-16 1985-08-20 Schlumberger Technology Corporation Shields for antennas of borehole logging devices
US4659992A (en) 1982-06-23 1987-04-21 Schlumberger Technology Corp. Method and apparatus for electromagnetic logging with reduction of spurious modes
US4739325A (en) * 1982-09-30 1988-04-19 Macleod Laboratories, Inc. Apparatus and method for down-hole EM telemetry while drilling
US4553097A (en) * 1982-09-30 1985-11-12 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method using transverse magnetic mode
US4785247A (en) 1983-06-27 1988-11-15 Nl Industries, Inc. Drill stem logging with electromagnetic waves and electrostatically-shielded and inductively-coupled transmitter and receiver elements
US4873488A (en) 1985-04-03 1989-10-10 Schlumberger Technology Corporation Induction logging sonde with metallic support having a coaxial insulating sleeve member
US4825166A (en) * 1987-01-27 1989-04-25 Sundstrand Data Control, Inc. Bobbin for a magnetic sensor
US4949045A (en) 1987-10-30 1990-08-14 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus having a cylindrical housing with antennas formed in recesses and covered with a waterproof rubber layer
US4968940A (en) 1987-10-30 1990-11-06 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method using two spaced apart transmitters with two receivers located between the transmitters
US5442294A (en) 1990-09-10 1995-08-15 Baker Hughes Incorporated Conductivity method and apparatus for measuring strata resistivity adjacent a borehole
DE69223589T2 (de) 1991-10-22 1998-12-10 Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Tex. Verfahren zum Bohrlochmessen während des Bohrens
US5339037A (en) 1992-10-09 1994-08-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for determining the resistivity of earth formations
US5235285A (en) * 1991-10-31 1993-08-10 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations
NO306522B1 (no) 1992-01-21 1999-11-15 Anadrill Int Sa Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring
US5463320A (en) 1992-10-09 1995-10-31 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for determining the resitivity of underground formations surrounding a borehole
JPH0773308A (ja) * 1993-09-03 1995-03-17 Matsushita Electric Ind Co Ltd デジタル画像処理装置
US5530358A (en) 1994-01-25 1996-06-25 Baker Hughes, Incorporated Method and apparatus for measurement-while-drilling utilizing improved antennas
US5563512A (en) 1994-06-14 1996-10-08 Halliburton Company Well logging apparatus having a removable sleeve for sealing and protecting multiple antenna arrays
US5594343A (en) 1994-12-02 1997-01-14 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method with borehole compensation including multiple transmitting antennas asymmetrically disposed about a pair of receiving antennas
US6100696A (en) 1998-01-09 2000-08-08 Sinclair; Paul L. Method and apparatus for directional measurement of subsurface electrical properties
US6300762B1 (en) 1998-02-19 2001-10-09 Schlumberger Technology Corporation Use of polyaryletherketone-type thermoplastics in a production well
US6084052A (en) 1998-02-19 2000-07-04 Schlumberger Technology Corporation Use of polyaryletherketone-type thermoplastics in downhole tools
US6098727A (en) 1998-03-05 2000-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically insulating gap subassembly for downhole electromagnetic transmission
US6566881B2 (en) 1999-12-01 2003-05-20 Schlumberger Technology Corporation Shielding method and apparatus using transverse slots
US6670880B1 (en) * 2000-07-19 2003-12-30 Novatek Engineering, Inc. Downhole data transmission system
US6958610B2 (en) 2001-06-03 2005-10-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus measuring electrical anisotropy in formations surrounding a wellbore
US6577129B1 (en) * 2002-01-19 2003-06-10 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Well logging system for determining directional resistivity using multiple transmitter-receiver groups focused with magnetic reluctance material

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2571316C1 (ru) * 2011-11-09 2015-12-20 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Буровое долото для выполнения электромагнитных измерений в подземном пласте
WO2014004786A1 (en) * 2012-06-29 2014-01-03 Schlumberger Canada Limited Apparatus with rigid support and related methods
WO2014100074A1 (en) * 2012-12-18 2014-06-26 Schlumberger Canada Limited Basalt fiber composite for antenna in well-logging
US9507045B2 (en) 2012-12-18 2016-11-29 Schlumberger Technology Corporation Basalt fiber composite for antenna in well-logging
RU2578774C1 (ru) * 2015-01-14 2016-03-27 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Устройство для регистрации характеристик электромагнитного поля с использованием тороидальных катушек
RU2579177C1 (ru) * 2015-01-14 2016-04-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Устройство для генерации электромагнитного поля тороидальной катушкой в геологической среде

Also Published As

Publication number Publication date
FR2868466B1 (fr) 2008-07-11
US7525315B2 (en) 2009-04-28
CA2502154C (en) 2008-10-07
US20050218898A1 (en) 2005-10-06
GB2412744B (en) 2006-07-05
GB0505656D0 (en) 2005-04-27
FR2868466A1 (fr) 2005-10-07
US8400160B2 (en) 2013-03-19
MXPA05003265A (es) 2005-10-18
GB2412744A (en) 2005-10-05
US20090179648A1 (en) 2009-07-16
CN1677129A (zh) 2005-10-05
RU2005109317A (ru) 2006-10-10
CA2502154A1 (en) 2005-10-01
DE102005014708A1 (de) 2005-10-13
CN101592031A (zh) 2009-12-02
CN101592031B (zh) 2013-07-31
CN100516929C (zh) 2009-07-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2398112C2 (ru) Объединенный скважинный инструмент для измерения бокового удельного сопротивления и удельного сопротивления распространения
US20110316542A1 (en) Slotted shield for logging-while-drilling tool
CA2921387C (en) Casing mounted em transducers having a soft magnetic layer
US10677043B2 (en) External hollow antenna
US6836218B2 (en) Modified tubular equipped with a tilted or transverse magnetic dipole for downhole logging
US7193420B2 (en) Insulated sleeve with conductive electrodes to reduce borehole effects for an induction tool
US7692428B2 (en) Retrievable formation resistivity tool
US6788263B2 (en) Replaceable antennas for subsurface monitoring apparatus
AU2014389473B2 (en) Casing coupler mounted EM transducers
US7671597B2 (en) Composite encased tool for subsurface measurements
MXPA06006644A (en) Composite encased tool for subsurface measurements

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170401