RU2485308C2 - Устройство и способ получения измеряемой нагрузки в буровой скважине - Google Patents
Устройство и способ получения измеряемой нагрузки в буровой скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485308C2 RU2485308C2 RU2008137344/03A RU2008137344A RU2485308C2 RU 2485308 C2 RU2485308 C2 RU 2485308C2 RU 2008137344/03 A RU2008137344/03 A RU 2008137344/03A RU 2008137344 A RU2008137344 A RU 2008137344A RU 2485308 C2 RU2485308 C2 RU 2485308C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- load
- well
- subunit
- registration
- data
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 14
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 11
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 11
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 7
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 6
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 5
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- 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
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу и системе регистрации, измерения и управления нагрузкой в буровой скважине. Техническим результатом является повышение надежности и качества анализа измеряемой нагрузки. Способ заключается в том, что измеряют нагрузку в скважинном местоположении во время скважинной операции, причем измерение нагрузки содержит измерение нагрузки посредством субблока, прикрепленного к компоновке низа буровой колонны. Передают данные нагрузки на поверхность в реальном масштабе времени посредством телеметрии; оценивают данные нагрузки устройством управления, находящимся на поверхности; и вносят корректирующее действие в скважине, основанное на данных нагрузки. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Уровень техники
Для выполнения множества видов операций, связанных с бурением скважины, используется большое разнообразие технических средств. Технические средства, например скважинное оборудование, часто доставляются в скважину как часть колонны инструментов для выполнения требуемой операции. Например, в скважину может быть доставлено скважинное оборудование, используемое для выполнения операций бурения, операций обработки, приведения в действие операций, операционных измерений, ловильных работ и других связанных со скважиной работ. В течение работ в скважине оборудование может быть подвергнуто большому разнообразию нагрузок, включая нагрузки на сжатие, нагрузки растяжения, скручивания, ударные нагрузки и вибрационные. Если эти нагрузки становятся чрезмерными, то возникают повреждения оборудования в скважине.
Были предприняты попытки обнаружить и измерить нагрузки оборудования в скважине. Например, скважинная сенсорная система с местным устройством хранения данных используется для измерения нагрузок, которым подвергалась скважинная колонна инструментов в течение работ, связанных с гибкими НКТ. Сохраненные местные данные выполнения этой операции возвращались на рабочий пульт анализа. Однако запоздалый доступ к данным ограничивает пригодность системы относительно внесения корректировок, необходимых для уменьшения разрушительных нагрузок в течение работ, относящихся к скважине. Это не способствует оптимизации технических характеристик в реальном масштабе времени. Были предприняты другие попытки, чтобы выдать данные нагрузки на поверхность, но подобные системы имели тенденцию к ограничению объема передаваемых данных и точности. К другим недостаткам, которые могут быть присущи существующим системам, относится относительно большой внешний диаметр, что является ограничением для таких систем, применяемых в различных скважинных операциях.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение, главным образом, рассматривает устройство и способ для определения условий в скважинном инструменте, используемом при проведении скважинной операции в скважине. Устройство и способ включают измерение нагрузки на скважинном инструменте во время скважинной операции в скважинном местоположении. Данные о нагрузке могут быть переданы на поверхность для их оценки на поверхности устройством управления. Несмотря на то что некоторые приложения могут использовать локально сохраненные данные, другие приложения выигрывают от передачи части или всех данных на поверхность в реальном масштабе времени. Основываясь на оперативных полученных скважинных данных, можно корректировать действия с тем, чтобы операция была более совершенной.
Краткое описание чертежей
Ниже приводятся некоторые варианты осуществления изобретения, описание которых будет приводиться со ссылкой на сопровождаемые чертежи, на которых приняты цифровые обозначения, описывающие соответствующий элемент, и:
На Фиг.1 схематически изображен фронтальный внешний вид скважинной системы, которая может получать или использовать данные нагрузки в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
На Фиг.2 представлен фронтальный внешний вид блока регистрации нагрузки для использования в скважинной системе, приведенной на Фиг.1, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
На Фиг.3 представлено осевое поперечное сечение блока регистрации нагрузки, представленного на Фиг.2, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
На Фиг.4 представлено поперечное сечение, подобное представленному на Фиг.3, но с некоторыми признаками, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
На Фиг.5 представлено поперечное сечение части блока регистрации нагрузки с иллюстрацией траектории нагрузки на сжатие в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
На Фиг.6 представлено поперечное сечение части блока регистрации нагрузки с иллюстрацией пути нагрузки растяжения в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
На Фиг.7 представлен фронтальный вид блока регистрации нагрузки с частичным вырезом, позволяющим проиллюстрировать коммутаторы вращающего момента в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
На Фиг.8 представлено поперечное сечение части блока регистрации нагрузки, иллюстрирующее монтажную площадку тензодатчика в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
На Фиг.9 представлено поперечное сечение блока регистрации нагрузки в соответствии с альтернативным вариантом осуществления настоящего изобретения, и
На Фиг.10 представлена иллюстрация одного примера коммутатора, который может быть использован для передачи нагрузки вращающего момента, если используются не вращающиеся соединения инструмента, в соответствии с альтернативным вариантом осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание
В нижеследующем описании номера деталей вынесены за его пределы, что способствует пониманию настоящего изобретения. Однако специалисту в данной области техники будет очевидно, что настоящее изобретение может быть использовано без этих деталей и множество вариантов или модификаций являются возможными, исходя из описания его реализации.
Настоящее изобретение относится, главным образом, к устройству и способу регистрации, измерения и управления нагрузками, испытываемыми скважинным оборудованием во время различных операций, связанных со скважинной скважиной. Данные о нагрузке могут быть получены в реальном масштабе времени, что позволяет значительно упростить понимание этих нагрузок и повысить надежность, вводя корректирующие действия. Например, полученные данные нагрузки в скважине могут быть переданы на устройство управления, находящееся на поверхности, чтобы проанализировать и определить соответствующие корректирующие действия. Данные могут быть также использованы для синхронизации операций эксплуатационного скважинного оборудования с устройством управления, находящегося на поверхности. В некоторых случаях применения реакции на данные нагрузки могут быть автоматизированы посредством устройства управления, находящегося на поверхности, так что соответствующие корректирующие действия могут автоматически быть предприняты для улучшения скважинной операции.
Описанные здесь система и методология могут быть использованы для регистрации и измерения различных сил нагрузки, которым может быть подвергнуто скважинное оборудование во время операции в скважине. Например, силы нагрузки, связанные с вибрационными, силами сжатия, силами натяжения, силами скручивающего момента, ударными и другими видами силовых нагрузок, связанными с воздействием, могут регистрироваться, измеряться и передаваться на поверхность в реальном масштабе времени. В зависимости от операции в скважине могут быть измерены также другие связанные со скважиной параметры, и данные этих параметров могут быть переданы на устройство управления, находящееся на поверхности. В качестве примера некоторые из этих других параметров могут включать траекторию, зону досягаемости, трение, скорость бурения, ход, давление, температуру и другие параметры, которые могут оказывать специфическое влияние на операции в скважине.
Со ссылкой на Фиг.1 в общем виде приводится один вариант осуществления системы 20, показанной в качестве развернутой в скважине 22. Система 20 является представителем разнообразных скважинных систем, используемых в проведении множества видов операций, связанных со скважинами, подробное объяснение которых приводится ниже. Дополнительно система 20 спроектирована для регистрации, измерения и передачи данных нагрузки от местоположения в скважине к, например, местоположению на поверхности для их анализа и использования с целью совершенствования специфических скважинных операций. В иллюстративном приложении система спроектирована с целью передачи этих данных нагрузки в реальном масштабе времени, что дает возможность проведения немедленных корректирующих действий во время скважинных операций. Данные дополнительных параметров могут быть зарегистрированы, измерены и переданы в реальном масштабе времени, чтобы облегчить анализ.
В иллюстративном примере система 20 содержит скважинный инструмент 24, который может быть развернут в требуемом местоположении в буровой скважине 22 через трубопровод 26, такой как трубопровод гибкой НКТ, скважинной колонны, соcтыкованных труб или другой трубопровод. Скважинный инструмент 24 соединен с субблоком 28 регистрации нагрузки, выполненным с возможностью регистрации одной или множества видов нагрузок, которой может подвергаться скважинный инструмент 24. Субблок 28 посылает данные нагрузки на поверхность на устройство 30 управления, находящееся на поверхности и реализованное на базе компьютера. Данные посылаются на поверхность через линию 32 связи, например оптоволоконную линию. В иллюстративном варианте осуществления субблок 28 регистрации нагрузки соединяется с трубопроводом 26 через соединительный узел 34, который может быть «умным» соединительным узлом, способным преобразовывать данные от субблока 28 в соответствующий формат для передачи по оптоволоконной линии связи. Соответствующее электронное оборудование для передачи данных в реальном масштабе времени на поверхность может быть расположено в соединительном узле 34, субблоке 28, комбинации этих двух узлов или же в других подходящих местах вдоль колонны инструментов.
Субблок регистрации нагрузки 28 может быть разработан для регистрации одной или нескольких сил нагрузки, например нагрузок на сжатие, нагрузок растяжения, нагрузок скручивающего момента, ударных нагрузок и других нагрузок, которым подвержен скважинный инструмент 24. Дополнительно в скважине могут быть установлены разнообразные датчики 36 для регистрации и измерения других параметров скважины. Данные по дополнительным параметрам также могут быть отосланы на поверхность на устройство 30 управления на поверхности через линию 32 связи или другие соответствующие линии, включая проводные линии связи или беспроводные линии связи. В качестве примера датчики 36 могут включать измерители скорости, измерители угла наклона, датчики гамма-излучения, гироскопические датчики, тензодатчики, датчики состояния муфт обсадной колонны и температурные датчики.
Во многих случаях применения использование одной или нескольких оптоволоконных линий 32 связи значительно облегчает передачу данных в реальном масштабе времени от субблока 28 регистрации нагрузки и теоретически от других датчиков 36. Оптоволоконные линии 32 связи могут быть использованы в сочетании с трубопроводом 26, например, трубопровод 26 гибких НКТ и развернутым, например, вдоль внутренней части гибких НКТ или внутри стенок гибких НКТ. В специальном примере линия 32 оптоволоконной связи и трубопровод 26 гибких НКТ выполнены комбинированными и являются промышленно производимыми фирмой Schlumberger Corporation. В одном варианте осуществления гибкие НКТ 26, оптоволоконная линия 32 связи и соединительный узел 34 выполнены комбинированными, в виде платформы оптоволоконной телеметрии, промышленно производимой фирмой Schlumberger Corporation. Платформа может быть использована для регистрации различных параметров скважины, например температуры, кольцевого давления, приложенного давления и передачи данных этих параметров на поверхность, на устройство 30 управления через оптоволоконную линию 32 связи. В этом варианте осуществления субблок 28 регистрации может быть установлен в нижнюю часть измерительной платформы как модуль расширения.
Платформа измерения обычно состоит из гибких НКТ со связкой оптического волокна, развернутой вдоль внутренней части гибких НКТ. Связка оптического волокна имеет одно или несколько оптических волокон, расположенных внутри защитной трубы, которая может быть сделана из металлического или иного материала, имеющего соответствующие характеристики. Гибкие НКТ и связка оптоволокна имеют соответствующие нижние и верхние концевые заделки или соединения, которые позволят ввести флюид внутрь гибких НКТ и направить флюид вдоль внутренней части гибких НКТ. Однако различные построения оптоволокнистых линий могут быть реализованы различными способами в гибких НКТ, в эксплуатационной трубе и других подходящих трубопроводах.
В иллюстративном примере система 20 развернута обычно в вертикальной скважине, которая простирается вниз от устьевого оборудования 38 скважины, установленного в позиции на поверхности 40. Однако система 20 и ее возможности по регистрации нагрузок могут быть использованы в различных скважинах, включая горизонтальные скважины и другие виды отклоняющихся скважин. Система 20 также может быть использована во многих видах реализации и применения, включая наземные и подводные. Тип скважинного инструмента, или инструмента 24, применяемого вместе с субблоком 28 регистрации нагрузки, может в большей мере варьироваться в зависимости от операций в скважине. Иллюстративный скважинный инструмент 24 представлен как вариант скважинного инструмента, спускаемого в скважину с целью выполнения одной или нескольких выбранных операций, относящихся к скважине.
Например, скважинный инструмент 24 может содержать компоновку низа бурильной колонны (КНБК), которая используется в операции дробления. В этом примере КНБК включает в себя буровое долото, приводимое в движение двигателем, работающим посредством давления, приложенного жидкостью, поступающей через трубопровод 26, который выполнен в виде трубы. Субблок 28 регистрации нагрузки может быть использован для регистрации изменений нагрузки, указывающей на заклинивание бурового долота. Заклинивание снижает среднюю скорость проходки в связи с тем, что оператор должен поднять буровое долото и после перерыва снова начать дробление. Заклинивание также сокращает срок службы бурового долота, а также срок службы двигателя и гибких НКТ. Субблок 28 способен обеспечить получение данных момента скручивания КНБК 24 в реальном масштабе времени, и эта нагрузка момента скручивания используется в качестве индикатора надвигающегося заклинивания. Информация в самом начале дает возможность корректировать действие, предупреждая заклинивание, и таким образом возрастает скорость проходки и увеличивается срок службы компонентов. В этом варианте осуществления датчики 36 могут быть использованы для обеспечения дополнительной информацией. Например, датчики 36 могут содержать гироскоп для индикации ориентации, датчик гамма-излучения для индикации корреляции глубины, датчик углового положения для ориентации курса, а акселерометр для регистрации ударов и/или отклонения. Акселерометр может быть выполнен как отдельный датчик или входить в состав субблока 28 регистрации нагрузки.
В другом случае применения скважинный инструмент 24 включает в себя КНБК и субблок 28 регистрации нагрузки используется для измерения нагрузок, связанных с установкой надувного или механического пакера. В отклоняемых скважинах, например, определение спускаемого веса, требуемого для активации пакера, вызывает трудности при измерениях только на поверхности. Субблок 28 может быть использован для контроля и получения выходных данных для задания усилия, которое в данный момент может быть приложено в скважине. Нагрузки растяжения также могут быть измерены и выведены для обеспечения указания того, какое максимальное усилие может быть приложено во время удаления КНБК. Получая такие данные в реальном масштабе времени, можно избежать нагрузок, приводящих к рассоединению. Подобным образом, управляя нагрузками в скважине, возможно предусмотреть ситуацию превышения нагрузки, которая может привести к неисправности оборудования.
Подобным образом субблок 28 регистрации нагрузки может быть использован для контроля и получения выходных данных нагрузки при смещении скользящей манжеты. Дополнительно, если смещающий инструмент не высвобождается из манжеты, уточненная информация о нагрузке может быть передана в реальном масштабе времени относительно приложенной силы, необходимой для разрушения винтового соединения для разъединения. В ловильной операции субблок 28 может снабжать подобными данными нагрузки, связанными с усилиями, прикладываемыми к вытеснению «ловилки». Данные о прикладываемом усилии могут способствовать ускорению ловильной операции, повышению ее надежности и эффективности.
В другом случае применения скважинный инструмент 24 содержит вибрационный инструмент, который генерирует вибрации в скважине, чтобы уменьшить силу трения, возникающую при продвижении в скважине гибких НКТ. Характеристики этого вибрационного инструмента 24 могут контролироваться с помощью субблока 28 и датчиков 36 в реальном масштабе времени, чтобы оптимизировать рабочие параметры и таким образом улучшить выполнение операции.
Скважинный инструмент 24 может также иметь в своем составе трактор, и субблок 28 регистрации нагрузки может быть использован для измерения нагрузок, которым подвергается трактор. Например, может быть важно знать, задействован ли трактор или нет, а также знать величину усилия, прикладываемого трактором во время вытягивания колонны. Субблок 28 выполнен с возможностью обеспечения информацией о нагрузке в реальном масштабе времени так, что оператор будет иметь более точное представление об операции с трактором, задействованным в скважине. Отслеживание в реальном времени нагрузки может также предупредить повреждение колонны инструментов и выход ее из строя. Данные о нагрузке могут быть также использованы в комбинации с разнообразными поверхностными измерениями и системами, обеспечивающими возможность оптимальной синхронизации операций с трактором, с устройством управления гибкими НКТ, для предотвращения перегрузок и минимизации аварий.
В других случаях применения скважинный инструмент 24 включает буровой инструмент и субблок 28 может быть использован для обеспечения данными нагрузки, подобно тому, как это было описано выше, относительно операции дробления. Например, отслеживание в реальном времени нагрузки на буровом долоте и вращающий момент, прикладываемый к скважинному инструменту, могут быть использованы для предупреждения заклинивания и максимизации скорости проходки.
Субблок 28 регистрации нагрузки может также быть использован в ряде других операций. Например, субблок может быть использован во время работ, связанных с перфорацией, для управления нагрузками, вызванными в результате операции перфорирования. В этом случае субблок 28 может быть использован для обеспечения данными, указывающими на то, каким образом и может ли перфоратор быть активированным. Встроенный акселерометр также может быть использован для управления ударной нагрузкой, и множество других датчиков может быть использовано для обеспечения данными, касающимися различных аспектов операции перфорирования. Субблок 28 может также регистрировать сопротивление перемещению на КНБК 24 и колонне гибких НКТ, которое возникает в результате чрезмерных перегрузок от поднимаемого заполнителя. Подобным образом субблок 28 может быть использован для идентификации ситуации блокировки, возникающей скорее в результате затруднения движения, чем неспособности передавать нагрузку на КНБК.
Таким образом, субблок 28 регистрации нагрузки обеспечивает в реальном масштабе времени лучшее представление того, каким образом скважинный инструмент 24 подвергается в скважине нагрузкам, возникающим в результате разнообразных сил скручивания, вибраций и перемещения. Это особенно важно при неблагоприятных стечениях обстоятельств, когда передача нагрузок в скважине вызвана геометрией скважины, заканчиванием скважины, жидкостями и другими характеристиками скважины. Различные измерения дают возможность наилучшим образом провести анализ и повысить надежность, проведя соответствующие корректирующие действия.
Датчики 36 и субблок 28 регистрации нагрузки также могут совместно использоваться с различными системами измерения и управления, находящимися на поверхности. Например, доступны системы, которые обеспечивают индикацию о весе гибких НКТ или которые предотвращают незапланированные ситуации перегрузки. Эти дополнительные системы могут управляться устройством 30 управления на поверхности или работать совместно с этим устройством 30. Во многих случаях применения устройство 30 управления на поверхности может быть запрограммировано на работу в автоматическом режиме, предпринимая необходимые корректирующие действия, основываясь на предварительно определенных параметрах, когда специальные данные предоставляются субблоком 28 регистрации нагрузок, датчиками 36 и/или другими совместно работающими измерительными и контрольными системами.
В зависимости от типа скважинного устройства 24 и типа выполняемой скважинным инструментом 24 операции форма, размер и конфигурация субблока 28 регистрации нагрузки могут меняться. Однако на Фиг.2 приведен один пример субблока 28 регистрации нагрузки. В этом варианте осуществления субблок 28 заключен в верхний корпус 42, датчик 44 нагрузки и корпус 46 датчика веса. Верхний корпус 42 имеет в своем составе концевой соединитель 48 напротив датчика 44 веса для обеспечения возможности подключения субблока 28 к соединительному узлу 34 через, например, резьбовое соединение или другое подходящее механическое соединение. На противоположном конце субблок 28 содержит соединитель 50, который может быть любым из разнообразных соединителей, зависящих от скважинного инструмента 24, к которому он присоединяется, для выполнения специфической, относящийся к скважине, операции.
На Фиг.3 и Фиг.4 представлено поперечное сечение субблока, вариант осуществления которого представлен на Фиг.2. Как показано на чертежах, субблок 28 включает в себя трубчатый элемент 52, берущий свое начало от датчика 44 нагрузки и частично определяющий гидравлический трубопровод 54, проходящий через субблок 28 для наполнения гидравлической жидкостью через субблок 28. Дополнительно субблок 28 включает в себя электронную часть 56, которая может быть смонтирована на монтажной плате 58 для обработки сигнала, полученного от датчика 44 веса. Монтажная плата 58 может быть смонтирована между трубчатым элементом 52 и, как проиллюстрировано, верхним корпусом 42. Сигналы передаются из блока 56 электроники на соединитель 60 линии связи, который предназначен для соединения с соответствующим соединителем в соединительном узле 34, что обеспечивает передачу сигнала на поверхность.
Субблок 28 включает в себя шасси 64, которое расположено в верхнем корпусе 42 таким способом, что не препятствует прохождению потока через гидравлический канал 54. Трубчатый элемент 52 может быть образован в виде составной части шасси 64. К тому же шасси 64 прочно соединено или образует единое целое с датчиком 44 нагрузки, как это показано на Фиг.3. Устройство 68 уплотнителя, выравнивающего давление, установлено в нижней части или в конце, обращенном в скважину, в корпусе 46 датчика нагрузки через уплотняющий элемент 69. Устройство 68 уплотнителя простирается вверх во внутреннюю часть шасси 64 и образует уплотнение с шасси 64 через уплотняющий элемент 70, как показано на чертеже. В иллюстративной варианте осуществления устройство 68 уплотнителя образовано в виде поршня, компенсирующего давление.
Соединения субблока, например соединение верхнего корпуса 42 с датчиками 44 нагрузки, могут быть образованы разъемными соединителями 71, которые позволяют соединять компоненты, не требуя относительного вращения электрических соединений. По отношению к электрическим соединениям провода могут быть проведены от соединительного узла 34 и концевого соединителя 48 вниз вдоль наружного диаметра шасси 64. В качестве примера, провода могут быть подключены к верхней обращенной в скважину стороне монтажной плате 58. Из нижней обращенной в скважину стороне монтажной платы 58 провода далее проходят вдоль или через шасси 64 и составной датчик 44 нагрузки. Прокладка проводов реализуется по наружному диаметру датчика 44 нагрузки через один или нескольких портов 72, наилучшим образом показанных на Фиг.4. Прокладка проводов радиально по внешней стороне датчика 44 нагрузки/шасси 64 дает возможность обеспечить проводам быть соответственно соединенными с датчиком нагрузки. Например, провода могут быть соединены с датчиками измерения нагрузки, например тензодатчиками или другими измерительными датчиками датчика 44 нагрузки.
Проводка проводов и расположение компонентов в субблоке 28 регистрации нагрузки позволяют регистрировать и управлять нагрузками без измерений нагрузки, искаженных внешними элементами. Например, измерения нагрузки изолировано от влияний радиальных и касательных сил, вызванных давлением флюида, накачиваемого через гидравлический канал 54, и подобными влияниями, вызванными давлением, которое является внешним по отношению к инструменту. Измерения нагрузки также изолированы от осевых сил, вызванных гидростатическим давлением в скважине. Таким образом, как это показано на Фиг.5 и 6, возможно получение более точных измерений сил нагрузки, например сил сжатия и сил растяжения.
На Фиг.5 приведена траектория 74 нагрузки на сжатие. Траектория 74 нагрузки на сжатие вызвана в результате размещения субблока 28 под действием нагрузки на сжатие и иллюстрирует компоненты субблока 28, которые переносят силы нагрузки на датчик 44 нагрузки. Из обращенного в сторону скважины конца субблока 28 сила нагрузки проходит через корпус 46 датчика нагрузки и передается на шасси 64 и датчик 44 нагрузки через область резьбового соединения 76. Силы нагрузки на сжатие проходят через датчик 44 нагрузки и шасси 64.
На Фиг.6 показана траектория 80 нагрузки на растяжение. Траектория 80 нагрузки на растяжение вызвана в результате размещения субблока 28 под действием нагрузки на растяжение и иллюстрирует компоненты субблока 28, которые переносят силы нагрузки на датчики 44 нагрузки. Из конца субблока 28, обращенного в скважину, сила нагрузки на растяжение переносится через корпус 46 и передается на шасси 64 и датчик 44 нагрузки через область резьбового соединения 76. Сила нагрузки на растяжение проходит вверх через датчик 44 нагрузки и передается на разъемную гладкую кольцевую шпонку 71 с буртиком. Разъемная кольцевая шпонка 71 передает нагрузку на растяжение в верхний корпус 42 и вверх через колонну инструментов.
Под нагрузкой вращающего момента, нагрузка вращающего момента может быть передана между верхним корпусом 42 и датчиком 44 нагрузки через один или несколько коммутаторов 82 вращающего момента, как это показано на Фиг.7. Коммутаторы 82 вращающего момента связаны между датчиками 44 нагрузки и верхним корпусом 42 таким образом, чтобы любые нагрузки скручивания, действующие на трубопровод 26, передавались на датчик 44 нагрузки через верхний корпус 42 и коммутаторы 82 вращающего момента.
Расположение компонентов в системе 20 и субблоке 28 регистрации нагрузки облегчает обеспечение точности и получение мгновенной информации, которая может быть использована для предотвращения аварии и для оптимизации операций в скважине. Например, данные, полученные в реальном масштабе времени, могут быть переданы на устройство 30 управления, находящееся на поверхности, через, например, оптоволоконную телеметрию. Оптоволоконная телеметрия и размещение субблока 28 позволяет осуществлять передачу данных в то время, когда операция в нисходящей скважине уже началась, включая ситуации, когда через гидравлический канал 54 прокачивается жидкость. Конструкция не только позволяет обеспечить механическую компенсацию давления и радиальную компенсацию температуры, но также позволяет избежать эффекта «сил свинчивания» на тензодатчик области датчика 44 нагрузки.
С целью последующего объяснения, субблок 28 разработан для компенсации обеих сил, радиальной и касательной, которые вызваны давлением жидкости, нагнетаемой вдоль гидравлического канала 54, а для подобных влияний, вызванных внешним давлением на инструмент. Дополнительно субблок 28 разработан для компенсации осевых сил, вызванных гидростатическим давлением в скважине 22. Компенсация этих внешнего давления/сил достигается отчасти конструкцией датчика 44 нагрузки, которые имеют монтажную площадку 84 датчика нагрузки, для получения одного или нескольких датчиков 86 измерения нагрузки, например тензодатчики, оптические датчики нагрузки или другие датчики нагрузки, приведенные на Фиг.8.
Часть внешнего диаметра датчика 44 нагрузки, в которой установлен датчик 86 измерения нагрузки, окружена герметичной воздушной камерой 88. Камера 88 герметизируется герметичным элементом 90, действующим совместно с элементами 69 и 70. Дополнительно шасси 64, образующее трубчатый элемент 52 и гидравлический канал 54, герметизируется на конце, обращенном в скважину, относительно монтажной площадки 84 датчика погрузки с помощью устройства 68 уплотнителя, выравнивающего давление. Дополнительный радиальный зазор может быть добавлен между внешним диаметром шасси 64 и внутренним диаметром монтажной площадки 84 датчика 44 нагрузки, гарантирующего, что контакт, вызванный давлением или вызванный температурным расширением шасси, не произойдет. Таким образом, только внутренний диаметр датчика 44 нагрузки подвержен влиянию атмосферного давления.
К тому же герметизированный участок, на который может влиять гидростатическое давление, простирается от внутреннего диаметра устройства 68 уплотнителя, выравнивающего давление в области, где оно герметизирует внутренний диаметр корпуса 46 датчика нагрузки через герметичный элемент 69 в направлении внешнего диаметра устройства 68 уплотнителя, где оно герметизирует во внутренний диаметр датчика 44 нагрузки/шасси 64 через элемент герметизации 70, как показано на Фиг.8. В осевом направлении устройство 68 уплотнителя позволяет напряжению, вызванному гидростатическим давлением, обойти монтажную площадку 84 датчика нагрузки. Такой эффект вызван тем, что самый дальний герметизированный диаметр является одинаковым, что с той, что с другой стороны воздушной камеры 88. В результате сила передается на устройство 68 уплотнителя, которая действует как компенсирующий поршень. В отношении радиальных перепадов температуры, условия атмосферы, окружающей монтажную площадку 84 датчика нагрузки как с внутренней, так и с внешней стороны датчика 44 нагрузки, подавляет любые радиальные перепады температуры в секции датчика 44 нагрузки, содержащего тензодатчик 86.
С некоторыми типами КНБК, таких как КНБК, которая проталкивается изнутри шасси субблока, может быть подвергнуто значительному сжатию, вызванному силами свинчивания во время воздействий в скважине. Однако, когда субблок 28 «привинчен» в верхнем конце, шасси 64 проталкивается изнутри, что вызывает силы сжатия в датчике 44 нагрузки из разъемной кольцевой шпонки 71 вдоль его длины в верхнее направление и в шасси 64 из его соединителя с датчиком 44 нагрузки вдоль его длины в верхнее направление. Монтажная площадка 84 датчика нагрузки не подвергается воздействию этих сил «свинчивания». Дополнительно, когда конец субблока 28, обращенный в скважину, «привинчен», напряжение воспринимается только датчиком 44 нагрузки из резьбовой части 76 корпуса 46 датчика нагрузки в той области, где корпус 46 датчика нагрузки выступает по отношению к датчику нагрузки, как это показано на Фиг.8. Таким образом, монтажная площадка 84 датчика нагрузки не подвержена влиянию сил «свинчивания».
На Фиг.9 приведен альтернативный вариант осуществления субблока 28. В этом варианте субблок 28 регистрации нагрузки включает в себя проход 92 для подачи на скважинное оборудование шины 94, например, в виде проводов или кабеля для обеспечения связью и/или мощностью, необходимой для устройств, установленных ниже субблока 28. Множество компонентов в этом варианте осуществления такие же, как описанные выше со ссылками на Фиг.1-8, однако проход 92 простирается от верхнего блока 96 соединителя к нижнему блоку 98 соединителя. Шина оборудования, например провода, соединена между монтажной платой 58 и блоком 96 соединителя. От блока 96 соединителя провода проходят через проход 92, который простирается через датчик 44 нагрузки, до достижения нижнего блока 98 соединителя. Для предотвращения вращения соединений разрезная кольцевая шпонка 100 может быть установлена в непосредственной близости к нижнему концу субблока 28.
Силы растяжения и кручения передаются через множество коммутаторов 102 нагрузки, как это показано на Фиг.10. Коммутаторы 102 нагрузки установлены в соответствующих выемках 104, образованных в части датчика 44 нагрузки. Когда альтернативный субблок 28 подвергается воздействию нагрузок на сжатие, нагрузки передаются непосредственно от датчика 44 нагрузки на шасси, как это описано выше. Однако под воздействием нагрузки на растяжение нагрузки передаются на верхний корпус 42 через коммутаторы нагрузки 102 и обходят, таким образом, шасси 64. Нагрузочные коммутаторы разработаны с учетом их удобной подгонки в выемки 104 и соответствующие выемки верхнего корпуса 42. В результате нагрузка крутящего момента также передается от датчика 44 нагрузки в верхний корпус 42, обходя при этом шасси 64. В этом альтернативном варианте осуществления шасси 64 герметически закрывается изнутри по отношению к датчику 44 нагрузки в скважине датчиков нагрузки/тензодатчиков. Такое построение обеспечивает одну и ту же компенсацию радиального давления и температуры, описанную относительно предыдущей реализации. Эффектов «свинчивающих» сил на монтажной площадке 84 датчика нагрузки избегают таким же способом, описанным относительно предыдущей реализации.
Как описано выше, система 20 может быть сконструирована в многообразии конфигураций для использования во многих реализациях и применениях. Субблок регистрации нагрузки может быть сконструирован таким образом, чтобы изолировать датчик нагрузки от излишних внутренних воздействий на субблок, внешних воздействий на субблок, осевых воздействий, появляющихся от регулярных свинчиваний инструмента, а также воздействий температуры и давления и/или других внешних нагрузок. Дополнительно размер и расположение субблока регистрации нагрузки могут быть выбраны с учетом факторов окружающей среды и проводимых операций. Типы датчиков нагрузки и датчиков, встраиваемых в субблок регистрации нагрузки, так же как и дополнительные датчики, используемые вместе с субблоком, могут существенно меняться в зависимости от требуемой операции и параметров, подлежащих управлению. Электронные приборы могут быть заменены на оптические системы, которые соединяются с оптическими датчиками. Дополнительно устройство управления 30, находящееся на поверхности, представляет собой комбинацию различных систем и может быть запрограммировано многими различными способами, чтобы облегчить управление, анализ и внести корректирующие действия либо в автоматическом режиме, либо с помощью оператора.
Таким образом, несмотря на то, что в настоящем изобретении выше подробно описаны только некоторые варианты осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможно множество модификаций без отступления от сути заявленного изобретения. Такие модификации предполагают, что они могут быть включены в объем настоящего изобретения, определенного формулой изобретения.
Claims (18)
1. Способ регистрации, измерения и управления нагрузкой в буровой скважине, заключающийся в том, что: измеряют нагрузку в скважинном местоположении во время скважинной операции, причем измерение нагрузки содержит измерение нагрузки посредством субблока, прикрепленного к компоновке низа буровой колонны, передают данные нагрузки на поверхность в реальном масштабе времени посредством телеметрии; оценивают данные нагрузки устройством управления, находящиеся на поверхности; и вносят корректирующее действие в скважине, основанное на данных нагрузки.
2. Способ по п.1, в котором передача содержит передачу данных нагрузки посредством оптоволоконной линии связи, развернутой вдоль трубчатого трубопровода.
3. Способ по п.1, в котором измерение нагрузки содержит измерение нагрузок, воздействующих на компоновку низа буровой колонны во время операции, которая является одной из: операций дробления, операций установки пакера, операций приведения в действие скважинного инструмента, ловильной операции и операции перфорирования.
4. Способ по п.1, в котором измерение нагрузки содержит измерение нагрузок для обеспечения того, что бы не возникала излишняя причиняющая ущерб нагрузка на скважинном инструменте.
5. Способ регистрации, измерения и управления нагрузкой в буровой скважине, заключающийся в том, что
регистрируют нагрузку скважинного оборудования в скважине, причем регистрация содержит использование субблока регистрации нагрузки, прикрепленного к компоновке низа буровой колонны; и используют телеметрию для передачи данных нагрузки на устройство управления, находящееся на поверхности, в реальном масштабе времени.
регистрируют нагрузку скважинного оборудования в скважине, причем регистрация содержит использование субблока регистрации нагрузки, прикрепленного к компоновке низа буровой колонны; и используют телеметрию для передачи данных нагрузки на устройство управления, находящееся на поверхности, в реальном масштабе времени.
6. Способ по п.5, в котором регистрация нагрузки содержит регистрацию одной из сил сжатия, воздействующих на скважинное оборудование, сил растяжения, воздействующих на скважинное оборудование в скважине, крутящего момента, воздействующего на скважинное оборудование в скважине, и ударных сил, воздействующих на скважинное оборудование в скважине.
7. Способ по п.5, дополнительно содержащий использование дополнительных датчиков для регистрации других необходимых параметров в скважине; и передачу данных дополнительных датчиков на устройство управления, находящееся на поверхности, в реальном масштабе времени.
8. Способ по п.7, в котором использование содержит регистрацию вибраций и наклона.
9. Способ по п.5, в котором регистрация содержит регистрацию нагрузки во время использования гибких НКТ; и использование включает передачу данных через оптоволоконную линию связи, развернутую вдоль трубчатого трубопровода.
10. Способ по п.5, в котором регистрация содержит использование субблока регистрации нагрузки, имеющий корпус, устройство уплотнителя, образованное в виде поршня, выравнивающего давление, и датчика нагрузки.
11. Система для регистрации нагрузок в скважине, содержащая: субблок нагрузки регистрации, имеющий сквозной канал для жидкости, при этом субблок регистрации нагрузки содержит: корпус; поршень, выравнивающий давление; и датчик нагрузки, в котором корпус и поршень, выравнивающий давление, функционируют вместе, чтобы изолировать датчики нагрузки от нежелательных эффектов нагрузки.
12. Система по п.11, в котором датчик нагрузки изолирован от нежелательных эффектов нагрузки, которые являются как внутренними, так и внешними, воздействующих на субблок регистрации нагрузки.
13. Система по п.11, в которой субблок регистрации нагрузки дополнительно содержит электронное устройство, разработанное для передачи данных нагрузки на поверхность в реальном масштабе времени через оптоволоконную телеметрию.
14. Система по п.11, в которой субблок регистрации нагрузки дополнительно содержит множество коммутаторов, установленных для передачи нагрузки на корпус от датчика нагрузки.
15. Система по п.11, в которой датчик нагрузки содержит датчик нагрузки, установленный в герметизированной воздушной камере и изолированный от воздействий радиальных и касательных сил, вызываемых давлением жидкости, накачиваемой по сквозному каналу через проход, и от осевых сил, вызванных гидростатическим давлением в скважине.
16. Система по п.11, в которой датчик нагрузки содержит датчик нагрузки, установленный в герметизированной воздушной камере и изолированный от воздействий нежелательных осевых сил.
17. Система по п.11, в которой датчик нагрузки содержит датчик нагрузки, установленный в герметизированной воздушной камере и изолированный от воздействий нежелательных сил нагрузки, возникающих в результате регулярных работ по свинчиванию инструмента.
18. Система по п.11, дополнительно содержащая трубчатый трубопровод, имеющий оптоволоконную линию связи, способную пропускать данные от субблока регистрации нагрузки на устройство управления, находящееся на поверхности.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US97321107P | 2007-09-18 | 2007-09-18 | |
| US60/973,211 | 2007-09-18 | ||
| US11/113,437 | 2008-05-01 | ||
| US12/113,437 | 2008-05-01 | ||
| US12/113,437 US8733438B2 (en) | 2007-09-18 | 2008-05-01 | System and method for obtaining load measurements in a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008137344A RU2008137344A (ru) | 2010-03-27 |
| RU2485308C2 true RU2485308C2 (ru) | 2013-06-20 |
Family
ID=40453232
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008137344/03A RU2485308C2 (ru) | 2007-09-18 | 2008-09-17 | Устройство и способ получения измеряемой нагрузки в буровой скважине |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8733438B2 (ru) |
| MX (1) | MX2008011530A (ru) |
| RU (1) | RU2485308C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2706046C2 (ru) * | 2015-03-09 | 2019-11-13 | Дженерал Электрик Компани | Способ и устройство для измерения при бурения |
Families Citing this family (53)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7617873B2 (en) | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| US8245793B2 (en) * | 2009-06-19 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining corrected weight-on-bit |
| US8985200B2 (en) | 2010-12-17 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensing shock during well perforating |
| US8397814B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-19 | Halliburton Energy Serivces, Inc. | Perforating string with bending shock de-coupler |
| WO2012148429A1 (en) | 2011-04-29 | 2012-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shock load mitigation in a downhole perforation tool assembly |
| US8397800B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating string with longitudinal shock de-coupler |
| US8393393B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coupler compliance tuning for mitigating shock produced by well perforating |
| US20120241169A1 (en) | 2011-03-22 | 2012-09-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool assemblies with quick connectors and shock mitigating capabilities |
| US9091152B2 (en) | 2011-08-31 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun with internal shock mitigation |
| EP2573316A1 (en) | 2011-09-26 | 2013-03-27 | Sercel | Method and Device for Well Communication |
| US9297228B2 (en) | 2012-04-03 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shock attenuator for gun system |
| US9038452B2 (en) * | 2012-07-11 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for measuring forces acting on a downhole tool |
| WO2014046655A1 (en) | 2012-09-19 | 2014-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforation gun string energy propagation management with tuned mass damper |
| US9598940B2 (en) | 2012-09-19 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforation gun string energy propagation management system and methods |
| US9926777B2 (en) | 2012-12-01 | 2018-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Protection of electronic devices used with perforating guns |
| US9909407B2 (en) * | 2013-05-17 | 2018-03-06 | Halliburton Manufacturing And Services Limited | Monitoring and transmitting wellbore data to surface |
| WO2015099634A2 (en) | 2013-06-20 | 2015-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Capturing data for physical states associated with perforating string |
| US9631446B2 (en) | 2013-06-26 | 2017-04-25 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
| US9523274B2 (en) * | 2013-07-02 | 2016-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Telemetry system and method of communicating through a tubular |
| US9416652B2 (en) | 2013-08-08 | 2016-08-16 | Vetco Gray Inc. | Sensing magnetized portions of a wellhead system to monitor fatigue loading |
| US9416648B2 (en) | 2013-08-29 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure balanced flow through load measurement |
| US9410419B2 (en) | 2013-09-26 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Device for measuring and transmitting downhole tension |
| GB2519376B (en) | 2013-10-21 | 2018-11-14 | Schlumberger Holdings | Observation of vibration of rotary apparatus |
| US9822628B2 (en) | 2013-10-23 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing element wear detection for wellbore devices |
| GB2535640B (en) | 2013-11-05 | 2020-08-19 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole position sensor |
| GB2537494B (en) | 2013-12-23 | 2020-09-16 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole signal repeater |
| GB2536817B (en) | 2013-12-30 | 2021-02-17 | Halliburton Energy Services Inc | Position indicator through acoustics |
| WO2015103571A1 (en) * | 2014-01-06 | 2015-07-09 | Schlumberger Canada Limited | System and methodology for determining forces acting on components |
| AU2014379654C1 (en) | 2014-01-22 | 2018-01-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote tool position and tool status indication |
| US9689758B2 (en) | 2014-05-07 | 2017-06-27 | Bode Energy Equipment Co., Ltd. | Solar battery wireless load cell |
| US9506751B2 (en) | 2014-08-25 | 2016-11-29 | Bode Energy Equipment Co., Ltd. | Solar battery wireless inclinometer |
| US9952073B2 (en) * | 2014-11-19 | 2018-04-24 | Bode Energy Equipment Co., Ltd. | Solar battery wireless integrated load cell and inclinometer |
| US9932815B2 (en) * | 2014-12-05 | 2018-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring tubing related equipment |
| WO2016105406A1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Near-bit gamma ray sensors in a rotating section of a rotary steerable system |
| US9977146B2 (en) * | 2015-02-19 | 2018-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gamma detection sensors in a rotary steerable tool |
| US9951602B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-04-24 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
| US9983076B2 (en) | 2015-08-18 | 2018-05-29 | Bode Energy Equipment Co., Ltd. | Solar battery wireless load cell adapter |
| WO2017039650A1 (en) * | 2015-09-02 | 2017-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining downhole forces using pressure differentials |
| CN105649604B (zh) * | 2015-12-30 | 2019-12-06 | 中国石油天然气集团公司 | 一种电极电路内置结构 |
| WO2017132272A1 (en) * | 2016-01-25 | 2017-08-03 | Impact Selector International, Llc | Downhole tension sensing apparatus |
| WO2017132287A1 (en) * | 2016-01-25 | 2017-08-03 | Impact Selector International, Llc | Downhole tension sensing apparatus |
| NZ746472A (en) * | 2016-02-26 | 2020-02-28 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Real-time tension, compression and torque data monitoring system |
| US11377937B2 (en) | 2017-04-19 | 2022-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method, and device for monitoring a parameter downhole |
| GB2575597B (en) * | 2017-06-16 | 2022-03-23 | Landmark Graphics Corp | Optimized visualization of loads and resistances for wellbore tubular design |
| WO2019078810A1 (en) * | 2017-10-16 | 2019-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | ENVIRONMENTAL COMPENSATION SYSTEM FOR DOWNHOLE OIL WELL TOOLS |
| US10704342B2 (en) | 2018-05-21 | 2020-07-07 | 2M-Tek, Inc. | Hydraulic actuator with integral torque turn monitoring |
| WO2021002830A1 (en) | 2019-06-30 | 2021-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated collar sensor for measuring performance characteristics of a drill motor |
| NO20211055A1 (en) | 2019-06-30 | 2021-09-03 | Halliburton Energy Services Inc | Integrated collar sensor for a downhole tool |
| NO20211056A1 (en) | 2019-06-30 | 2021-09-03 | Halliburton Energy Services Inc | Integrated collar sensor for measuring mechanical impedance of the downhole tool |
| NO20211057A1 (en) * | 2019-06-30 | 2021-09-03 | Halliburton Energy Services Inc | Integrated collar sensor for measuring health of a downhole tool |
| US11739629B2 (en) | 2019-07-31 | 2023-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Strain gauges for detecting deformations of a plate |
| CN112325761A (zh) * | 2019-07-31 | 2021-02-05 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 钻铤的弯曲的间接检测 |
| CN111927448B (zh) * | 2020-08-13 | 2024-01-12 | 辽宁工程技术大学 | 一种钻孔煤体破裂多参量测量装置 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1675546A1 (ru) * | 1989-05-24 | 1991-09-07 | М.Г.Эскин | Способ управлени режимами бурени |
| RU2208153C2 (ru) * | 2001-10-02 | 2003-07-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Система управления процессом бурения |
| US6662110B1 (en) * | 2003-01-14 | 2003-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling rig closed loop controls |
| EA200601070A1 (ru) * | 2002-04-19 | 2006-10-27 | Марк У. Хатчинсон | Способ и устройство для определения деструктивного крутящего момента на оборудовании низа бурильной колонны |
| RU58174U1 (ru) * | 2006-07-13 | 2006-11-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО РИТЭК) | Автоматизированная система управления режимом бурения |
Family Cites Families (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3022822A (en) * | 1960-04-11 | 1962-02-27 | Jersey Prod Res Co | Method of manipulating well tools |
| US3402601A (en) * | 1965-10-28 | 1968-09-24 | Schlumberger Technology Corp | Tension measuring device |
| US3855857A (en) * | 1973-05-09 | 1974-12-24 | Schlumberger Technology Corp | Force-measuring apparatus for use in a well bore pipe string |
| US3864968A (en) * | 1973-05-14 | 1975-02-11 | Schlumberger Technology Corp | Force-measuring apparatus for use in a well bore pipe string |
| US3968473A (en) * | 1974-03-04 | 1976-07-06 | Mobil Oil Corporation | Weight-on-drill-bit and torque-measuring apparatus |
| US4120198A (en) * | 1977-04-26 | 1978-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Weight-on-bit measuring apparatus |
| FR2439291A1 (fr) * | 1978-10-19 | 1980-05-16 | Inst Francais Du Petrole | Nouveau dispositif de mesure des contraintes s'appliquant a une garniture de forage en service |
| US4479564A (en) * | 1979-04-12 | 1984-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for monitoring drill string characteristics during drilling |
| US4269063A (en) * | 1979-09-21 | 1981-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole force measuring device |
| US4359898A (en) * | 1980-12-09 | 1982-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Weight-on-bit and torque measuring apparatus |
| US4515011A (en) * | 1983-05-06 | 1985-05-07 | Baker Oil Tools, Inc. | Torque transmitting and indicating device for well drilling apparatus |
| US4608861A (en) * | 1984-11-07 | 1986-09-02 | Macleod Laboratories, Inc. | MWD tool for measuring weight and torque on bit |
| DE3729792A1 (de) * | 1987-09-05 | 1989-03-16 | Sauer Achsenfab | Aufhaengung fuer fahrzeugradachse |
| US4805449A (en) * | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
| US4811597A (en) * | 1988-06-08 | 1989-03-14 | Smith International, Inc. | Weight-on-bit and torque measuring apparatus |
| US4958517A (en) * | 1989-08-07 | 1990-09-25 | Teleco Oilfield Services Inc. | Apparatus for measuring weight, torque and side force on a drill bit |
| US5386724A (en) * | 1993-08-31 | 1995-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Load cells for sensing weight and torque on a drill bit while drilling a well bore |
| DK0857249T3 (da) * | 1995-10-23 | 2006-08-14 | Baker Hughes Inc | Boreanlæg i lukket slöjfe |
| US6296066B1 (en) * | 1997-10-27 | 2001-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
| US6009216A (en) * | 1997-11-05 | 1999-12-28 | Cidra Corporation | Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors |
| US6547016B2 (en) * | 2000-12-12 | 2003-04-15 | Aps Technology, Inc. | Apparatus for measuring weight and torque on drill bit operating in a well |
| US6662645B2 (en) * | 2001-02-08 | 2003-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for measuring forces on well logging instruments |
| US7556105B2 (en) * | 2002-05-15 | 2009-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling assembly with electronics outside a non-rotating sleeve |
| US6684949B1 (en) * | 2002-07-12 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling mechanics load cell sensor |
| US20040045351A1 (en) * | 2002-09-05 | 2004-03-11 | Skinner Neal G. | Downhole force and torque sensing system and method |
| US7163065B2 (en) * | 2002-12-06 | 2007-01-16 | Shell Oil Company | Combined telemetry system and method |
| DE10306209A1 (de) * | 2003-02-13 | 2004-08-26 | Rieter Ingolstadt Spinnereimaschinenbau Ag | Vorrichtung mit einem Mikrowellenresonator für eine oder an einer Spinnereivorbereitungsmaschine |
| WO2004074630A1 (en) * | 2003-02-14 | 2004-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Downhole measurements during non-drilling operations |
| US6802215B1 (en) * | 2003-10-15 | 2004-10-12 | Reedhyealog L.P. | Apparatus for weight on bit measurements, and methods of using same |
| US7617873B2 (en) * | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| US7420475B2 (en) * | 2004-08-26 | 2008-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Well site communication system |
| JP4880887B2 (ja) * | 2004-09-02 | 2012-02-22 | 株式会社東芝 | 半導体発光装置 |
| US20060070734A1 (en) * | 2004-10-06 | 2006-04-06 | Friedrich Zillinger | System and method for determining forces on a load-bearing tool in a wellbore |
| WO2006071591A2 (en) | 2004-12-23 | 2006-07-06 | Ron Henson | Downhole impact sensing system and method of using the same |
-
2008
- 2008-05-01 US US12/113,437 patent/US8733438B2/en active Active
- 2008-09-09 MX MX2008011530A patent/MX2008011530A/es active IP Right Grant
- 2008-09-17 RU RU2008137344/03A patent/RU2485308C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-05-22 US US14/285,475 patent/US20140251602A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1675546A1 (ru) * | 1989-05-24 | 1991-09-07 | М.Г.Эскин | Способ управлени режимами бурени |
| RU2208153C2 (ru) * | 2001-10-02 | 2003-07-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Система управления процессом бурения |
| EA200601070A1 (ru) * | 2002-04-19 | 2006-10-27 | Марк У. Хатчинсон | Способ и устройство для определения деструктивного крутящего момента на оборудовании низа бурильной колонны |
| US6662110B1 (en) * | 2003-01-14 | 2003-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling rig closed loop controls |
| RU58174U1 (ru) * | 2006-07-13 | 2006-11-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО РИТЭК) | Автоматизированная система управления режимом бурения |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2706046C2 (ru) * | 2015-03-09 | 2019-11-13 | Дженерал Электрик Компани | Способ и устройство для измерения при бурения |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2008011530A (es) | 2009-04-15 |
| RU2008137344A (ru) | 2010-03-27 |
| US20090071645A1 (en) | 2009-03-19 |
| US20140251602A1 (en) | 2014-09-11 |
| US8733438B2 (en) | 2014-05-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2485308C2 (ru) | Устройство и способ получения измеряемой нагрузки в буровой скважине | |
| RU2169838C2 (ru) | Система контроля буровой скважины | |
| US4976142A (en) | Borehole pressure and temperature measurement system | |
| EP3556993B1 (en) | A borehole analysis method | |
| US7997340B2 (en) | Permanent downhole deployment of optical sensors | |
| CA2596410C (en) | Device for monitoring a drilling or coring operation and installation comprising such a device | |
| US8322433B2 (en) | Wired slip joint | |
| CA2522125A1 (en) | A system and method for determining forces on a load-bearing tool in a wellbore | |
| CN105264172A (zh) | 具有光纤的井下钻探最优化钻环 | |
| US9970286B2 (en) | Method and apparatus for permanent measurement of wellbore formation pressure from an in-situ cemented location | |
| WO2016023068A1 (en) | Monitoring of drilling parameters of drilling operations | |
| US4359899A (en) | Weight on drill bit measuring apparatus | |
| GB2110270A (en) | Drilling equipment and method | |
| US20130327138A1 (en) | Systems and Methods for Distributed Downhole Sensing Using a Polymeric Sensor System | |
| CN112901139B (zh) | 随钻测量装置 | |
| AU2010365399B2 (en) | Sensing shock during well perforating | |
| CA2634650C (en) | Permanent downhole deployment of optical sensors | |
| CN116398120A (zh) | 基于光纤传感技术的井下套管质量监测系统及监测方法 | |
| GB2458580A (en) | Device for monitoring a drilling or coring operation | |
| EP3924600A1 (en) | Drilling system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180918 |