RU2532499C1 - Measurement device of pipe profile of oil-and-gas wells - Google Patents
Measurement device of pipe profile of oil-and-gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2532499C1 RU2532499C1 RU2013133359/03A RU2013133359A RU2532499C1 RU 2532499 C1 RU2532499 C1 RU 2532499C1 RU 2013133359/03 A RU2013133359/03 A RU 2013133359/03A RU 2013133359 A RU2013133359 A RU 2013133359A RU 2532499 C1 RU2532499 C1 RU 2532499C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- housing
- levers
- measuring
- oil
- spring
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазовой промышленности, и может использоваться для замера профиля насосно-компрессорных и обсадных труб нефтегазовых скважин.The invention relates to mining, in particular to the oil and gas industry, and can be used to measure the profile of tubing and casing of oil and gas wells.
Известно устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины, содержащее оптический каверномер, последний включает оптический датчик, обеспечивающий ответ, коррелированный с внутренним размером ствола скважины. Оптический датчик соединен с оптическим волокном и содержит брегговскую решетку, включенную в участок оптического волокна и соединенную с механическим рычагом каверномера, находящимся в контакте со стенкой ствола скважины. Рычаг соединен с участком оптического волокна с помощью шарнирного соединения. Устройство содержит дополнительный рычаг, шарнирно соединенный с механическим рычагом и участком оптического волокна. (Патент RU №2353766 C2 на изобретение «Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины». - МПК: E21B 47/08. - 27.04.2009).A device is known for measuring the internal size of a wellbore, containing an optical caliper, the latter includes an optical sensor that provides a response that is correlated with the internal size of the wellbore. The optical sensor is connected to the optical fiber and contains a Bragg grating included in the optical fiber portion and connected to a mechanical caliper arm in contact with the borehole wall. The lever is connected to the optical fiber section by means of a swivel. The device comprises an additional lever pivotally connected to a mechanical lever and a portion of the optical fiber. (Patent RU No. 2353766 C2 for the invention “A device for measuring the internal size of a wellbore.” - IPC: E21B 47/08. - 04/27/2009).
Известен профилемер-дефектоскоп для исследования технического состояния обсадных колонн и насосно-компрессорных труб нефтегазовых скважин, содержащий электромагнитный дефектоскоп, размещенный между двумя центраторами, каждый из которых содержит корпус с шарнирно соединенными с ним и подпружиненными относительно него рычагами, и профилемер с преобразователем механического перемещения рычагов в электрический сигнал. Профилемер совмещен с одним из центраторов с рычагами, отслеживающими неровности стенок скважины, и содержит постоянные магниты, установленные на рычагах центратора, и датчик Холла, расположенный на оси дефектоскопа внутри корпуса центратора, выполненного из немагнитного материала, и измеряющий суммарную магнитную индукцию поля постоянных магнитов, последние установлены в середине диаметрально противоположных рычагов. Оси постоянных магнитов в сложенном состоянии рычагов перпендикулярны оси дефектоскопа. Ось наибольшей чувствительности датчика Холла направлена перпендикулярно оси дефектоскопа и находится в единой плоскости с осями магнитов. Датчик Холла электрически связан с электронной схемой дефектоскопа, обеспечивающего прием и обработку сигналов от датчика Холла и передачу их на поверхность. (Патент RU №2440493 C1 на изобретение «Профилемер-дефектоскоп для исследования технического состояния обсадных колонн и насосно-компрессорных труб нефтегазовых скважин». - МПК: E21B 47/08, G01N 27/82. - 20.01.2012). Недостатком известных изобретений является сложность конструкции и ограниченные технологические возможности применения.Known profiler-flaw detector for studying the technical condition of casing strings and tubing of oil and gas wells, containing an electromagnetic flaw detector placed between two centralizers, each of which contains a housing with levers pivotally connected to it and levers relative to it, and a profiler with a converter for mechanical movement of levers into an electrical signal. The profiler is combined with one of the centralizers with levers that track the irregularities of the walls of the well, and contains permanent magnets mounted on the levers of the centralizer, and a Hall sensor located on the axis of the flaw detector inside the centralizer body made of non-magnetic material, and measuring the total magnetic induction of the field of permanent magnets, the latter are installed in the middle of diametrically opposed levers. The axis of the permanent magnets in the folded state of the levers is perpendicular to the axis of the flaw detector. The axis of the highest sensitivity of the Hall sensor is directed perpendicular to the axis of the flaw detector and is in the same plane with the axes of the magnets. The Hall sensor is electrically connected to the electronic circuit of the flaw detector, which provides reception and processing of signals from the Hall sensor and their transmission to the surface. (Patent RU No. 2440493 C1 for the invention "Profiler-flaw detector for studying the technical condition of casing strings and tubing of oil and gas wells." - IPC: E21B 47/08, G01N 27/82. - 20.01.2012). A disadvantage of the known inventions is the complexity of the design and limited technological possibilities of application.
Известен скважинный профилемер, содержащий корпус с шарнирно соединенными с ним несколькими независимыми кинематическими подвижными парами шарнирно соединенных между собой измерительных рычагов, подпружиненных относительно корпуса, и вспомогательных рычагов, оснащенных опорными роликами контакта с внутренней поверхностью измеряемой трубы, размещенными равномерно по окружности наружной поверхности корпуса. Каждый измерительный рычаг с помощью подвижного шарнира, установленного в пазу измерительного рычага, соединен со своим вспомогательным рычагом, шарнирно закрепленным на наружной поверхности корпуса, и связан со своим преобразователем механического перемещения в электрический сигнал, выполненный в виде магнитометра с постоянным магнитом. Каждый измерительный рычаг подпружинен кинематической связью с торсионом, установленным вдоль продольной оси корпуса. На подвижном торце торсиона закреплен постоянный магнит и на одной оси с ним установлен магниточувствительный элемент преобразователя механического перемещения в электрический сигнал. (Патент RU №2213219 С1 на изобретение «Скважинный профилемер». - МПК: E21B 47/08. - 27.09.2003). Данное изобретение принято за прототип.A well-known profilometer comprising a housing with several independent kinematic movable couples pivotally connected to it by measuring arms pivotally connected to each other, spring-loaded relative to the housing, and auxiliary arms equipped with support rollers of contact with the inner surface of the measured pipe, placed uniformly around the circumference of the outer surface of the housing. Each measuring lever using a movable hinge installed in the groove of the measuring lever is connected to its auxiliary lever, pivotally mounted on the outer surface of the housing, and is connected with its transducer of mechanical movement into an electrical signal, made in the form of a magnetometer with a permanent magnet. Each measuring arm is spring-loaded with kinematic coupling with a torsion bar mounted along the longitudinal axis of the housing. A permanent magnet is fixed on the moving end of the torsion bar and a magnetically sensitive element of the transducer of mechanical displacement into an electrical signal is mounted on the same axis with it. (Patent RU No. 2213219 C1 for the invention "Downhole profiler." - IPC: E21B 47/08. - 09/27/2003). This invention is taken as a prototype.
Недостатком известного скважинного профилемера, принятого за прототип, является сложность конструкции и ограниченные технологические возможности при нахождении в скважинной трубе колонны насосно-компрессорных труб, требующих их удаления из скважины.A disadvantage of the known borehole profiler, adopted for the prototype, is the design complexity and limited technological capabilities when there are columns of tubing in the borehole pipe that require removal from the borehole.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является сокращение трудоемкости замера профиля труб нефтегазовых скважин путем расширения технологических возможностей.The main task to be solved by the claimed invention is directed is to reduce the complexity of measuring the profile of pipes of oil and gas wells by expanding technological capabilities.
Техническим результатом является сокращение трудоемкости замера профиля труб нефтегазовых скважин путем расширения технологичности устройства.The technical result is to reduce the complexity of measuring the profile of oil and gas pipes by expanding the manufacturability of the device.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве для замера профиля труб нефтегазовых скважин, содержащем корпус, кинематические подвижные пары из шарнирно соединенных измерительных и вспомогательных рычагов, расположенные вокруг наружной поверхности и подпружиненные относительно корпуса, снабженные опорными роликами для контакта с внутренней стенкой трубы, функционально соединенные с измерительным преобразователем линейного перемещения измерительных рычагов в электрический сигнал, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that in the known device for measuring the profile of pipes of oil and gas wells containing a housing, kinematic movable pairs of articulated measuring and auxiliary levers located around the outer surface and spring-loaded relative to the housing, equipped with support rollers for contact with the inner wall of the pipe, functionally connected to the measuring transducer of linear displacement of the measuring levers into an electrical signal, as proposed technical solution
корпус состоит из двух идентичных частей, выполненных из немагнитного материала и герметично соединенных между собой, и на каждой части корпуса установлены диаметрально противоположные кинематические подвижные пары, функционально связанные со своими преобразователями линейного перемещения измерительных рычагов в электрический сигнал, выполненными в виде цилиндрических катушек индуктивности, размещенных внутри каждой части корпуса, и втулок, выполненных из ферромагнитного материала и подвижно установленных снаружи частей корпуса в зоне действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности, шарнирно соединенных с концами измерительных рычагов и подпружиненных в направлении кинематических подвижных пар до упора в буртики, выполненные на каждой части корпуса, ограничивающие линейные перемещения ферромагнитных втулок на длине обмотки цилиндрических катушек индуктивности при взаимодействии пружин и измерительных рычагов, при этом цилиндрические катушки индуктивности электрически связаны с блоком электроники, размещенным внутри герметичного корпуса, измеряющим суммарную напряженность магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности и намагниченности ферромагнитных втулок с возможностью преобразования возбуждаемой эдс в электрические сигналы и передачи их по геофизическому кабелю на поверхность скважины, а вспомогательные рычаги шарнирно соединены с кольцами, подвижно установленными снаружи частей корпуса и подпружиненными в направлении кинематических подвижных пар до упора во вторые буртики, выполненные на каждой части корпуса, ограничивающие возвратно-поступательные перемещения колец при взаимодействии вспомогательных рычагов и вторых пружин, причем с допустимым начальным усилием сжатия, превышающим допустимое конечное усилие сжатия ранее упомянутых первых пружин;the housing consists of two identical parts made of non-magnetic material and hermetically connected to each other, and diametrically opposite kinematic movable pairs are installed on each part of the housing, functionally connected with their transducers of linear displacement of the measuring levers into an electrical signal, made in the form of cylindrical inductors placed inside each part of the case, and bushings made of ferromagnetic material and movably mounted outside the parts of the case in the magnetic field of the cylindrical inductors, pivotally connected to the ends of the measuring levers and spring-loaded in the direction of the kinematic movable pairs until they stop in the shoulders, made on each part of the housing, limiting the linear movement of the ferromagnetic bushings along the length of the winding of the cylindrical inductors during the interaction of the springs and measuring levers wherein the cylindrical inductors are electrically connected to an electronics unit located inside the sealed enclosure, measuring the total magnetic field strength of cylindrical inductors and magnetization of ferromagnetic bushings with the possibility of converting the excited emf into electrical signals and transmitting them via a geophysical cable to the surface of the well, and the auxiliary levers are pivotally connected to rings movably mounted outside the body parts and spring-loaded in the direction of the kinematic moving pairs all the way into the second beads made on each part of the body, limiting the reciprocating the movement of the rings in the interaction of the auxiliary levers and the second springs, and with a permissible initial compression force exceeding the permissible final compression force of the previously mentioned first springs;
диаметрально противоположные кинематические подвижные пары расположены на обеих частях корпуса в перпендикулярных друг другу плоскостях, пересекающихся вдоль центральной оси корпуса.diametrically opposite kinematic movable pairs are located on both parts of the housing in planes perpendicular to each other, intersecting along the central axis of the housing.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного устройства для замера профиля труб нефтегазовых скважин, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogs characterized by sets of features identical to all the features of the claimed device for measuring the profile of oil and gas pipes. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии и использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be implemented at any engineering enterprise from well-known materials and accepted technology and used in oil and gas wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
На фиг.1 схематично показан общий вид устройства для замера профиля труб нефтегазовых скважин.Figure 1 schematically shows a General view of a device for measuring the profile of pipes of oil and gas wells.
Устройство для замера профиля труб нефтегазовых скважин содержит немагнитный корпус 1, который состоит из двух идентичных частей, выполненных из немагнитного материала и последовательно соединенных между собой, например, муфтой 2. На каждой из частей корпуса 1 вокруг наружной поверхности установлены диаметрально противоположные кинематические подвижные пары шарнирно соединенных измерительных рычагов 3 и вспомогательных рычагов 4, оснащенные опорными роликами 5 для контакта с внутренней стенкой трубы. Кинематические подвижные пары расположены на обеих частях корпуса 1 в перпендикулярных друг другу плоскостях, пересекающихся вдоль центральной оси 6 корпуса 1. Измерительные рычаги 3 кинематических подвижных пар функционально соединены со своими преобразователями линейного перемещения в электрический сигнал, выполненными в виде цилиндрических катушек индуктивности 7, размещенных внутри каждой части корпуса 1, и втулок 8, изготовленных из ферромагнитного материала и подвижно установленных снаружи немагнитных частей корпуса 1 в зоне действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7. Ферромагнитные втулки 8 шарнирно соединены с концами измерительных рычагов 3 и подпружинены в направлении кинематических подвижных пар до упора в буртики 9, выполненные на каждой части корпуса 1, ограничивающие линейные перемещения ферромагнитных втулок 8 на длине обмотки цилиндрических катушек индуктивности 7 при взаимодействии пружин 10 и измерительных рычагов 3. Цилиндрические катушки индуктивности 7 электрически связаны с блоком электроники 11, размещенным внутри герметичного корпуса 1, измеряющим суммарную напряженность магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7 и намагниченности ферромагнитных втулок 8 с возможностью преобразования возбуждаемой эдс в электрические сигналы и передачи их на поверхность скважины по геофизическому кабелю 12, герметично закрепленному в корпусе 1.The device for measuring the profile of oil and gas pipes contains a
Вспомогательные рычаги 4 шарнирно соединены с кольцами 13, подвижно установленными снаружи частей корпуса 1 и подпружиненными в направлении кинематических подвижных пар до упора во вторые буртики 14, выполненные на каждой части корпуса 1, ограничивающие возвратно-поступательные перемещения колец 13 при взаимодействии вспомогательных рычагов 4 и вторых пружин 15, последние выполнены с допустимым начальным усилием сжатия, превышающим допустимое конечное усилие сжатия первых пружин 10 измерительными рычагами 3 через ферромагнитные втулки 8. Головная часть корпуса 1 снабжена головкой 16 с буртиком для упора пружины 15.
Предложенное устройство для замера профиля труб нефтегазовых скважин работает следующим образом.The proposed device for measuring the profile of pipes of oil and gas wells works as follows.
Замеры внутреннего профиля поперечного сечения исследуемых насосно-компрессорных и скважинных труб могут осуществляться как раздельно, так и последовательно, как при спуске в скважину, так и при подъеме устройства из скважины. При исследовании профиля насосно-компрессорной или скважинной трубы опорные ролики 5, подвижно установленные на осях шарнирных соединений измерительных рычагов 3 и вспомогательных рычагов 4 последовательно сжимаются в направлении частей корпуса 1 до размера, несколько меньшего внутреннего профиля исследуемой трубы, затем устройство головкой 16 вставляется во внутреннюю полость трубы и на геофизическом кабеле 12 спускается вниз по трубе. В результате подпружинивания диаметрально противоположных кинематических подвижных пар с помощью пружин 10 и ферромагнитных втулок 8, шарнирно соединенных с концами измерительных рычагов 3, в направлении буртиков 9, ограничивающих линейные перемещения ферромагнитных втулок 8 на длине обмотки цилиндрических катушек индуктивности 7, опорные ролики 5 прижимаются к стенке исследуемой трубы. При этом кольца 13, шарнирно соединенные со вспомогательными рычагами 4 кинематических подвижных пар, прижаты к буртикам 14 пружинами 15, вследствие того, что они выполнены с допустимым начальным усилием сжатия, превышающим допустимое конечное усилие сжатия первых пружин 10 измерительными рычагами 3 через ферромагнитные втулки 8. В таком положении устройство спускается на вращаемых опорных роликах 5 в интервал исследования профиля поперечного сечения трубы. При изменении профиля трубы в перпендикулярных друг другу плоскостях, пересекающихся вдоль центральной оси 6 корпуса 1, меняется положение шарнирных соединений совместно с опорными роликами 5 относительно центральной оси 6. Через измерительные рычаги 3 меняется угол α кинематических подвижных пар, происходят линейные перемещения ферромагнитных втулок 8 в зоне действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7, что вызывает пропорциональные изменения напряженности магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7 и намагниченности ферромагнитных втулок 8. Блок электроники 11, размещенный внутри корпуса 1, измеряет суммарную напряженность магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7 и намагниченности ферромагнитных втулок 8, осуществляет соответствующее преобразование возбуждаемой эдс в электрические сигналы и передает их по геофизическому кабелю 12 на поверхность скважины.Measurements of the internal cross-sectional profile of the studied tubing and borehole pipes can be carried out both separately and sequentially, both when lowering into the well and when lifting the device from the well. When examining the profile of the tubing or borehole pipe, the
В случае необходимости замера профиля поперечного сечения скважинной трубы в интервале, расположенном ниже насосно-компрессорной трубы, опорные ролики 5 последовательно сжимаются в направлении частей корпуса 1 до размера, несколько меньшего внутреннего диаметра насосно-компрессорной трубы, затем устройство головкой 16 вставляется в ее внутреннюю полость и на геофизическом кабеле 12 спускается по насосно-компрессорной трубе в зону исследования скважинной трубы. Вспомогательные рычаги 4, шарнирно соединенные с подпружиненными кольцами 13, служат для надежного спуска устройства в скважинную трубу исключения возможности поломки измерительных рычагов 3. В результате подпружинивания диаметрально противоположных кинематических подвижных пар с помощью ферромагнитных втулок 8, шарнирно соединенных с концами измерительных рычагов 3, с увеличением угла α кинематических подвижных пар, пружины 10 полностью сжимаются, кольца 13, шарнирно соединенные со вспомогательными рычагами 4 кинематических подвижных пар, последними отжимаются от буртиков 14, сжимая пружины 15. В таком положении устройство спускается на вращаемых опорных роликах 5 через колонну насосно-компрессорных труб в интервал исследования профиля поперечного сечения скважинной трубы. С выходом устройства из колонны насосно-компрессорных труб под воздействием сначала пружин 15, а затем и пружин 10, при этом кинематические подвижные пары раздвигаются, уменьшая угол α, в результате опорные ролики 5 прижимаются к стенке скважинной трубы, ферромагнитные втулки 8 под воздействием пружин 10 возвращаются в зону действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7 и на поверхность скважины поступает информация об открытии кинематических подвижных пар. Замер профиля поперечного сечения скважинной трубы осуществляется описанным выше способом.If it is necessary to measure the profile of the cross section of the borehole pipe in the interval located below the tubing, the
Удаление устройства по колонне насосно-компрессорных труб осуществляется с помощью геофизического кабеля 12. При этом торец насосно-компрессорной трубы давит на измерительные рычаги 3, последние нажимают на вспомогательные рычаги 4, тем самым прижимают опорные ролики 5 к частям корпуса 1, увеличивая угол α кинематических подвижных пар, тем самым сжимая пружины 10 и 15. При входе в полость колонны насосно-компрессорных труб, пружины 15 полностью разжимаются, сжимая пружины 10. Опорные ролики 5 входят в полость труб, прижимаются к стенке насосно-компрессорных труб и на вращаемых опорных роликах 5 удаляется на поверхность скважины. Это дает возможность мягко без заклинивания складывать рычаги 3 и 4 при сужении диаметров скважинных труб.The device is removed along the tubing string using a
Предлагаемое устройство для замера профиля труб нефтегазовых скважин может быть использовано для замера профиля поперечного сечения труб в горизонтальных и условно горизонтальных скважинах без дополнительного удаления из них насосно-компрессорных труб, что повышает технологичность эксплуатации нефтегазовых скважинThe proposed device for measuring the profile of pipes of oil and gas wells can be used to measure the profile of the cross section of pipes in horizontal and conventionally horizontal wells without additional removal of tubing from them, which increases the manufacturability of oil and gas wells
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013133359/03A RU2532499C1 (en) | 2013-07-17 | 2013-07-17 | Measurement device of pipe profile of oil-and-gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013133359/03A RU2532499C1 (en) | 2013-07-17 | 2013-07-17 | Measurement device of pipe profile of oil-and-gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2532499C1 true RU2532499C1 (en) | 2014-11-10 |
Family
ID=53382388
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013133359/03A RU2532499C1 (en) | 2013-07-17 | 2013-07-17 | Measurement device of pipe profile of oil-and-gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2532499C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110346832A (en) * | 2019-08-20 | 2019-10-18 | 中国地震局地震预测研究所 | A kind of cascade unit and device for subsurface measuring |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421853A1 (en) * | 1986-11-28 | 1988-09-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Deep-well profile gauge |
| RU2213219C1 (en) * | 2002-08-28 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие по геофизическим работам, строительству и заканчиванию скважин "Герс" | Borehole geometry tool |
| US20040094303A1 (en) * | 1998-11-19 | 2004-05-20 | Brockman Mark W. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
| RU2418148C1 (en) * | 2007-06-05 | 2011-05-10 | Халлибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Expanding tool of borehole drilling column |
-
2013
- 2013-07-17 RU RU2013133359/03A patent/RU2532499C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421853A1 (en) * | 1986-11-28 | 1988-09-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Deep-well profile gauge |
| US20040094303A1 (en) * | 1998-11-19 | 2004-05-20 | Brockman Mark W. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
| RU2213219C1 (en) * | 2002-08-28 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие по геофизическим работам, строительству и заканчиванию скважин "Герс" | Borehole geometry tool |
| RU2418148C1 (en) * | 2007-06-05 | 2011-05-10 | Халлибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Expanding tool of borehole drilling column |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110346832A (en) * | 2019-08-20 | 2019-10-18 | 中国地震局地震预测研究所 | A kind of cascade unit and device for subsurface measuring |
| CN110346832B (en) * | 2019-08-20 | 2024-03-26 | 中国地震局地震预测研究所 | Cascade device and underground measuring instrument |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DK2064413T3 (en) | DEVICE AND PROCEDURE FOR DETECTING AN ANOMALY IN A COLLECTION OF A FIRST AND SECOND ITEM | |
| RU2405932C2 (en) | Methods and devices for communication through casing string | |
| US8484858B2 (en) | Wall contact caliper instruments for use in a drill string | |
| US20090078413A1 (en) | Wireless casing collar locator | |
| US8079414B2 (en) | Electromagnetic free point tool and methods of use | |
| US10767470B2 (en) | Inspection of wellbore conduits using a distributed sensor system | |
| US8322433B2 (en) | Wired slip joint | |
| RU2004133861A (en) | DEVICE, WELL SENSOR AND METHOD FOR MEASURING LOAD OPERATING A WELL DRILLING TOOL | |
| US20030052670A1 (en) | Non-invasive detectors for wells | |
| RU2532499C1 (en) | Measurement device of pipe profile of oil-and-gas wells | |
| US2518663A (en) | Tube calipering and recording mechanism | |
| US11512589B2 (en) | Downhole strain sensor | |
| CN202101971U (en) | Electromagnetic flaw detector | |
| US11815352B2 (en) | Apparatus and method for determining borehole size with a borehole imaging tool | |
| CN202421128U (en) | High-resolution electromagnetic flaw inspection combination instrument | |
| RU2440493C1 (en) | Four-arm caliper- flaw detector for investigation of technical state of casing pipes and tubing strings of oil-gas wells | |
| CN201068793Y (en) | Large wellbore magnetic positioning logging tool | |
| CN108051499B (en) | Workover oil pipe on-line measuring device | |
| CN210572115U (en) | Casing damage detection device and system based on transient electromagnetic emission array | |
| RU2410538C2 (en) | Device to examine technical condition of ferromagnetic pipes | |
| CN105298468A (en) | Pressure bearing connector of well logging instrument | |
| RU2752406C1 (en) | Apparatus for measuring vibration of a downhole tool | |
| CN110552683A (en) | Pressure-bearing fully-sealed bailing well bailing supervision and production meter | |
| US11965417B2 (en) | Magnetic sensor assembly having a non-flat shape plug for cement slurry sensing | |
| US20240084648A1 (en) | Distributed sensing with tubing encased conductors (tec) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170718 |