RU2635146C2 - Устройство для распознавания соединительной муфты внутри конструкции нефтяной скважины и соответствующий способ - Google Patents
Устройство для распознавания соединительной муфты внутри конструкции нефтяной скважины и соответствующий способ Download PDFInfo
- Publication number
- RU2635146C2 RU2635146C2 RU2015110100A RU2015110100A RU2635146C2 RU 2635146 C2 RU2635146 C2 RU 2635146C2 RU 2015110100 A RU2015110100 A RU 2015110100A RU 2015110100 A RU2015110100 A RU 2015110100A RU 2635146 C2 RU2635146 C2 RU 2635146C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sensor
- coil
- ferromagnetic
- blind holes
- central
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title 1
- 230000005294 ferromagnetic effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000003302 ferromagnetic material Substances 0.000 claims description 4
- 229910000623 nickel–chromium alloy Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910001004 magnetic alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 235000017899 Spathodea campanulata Nutrition 0.000 description 1
- 244000188014 Spathodea campanulata Species 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 229910001026 inconel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N neodymium atom Chemical compound [Nd] QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001172 neodymium magnet Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 229910000938 samarium–cobalt magnet Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
- G01B7/00—Measuring arrangements characterised by the use of electric or magnetic techniques
- G01B7/12—Measuring arrangements characterised by the use of electric or magnetic techniques for measuring diameters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/061—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
- E21B47/085—Measuring diameters or related dimensions at the borehole using radiant means, e.g. acoustic, radioactive or electromagnetic
-
- 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
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
- E21B47/092—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes by detecting magnetic anomalies
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/08—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
- Measurement Of Length, Angles, Or The Like Using Electric Or Magnetic Means (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
Abstract
Изобретение в целом относится к бурению скважин, и в частности к способу и устройству для распознавания трубного соединения внутри конструкции скважины. Система для обнаружения соединения труб внутри конструкции скважинного ствола содержит устройство, соединяемое в линию с конструкцией скважины. В устройстве имеется центральный сквозной канал, при этом оно содержит множество глухих отверстий, идущих в радиальном направлении внутрь от наружной поверхности. Система дополнительно содержит по меньшей мере одно ферромагнитное устройство, размещенное внутри одного из нескольких глухих отверстий, причем каждое из ферромагнитных устройств имеет магнит, находящийся на ее конце, и по меньшей мере один датчик, размещаемый внутри одной из по меньшей мере одной втулок. По меньшей мере один датчик, связанный с указанным по меньшей мере одним ферромагнитным устройством. При этом указанный датчик выполнен с возможностью выдачи сигнала, представляющего ширину металлического объекта, расположенного внутри центрального канала. Система может также содержать дисплей, выполненный с возможностью приема выходного сигнала от по меньшей мере одного датчика и отображения для пользователя выходного сигнала, указывающего ширину металлического объекта в центральном канале. 19 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к бурению скважин и в частности - к способу и устройству для распознавания трубного соединения внутри конструкции скважины.
Уровень техники
При добыче углеводородов скважина может быть образована наружной обсадной колонной, которая расположена внутри ствола скважины и, опционально, может быть окружена цементом. В скважине может также находиться буровой снаряд или эксплуатационная колонна для выполнения работ или добычи из скважины. Учитывая возможность возникновения высоких давлений в скважине из-за углеводородов, извлекаемых из продуктивного пласта, для изоляции и контроля доступа к скважине используют многочисленные типы запорных клапанов, катушек и другой арматуры, такой как - в качестве неограничивающего примера - фонтанная елка, как ее обычно называют, или комплекс спускоподъемного оборудования для ремонта скважины под давлением.
Конструкция скважины может включать в себя запорные клапаны для перекрытия или иной полной или частичной изоляции устьевого отверстия скважины по необходимости пользователя. В частности, обычной конструкцией, используемой в качестве таких клапанов, являются трубные плашки, в которых применяется пара противоположных плашек с возможностью перемещения в плоскости, перпендикулярной стволу скважины. Плашки могут перемещаться вдоль плоскости под действием поршней или аналогичных устройств, при этом они выполнены с возможностью перемещения за пределы центрального прохода скважины или прижатия друг к другу с целью изоляции скважины. Плашки могут быть глухого или срезного типа для полной изоляции скважины, или трубного типа, где каждая из двух плашек содержит полукруглое отверстие, размер которого позволяет пропускать через него трубу, когда две плашки прижаты друг к другу. Такие трубные плашки обычно используют в комплексе спускоподъемного оборудования для ремонта скважины под давлением с целью заделки по периметру бурильной или эксплуатационной колонны и изоляции скважины ниже трубной плашки от окружающей среды, что позволяет оставлять в скважине бурильную или эксплуатационную колонну, либо извлекать или вводить ее в скважину.
Одна из трудностей, связанных с обычными углеводородными скважинами, состоит в сложности определения мест соединения на буровом снаряде или эксплуатационной колонне. Такие колонны (снаряды) обычно образуются множеством труб, концы которых соединяют друг с другом с помощью резьбовых соединительных устройств. Обычно такие резьбовые соединительные устройства располагаются на каждом конце и содержат увеличенные части трубы, усиленные таким образом, чтобы создать более прочную секцию трубы большего размера, зажимаемую инструментами и т.п. Такие замковые соединения имеют большее поперечное сечение, чем остальная часть трубы. Недостатком является то, что такие увеличенные диаметры замковых соединений могут препятствовать надежному функционированию трубных плашек при попытке закрыть трубную плашку в месте нахождения такого замкового соединения, или при извлечении или введении трубы, когда по меньшей одна из плашек установлена, чтобы удерживать давление. Такая операция, обычно называемая спуском/подъемом под давлением, может создать риск втягивания или вталкивания замкового соединения в закрытую трубную плашку, что приводит к повреждению трубы и/или трубной плашки.
Сущность изобретения
Согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения раскрыта система для определения наружного диаметра металлического объекта внутри конструкции скважины. Система содержит катушку, соединяемую в линию с конструкцией скважины. В устройстве имеется центральный сквозной канал, идущий вдоль центральной оси, соответствующей центральному каналу конструкции скважины, и наружная поверхность, при этом катушка содержит множество глухих отверстий, идущих радиально внутрь от наружной поверхности. Система дополнительно содержит по меньшей мере одно ферромагнитное устройство, находящееся внутри одного из нескольких глухих отверстий и имеющее магнит, находящийся на его конце, и по меньшей мере один датчик, связанный с по меньшей мере одним ферромагнитным устройством, при этом по меньшей мере один датчик выполнен с возможностью выдачи сигнала, представляющего диаметр металлического объекта, расположенного внутри центрального канала.
Магниты могут включать в себя магниты из редкоземельных металлов. Магниты также могут включать в себя электромагниты. Ферромагнитное устройство может включать в себя втулку. Ферромагнитное устройство также может включать в себя сплошной цилиндр. Магнит может располагаться на конце ферромагнитного устройства, ближнем к центральному каналу катушки. Магнит также может располагаться на конце ферромагнитного устройства, удаленном от центрального канала катушки.
Датчик может располагаться на конце ферромагнитного устройства, ближнем к центральному каналу катушки. Датчик может находиться внутри втулки.
Катушка может содержать некоторое количество соединительных отверстий, проходящих через катушку параллельно ее центральной оси. Между соединительными отверстиями могут располагаться глухие отверстия. Катушка может быть выполнена из, по существу, немагнитного сплава. Катушка может быть выполнена из сплава на хромоникелевой основе. Каждый из по меньшей мере одного датчика может представлять собой датчик, работающий на эффекте Холла.
По меньшей мере одна пара глухих отверстий может соединяться друг с другом соединительными стержнем. Первая пара глухих отверстий может располагаться на противоположных сторонах корпуса. Соединительный стержень может включать в себя трубчатый элемент, проходящий между втулками по меньшей мере одной пары глухих отверстий. Соединительный стержень включать в себя сплошной элемент, проходящий между втулками по меньшей мере одной пары глухих отверстий. Соединительный стержень может быть выполнен из ферромагнитного материала.
Система может дополнительно содержать дисплей, выполненный с возможностью приема выходного сигнала от по меньшей мере одного датчика и отображения для пользователя выходного сигнала, указывающего ширину металлического объекта в центральном канале.
Другие аспекты и признаки настоящего изобретения будут понятны специалистам после ознакомления со следующим описанием конкретных вариантов осуществления изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи.
Краткое описание чертежей
На чертежах, иллюстрирующих варианты осуществления настоящего изобретения, одинаковые номера позиций обозначают соответствующие части на каждом виде.
На фиг. 1 показан вид в поперечном разрезе верхней части ствола скважины, содержащего наружную обсадную колонну и расположенную в ней эксплуатационную колонну с устройством для обнаружения местоположения трубного соединения.
На фиг. 2 показан вид в аксонометрии устройства для обнаружения местоположения трубного соединения согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 3 показано изображение в разобранном виде устройства для обнаружения местоположения трубного соединения согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 4 показан вид в разрезе по линии 4-4 устройства, представленного на фиг. 3.
На фиг. 5 показан вид в разрезе по линии 5-5 устройства, представленного на фиг. 3.
На фиг. 6 показан выходной сигнал на дисплее, изображающий напряжение, формируемое датчиком устройства, представленного на фиг. 3, при прохождении мимо него замкового соединения труб.
На фиг. 7 показан вид в разрезе по линии 5-5 альтернативного варианта осуществления устройства для обнаружения местоположения трубного соединения.
Подробное раскрытие изобретения
Как показано на фиг. 1, скважинный узел, расположенный внутри ствола 8 скважины грунтового пласта 6, обозначен в целом позицией 10. Скважинный узел содержит обсадную колонну 12 с верхним фланцем 14, прикрепляемым к трубной плашке 16 или любому другому необходимому устройству на устье скважины. Следует понимать, что устройство согласно настоящему изобретению может располагаться в любом месте внутри скважины, таком как, в качестве неограничивающего примера, обсадная колонна, комплекс спускоподъемного оборудования для ремонта скважины под давлением, противовыбросовый превентор или любое другое скважинное оборудование. Следует также понимать, что, хотя для ясности на фиг. 1. изображена только одна трубная плашка, на многих изображениях будет показано больше одного компонента устьевого оборудования. Как показано на фиг. 1, скважинный узел содержит устройство для обнаружения местоположения трубного соединения согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения, обозначенное в целом позицией 20, и один или несколько из таких элементов, как верхняя труба, скважинный компонент или другое оборудование 18, расположенное над ним. Эксплуатационная колонна или буровой снаряд 15 помещается внутри обсадной колонны и содержит множество замковых (трубных) соединений 17, расположенных вдоль него.
Устройство 20 обнаруживает присутствие замкового соединения 17 и выдает на дисплей 80 сигнал, указывающий пользователю, что замковое соединение 17 расположено в пределах устройства 20, чтобы позволить пользователю продвинуть вперед эксплуатационную колонну или буровой снаряд 15 внутри обсадной колонны 12 на заданное расстояние и, тем самым, избежать зацепления между одной из трубных плашек 16 или других устьевых устройств и замковым соединением.
Как показано на фиг. 2, устройство 20 содержит корпус 22 с множеством отверстий 40 для датчиков, каждое из которых выполнено с возможностью введения втулки и находящегося в ней датчика. Корпус 22 представляет собой круговую или кольцеобразную катушку, имеющую внутреннюю и наружную поверхности 24 и 26, соответственно, и проходящую между верхней и нижней поверхностями 28 и 30, соответственно. Как показано на фиг. 1, внутренняя и наружная поверхности 24 и 26 являются, по существу, цилиндрическими относительно центральной оси 32 катушки 22. Внутренняя поверхность 24 ограничивает сквозной центральный проход 34, размеры и форма которого могут быть выбраны в соответствии с внутренней частью обсадной колонны 12. Как показано на фиг. 2 и фиг. 4, верхняя и нижняя поверхности, по существу, лежат в плоскости, перпендикулярной к оси 32, и, опционально, могут содержать канавку 35 для уплотнения, проходящую кольцеобразно по их периметру для монтажа уплотнения, известного из уровня техники.
Катушка 22 содержит множество болтовых отверстий 36, проходящих сквозь нее между верхней и нижней поверхностями 28 и 30 вдоль оси, параллельной центральной оси 32. Болтовые отверстия 36 используются для введения через них крепежных элементов, таких как болты 38, как показано на фиг. 1, для крепления катушки в продольном направлении к другим компонентам скважинного узла 10 в соответствии со способами, известными из уровня техники.
Катушка 22 содержит также отверстия 40 для датчиков, входящие в нее со стороны наружной поверхности 26. Как показано на чертеже, отверстия 40 для датчиков включают в себя глухие отверстия, заканчивающиеся внутри катушки на расстоянии, меньшем, чем расстояние от наружной поверхности 26 до внутренней поверхности 24. Таким образом, отверстие 40 для датчика будет сохранять защитную стенку, обозначаемую в целом позицией 42 на фиг. 4, между отверстием 40 для датчика и центральным проходом 34, с целью сохранения изоляции, обеспечиваемой катушкой 22. Защитная стенка 42 может иметь толщину, выбираемую для обеспечения достаточного сопротивления разрыву катушки в соответствии с известными способами. Опционально отверстие 40 для датчика может проходить через всю катушку до внутренней поверхности 24. Как показано на фиг. 5, болтовые отверстия 36 могут располагаться с равномерными промежутками по периметру катушки, причем отверстия для датчиков проходят через катушку в местах, находящихся между болтовыми отверстиями. Как показано на фиг. 5, отверстия 40 для датчиков могут располагаться вокруг центрального прохода 34 в общей плоскости, перпендикулярной к оси 32 центрального прохода, хотя возможно применение и других вариантов ориентации.
Катушка 22 может иметь любую глубину между верхней и нижней поверхностями 28 и 30, требующуюся для размещения отверстия 40 для датчиков. В качестве неограничивающего примера, катушка может иметь глубину в диапазоне от 3,5 до 24 дюймов (от 89 до 610 мм), при этом установлено, что глубина приблизительно 4 дюйма (102 мм) особенно удобна. Кроме того, можно выбрать катушку с внутренним диаметром внутренней поверхности 24, соответствующим внутреннему проходу обсадной колонны 12, для которой она должна использоваться, и диаметром наружной поверхности 26, обеспечивающим достаточную глубину для отверстий 40 для датчиков. Как было установлено на практике, наиболее удобным оказывается наружный диаметр, превышающий внутренний диаметр на величину от 4 до 12 дюймов (от 102 до 305 мм). Катушка 22 может быть выполнена из немагнитного материала, такого как приведенный в качестве неограничивающего примера сплав на хромоникелевой основе, например, Inconel®, выпускаемый компанией Special Metals Corporation. Следует также понимать, что могут применяться и другие материалы, такие как приведенные в качестве неограничивающего примера, дуплексные и супердуплексные стали, при условии, что они не препятствуют работе датчиков, как описано ниже.
На фиг. 3 в разобранном виде изображено устройство с втулками 50, размещаемыми внутри каждого из отверстий для датчиков, и датчиками 70, размещаемыми внутри втулок 50. Втулки 50 содержат трубчатые элементы, проходящие между первым и вторым концами 52 и 54, соответственно, и имеющие внутреннюю и наружную поверхности 56 и 58, соответственно. Как показано на фиг. 4, наружную поверхность 58 втулок выбирают таким образом, чтобы она хорошо соответствовала отверстиям 40 для датчиков в катушке 22. Втулки 50 выполнены из, по существу, ферромагнитного материала, такого как сталь, чтобы проводить магнитный поток, как будет подробнее описано ниже. Втулки 50 выбирают так, чтобы они имели наружный диаметр, достаточный для введения внутрь отверстий 40 для датчиков, и диаметр внутренней поверхности, достаточный, чтобы поместить датчик 70 внутрь втулки. В качестве неограничивающего примера было установлено, что удобным является диаметр внутренней поверхности в диапазоне от 0,5 до 1 дюйма (от 13 до 25 мм). Втулка 50 может также иметь длину, достаточную, чтобы поместить в нее датчик 70 и находящуюся, в качестве неограничивающего примера, в диапазоне от 0,5 до 3 дюймов (от 13 до 76 мм). Наружный диаметр втулки 50 опционально также может выбираться таким образом, чтобы обеспечивать возможность крепления втулки в отверстии для датчика посредством посадки с натягом или с использованием клеящих веществ, крепежных деталей, заглушек и т.п. Втулку 50 можно также выбрать с наружным диаметром достаточного размера для обеспечения посадки с натягом в отверстии 40 для датчика.
Втулки 50 содержат также магнит 60, расположенный на их первом конце 52. Выбирают магниты 60 с сильными магнитными полями. В частности, как было установлено, удобно использовать магниты из редкоземельных металлов, таких как приведенные в качестве неограничивающего примера неодимовые или самариево-кобальтовые магниты или электромагниты. Опционально, магниты 60 могут также быть никелированными. Магниты 60 расположены на первых концах 52 втулок 50 и удерживаются на месте силой магнитного поля самих магнитов. Опционально, втулка 50 может содержать воздушный промежуток 51 между магнитом 60 и защитной стенкой 42 толщиной до 1/2 дюйма (13 мм), хотя могут использоваться и другие расстояния.
Датчики 70 вставляют в открытые вторые концы 54 втулок и удерживают во втулках с помощью любых подходящих средств, таких как приведенные в качестве неограничивающего примера клеящие вещества, резьба, крепежные элементы и т.д. Датчики 70 выбирают таким образом, чтобы они обеспечивали выходной сигнал в ответ на приближение к ним магнитного поля. В качестве неограничивающего примера, датчики 70 могут представлять собой магнитные датчики, такие как датчики, работающие на эффекте Холла, хотя следует понимать, что можно использовать также датчики других типов. В частности, было установлено, что датчик, работающий на эффекте Холла марки SS496A1, выпускаемый компанией Honeywell®, особенно удобен, хотя следует понимать, что подходящими могут оказаться и другие датчики. Как показано на фиг. 4, датчик может располагаться, по существу, посередине втулок 50, хотя следует понимать, что могут использоваться и другие варианты расположения внутри втулки. Датчик содержит выходные провода 62, выходящие из него. Выходной провод 62 подключают или иным способом присоединяют к дисплею, благодаря чему он позволяет обеспечивать выходной сигнал, представляющий ширину расположенного в центральном проходе 34 металлического объекта, такого как бурильная колонна.
Как показано на фиг. 6, на выходе 70 может отображаться сигнал напряжения, формируемый одним или несколькими датчиками в пределах установленного времени. В течение первого периода времени сигнал напряжения будет находиться на первом уровне, в общем обозначенном позицией 84, в то время как основную часть трубы протягивают через катушку 22. При протягивании замкового соединения 17 через катушку 22 выходное напряжение датчиков 70 возрастает до уровня, обозначенного в общем позицией 86, вследствие увеличения диаметра металлического объекта внутри центрального прохода 34. После прохождения замкового соединения 17 через катушку напряжение возвращается к более низкому уровню 88. Таким образом, дисплей 80 показывает оператору, когда замковое соединение 17 находится внутри втулки. После этого оператор сможет продвинуть вперед эксплуатационную колонну или буровой снаряд 15 на известное расстояние, чтобы трубные плашки 16 или другое оборудование не соприкасались с замковым соединением 17.
Как показано на фиг. 2, устройство может быть снабжено соединительными стержнями 90, проходящими между парой противоположных втулок 50. Соединительные стержни 90 могут быть изготовлены из, по существу, ферромагнитного материала и выполнены с возможностью закрепления внутри отверстий 40 для датчиков. Соединительные стержни 90 могут выполняться сплошными или полыми и функционально присоединяться к втулкам 50 внутри отверстий 40 для датчиков. Соединительные стержни 90 служат для связи между магнитами и датчиками на противоположных сторонах катушки 22, тем самым увеличивая наблюдаемое поле. Как показано на фиг. 2, устройство может содержать центральный соединительный стержень 90а, проходящий между отверстиями 40 для датчиков на противоположных сторонах катушки 22, и пару боковых соединительных стержней 90b, проходящих между парой отверстий 40 для датчиков, расположенных с одной стороны центрального соединительного стержня 90а. Следует понимать, что могут использоваться и другие схемы расположения, например, без боковых или центральных соединительных стержней.
Обратимся теперь к фиг. 7, где представлен альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения, содержащий датчики 100 в сборе, расположенные в некоторых из отверстий 40 для датчиков. Датчики 100 в сборе выполняют, помещая датчик 70 в отверстия для датчиков на конце, ближнем к центральному проходу 34. В отверстия 40 для датчиков помещают также стальной пруток 102 с магнитом 60, расположенным на его дальнем конце. Как показано на фиг. 7, на отверстии может также располагаться дополнительная крышка 104 для датчика, защищающая датчик 100 в сборе от проникновения жидкостей и инородных частиц, а также от повреждения, вызванного ударным воздействием. Датчики 100 могут располагаться в каждом отверстии 40 для датчика или только в некоторых отверстиях. Как показано на фиг. 7 в качестве неограничивающего примера, датчики 100 в сборе могут располагаться в каждом втором отверстии 40 для датчика, при этом в промежуточных отверстиях для датчиков помещаются магниты 60.
Хотя в описании были раскрыты и изображены конкретные варианты осуществления настоящего изобретения, эти варианты следует рассматривать только в качестве иллюстративных и не ограничивающих настоящее изобретение, интерпретируемое в соответствии с прилагаемой формулой изобретения.
Claims (23)
1. Система для определения наружного диаметра металлического объекта внутри конструкции скважины, содержащая:
катушку, выполненную с возможностью соединения в линию с указанной конструкцией скважины, причем указанное устройство имеет центральный сквозной канал, идущий вдоль центральной оси, соответствующей центральному каналу указанной конструкции скважины, и наружную поверхность, при этом катушка содержит множество глухих отверстий, идущих в радиальном направлении внутрь от указанной наружной поверхности;
по меньшей мере одно ферромагнитное устройство, выполненное с возможностью размещения внутри одного из указанного множества глухих отверстий, при этом каждое из указанных ферромагнитных устройств имеет магнит, находящийся на его конце;
по меньшей мере один датчик, связанный с указанным по меньшей мере одним ферромагнитным устройством, при этом указанный по меньшей мере один датчик выполнен с возможностью выдачи сигнала, представляющего диаметр указанного металлического объекта, расположенного внутри указанного центрального канала.
2. Система по п. 1, в которой указанные магниты включают в себя магниты из редкоземельных металлов.
3. Система по п. 1, в которой указанные магниты включают в себя электромагниты.
4. Система по п. 1, в которой указанное ферромагнитное устройство включает в себя втулку.
5. Система по п. 1, в которой указанное ферромагнитное устройство включает в себя сплошной цилиндр.
6. Система по п. 1, в которой указанный магнит расположен на конце указанного ферромагнитного устройства, ближнем к указанному центральному каналу указанной катушки.
7. Система по п. 1, в которой указанный магнит расположен на конце указанного ферромагнитного устройства, удаленном от указанного центрального канала указанной катушки.
8. Система по п. 1, в которой указанный датчик расположен на конце указанного ферромагнитного устройства, ближнем к указанному центральному каналу указанной катушки.
9. Система по п. 4, в которой указанный датчик расположен внутри указанной втулки.
10. Система по п. 1, в которой указанная катушка содержит множество соединительных отверстий, проходящих через указанную катушку параллельно указанной центральной оси.
11. Система по п. 10, в которой указанные глухие отверстия расположены между указанными соединительными отверстиями.
12. Система по п. 1, в которой указанная катушка выполнена из, по существу, немагнитного сплава.
13. Система по п. 12, в которой указанная катушка выполнена из сплава на хромоникелевой основе.
14. Система по п. 1, в которой каждый указанный по меньшей мере один датчик может представлять собой датчик, работающий на эффекте Холла.
15. Система по п. 1, в которой по меньшей мере одна пара глухих отверстий связана соединительным стержнем.
16. Система по п. 15, в которой первая пара указанных глухих отверстий расположена на противоположных сторонах указанного устройства.
17. Система по п. 15, в которой указанный соединительный стержень включает в себя трубчатый элемент, проходящий между указанными втулками указанной по меньшей мере одной пары глухих отверстий.
18. Система по п. 15, в которой указанный соединительный стержень включает в себя сплошной элемент, проходящий между указанными втулками указанной по меньшей мере одной пары глухих отверстий.
19. Система по п. 15, в которой указанный соединительный стержень выполнен из ферромагнитного материала.
20. Система по п. 1, дополнительно содержащая дисплей, выполненный с возможностью приема указанного выходного сигнала от по меньшей мере одного датчика и отображения для пользователя выходного сигнала, указывающего ширину указанного металлического объекта в указанном центральном канале.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/593,493 US9097813B2 (en) | 2012-08-23 | 2012-08-23 | Apparatus and method for sensing a pipe coupler within an oil well structure |
US13/593,493 | 2012-08-23 | ||
PCT/CA2013/050658 WO2014029030A1 (en) | 2012-08-23 | 2013-08-23 | Apparatus and method for sensing a pipe coupler within an oil well structure |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015110100A RU2015110100A (ru) | 2016-10-10 |
RU2635146C2 true RU2635146C2 (ru) | 2017-11-09 |
Family
ID=50147447
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015110100A RU2635146C2 (ru) | 2012-08-23 | 2013-08-23 | Устройство для распознавания соединительной муфты внутри конструкции нефтяной скважины и соответствующий способ |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US9097813B2 (ru) |
EP (1) | EP2893137B1 (ru) |
CN (1) | CN104736796B (ru) |
AU (1) | AU2013305454B2 (ru) |
BR (1) | BR112015003822A8 (ru) |
CA (1) | CA2882598C (ru) |
HK (1) | HK1210245A1 (ru) |
MX (1) | MX357706B (ru) |
RU (1) | RU2635146C2 (ru) |
WO (1) | WO2014029030A1 (ru) |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9097813B2 (en) * | 2012-08-23 | 2015-08-04 | Intelligent Spools Inc. | Apparatus and method for sensing a pipe coupler within an oil well structure |
EP2885660A1 (en) * | 2012-09-24 | 2015-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | A dual porosity methodology for mineral volume calculations in source rock |
US20160138385A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface Pipe Dimension and Position Indicating Device |
US10815772B2 (en) * | 2015-02-13 | 2020-10-27 | National Oilwell Varco, L.P. | Detection system for a wellsite and method of using same |
US10145236B2 (en) * | 2015-09-25 | 2018-12-04 | Ensco International Incorporated | Methods and systems for monitoring a blowout preventor |
MX2018014757A (es) * | 2016-05-31 | 2019-04-29 | Intelligent Wellhead Systems Inc | Aparato y metodo para medir un tubo dentro de una estructura de pozo petrolero. |
CN106150483A (zh) * | 2016-06-23 | 2016-11-23 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 气井带压作业管柱接箍识别方法 |
US20190169981A1 (en) * | 2016-08-04 | 2019-06-06 | Intelligent Wellhead Systems Inc. | Apparatus and method for monitoring a blocking body within an oil-well structure |
CN106401559B (zh) * | 2016-11-23 | 2019-06-25 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 油气井密闭测试用位置探测器 |
US10683745B2 (en) * | 2016-11-25 | 2020-06-16 | Intelligent Wellhead Systems Inc. | Apparatus and method for preventing collisions while moving tubulars into and out of a wellhead |
US20180252092A1 (en) * | 2017-03-03 | 2018-09-06 | General Electric Company | Sensor system for blowout preventer and method of use |
CN109477380B (zh) * | 2017-04-18 | 2023-12-05 | 智能井口系统有限公司 | 用于检测电缆起下工具的系统、装置和方法 |
RU2018139429A (ru) * | 2017-04-18 | 2021-05-18 | Интеллиджент Уэллхэд Системс Инк. | Устройство и способ контроля колонны гибких труб |
US10995570B2 (en) | 2017-10-20 | 2021-05-04 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool joint finding apparatus and method |
US10612366B2 (en) * | 2017-12-04 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Detecting landing of a tubular hanger |
US11340314B2 (en) | 2018-04-26 | 2022-05-24 | Intelligent Wellhead Systems Inc. | Sensor, method and system for detecting one or more properties of a magnetic field |
US11327000B2 (en) * | 2018-05-21 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Detecting saturation levels of a core sample using magnetic fields |
WO2020056488A1 (en) * | 2018-09-19 | 2020-03-26 | Intelligent Wellhead Systems Inc. | Apparatus, system and process for regulating a control mechanism of a well |
CN109184673B (zh) * | 2018-11-12 | 2023-11-24 | 美钻深海能源科技研发(上海)有限公司 | 一种机械式管柱接箍检测装置及方法 |
US10975681B2 (en) | 2019-04-09 | 2021-04-13 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and method for locating tool joint |
CN110514097B (zh) * | 2019-09-12 | 2020-12-15 | 南通贝斯特钢丝有限公司 | 一种锚链直径检测设备 |
CN113074679B (zh) * | 2021-04-30 | 2023-09-19 | 安徽沃弗永磁科技有限公司 | 一种应用在永磁偶合器、调速器的量具 |
CN113153276B (zh) * | 2021-05-20 | 2023-11-21 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 铁磁性物体检测装置和检测油管接箍的方法 |
US11905824B2 (en) | 2022-05-06 | 2024-02-20 | Cameron International Corporation | Land and lock monitoring system for hanger |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2340609A (en) * | 1940-08-03 | 1944-02-01 | Kobe Inc | Apparatus for determining displacements |
SU589379A1 (ru) * | 1976-08-01 | 1978-01-25 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Устройство дл определени резьбовых соединений в трубах |
US20050055163A1 (en) * | 2001-12-12 | 2005-03-10 | Cooper Cameron Corporation | Borehole equipment position detection system |
RU2341641C2 (ru) * | 2003-01-21 | 2008-12-20 | Ки Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ подсчета множества сегментов труб на скважине |
US20110057647A1 (en) * | 2000-05-07 | 2011-03-10 | Cameron International Corporation | Apparatus Detecting Relative Body Movement |
Family Cites Families (44)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2897440A (en) | 1955-04-12 | 1959-07-28 | Dresser Ind | Earth well casing discontinuity detector |
US3103976A (en) * | 1961-05-10 | 1963-09-17 | Shell Oil Co | Pipe joint locator for underwater wells |
US3597678A (en) * | 1968-12-24 | 1971-08-03 | Williams Brothers Co | Apparatus for sensing thickness variations, discontinuities, and the like in elongated steel structures by measuring variations in magnetic properties utilizing a flux gate |
US4089532A (en) | 1974-12-18 | 1978-05-16 | Arkady Ivanovich Kamyshnikov | Blowout preventer ram assembly |
US4332367A (en) | 1980-05-02 | 1982-06-01 | Nl Industries, Inc. | Blowout preventer having a variable ram seal |
US4647002A (en) | 1983-09-23 | 1987-03-03 | Hydril Company | Ram blowout preventer apparatus |
US4710712A (en) | 1984-04-11 | 1987-12-01 | Pa Incorporated | Method and apparatus for measuring defects in ferromagnetic elements |
US4629991A (en) | 1984-04-11 | 1986-12-16 | Pa Incorporated | Methods and apparatus for detecting tubular defects having a plurality of expandable arcuate segments |
US4703938A (en) | 1986-02-10 | 1987-11-03 | Fox Allan J | Seal for ram type blowout preventor |
US4862426A (en) * | 1987-12-08 | 1989-08-29 | Cameron Iron Works Usa, Inc. | Method and apparatus for operating equipment in a remote location |
US4922423A (en) * | 1987-12-10 | 1990-05-01 | Koomey Paul C | Position and seal wear indicator for valves and blowout preventers |
US5014781A (en) | 1989-08-09 | 1991-05-14 | Smith Michael L | Tubing collar position sensing apparatus, and associated methods, for use with a snubbing unit |
US4964462A (en) | 1989-08-09 | 1990-10-23 | Smith Michael L | Tubing collar position sensing apparatus, and associated methods, for use with a snubbing unit |
US5130950A (en) | 1990-05-16 | 1992-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Ultrasonic measurement apparatus |
DE59203846D1 (de) * | 1992-02-27 | 1995-11-02 | Flowtec Ag | Wirbelströmungsmessgerät. |
US5320325A (en) | 1993-08-02 | 1994-06-14 | Hydril Company | Position instrumented blowout preventer |
US5492017A (en) | 1994-02-14 | 1996-02-20 | Abb Vetco Gray Inc. | Inductive pressure transducer |
US5750896A (en) | 1994-07-22 | 1998-05-12 | Hughes Aircraft Company | Tool joint sensor |
US5666050A (en) * | 1995-11-20 | 1997-09-09 | Pes, Inc. | Downhole magnetic position sensor |
WO1999036801A1 (en) * | 1998-01-16 | 1999-07-22 | Numar Corporation | Method and apparatus for nuclear magnetic resonance measuring while drilling |
US6032739A (en) | 1998-08-15 | 2000-03-07 | Newman; Frederic M. | Method of locating wellbore casing collars using dual-purpose magnet |
US6253842B1 (en) | 1998-09-01 | 2001-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless coiled tubing joint locator |
US6478087B2 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-12 | Cooper Cameron Corporation | Apparatus and method for sensing the profile and position of a well component in a well bore |
US6896056B2 (en) | 2001-06-01 | 2005-05-24 | Baker Hughes Incorporated | System and methods for detecting casing collars |
GB0122431D0 (en) | 2001-09-17 | 2001-11-07 | Antech Ltd | Non-invasive detectors for wells |
US6768299B2 (en) | 2001-12-20 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole magnetic-field based feature detector |
US6720764B2 (en) | 2002-04-16 | 2004-04-13 | Thomas Energy Services Inc. | Magnetic sensor system useful for detecting tool joints in a downhold tubing string |
US7038445B2 (en) | 2002-08-28 | 2006-05-02 | Scan Systems, Corp. | Method, system and apparatus for ferromagnetic wall monitoring |
EP1557676B1 (en) * | 2002-10-28 | 2015-05-06 | NSK Ltd. | Rolling bearing with sensor |
US7063148B2 (en) * | 2003-12-01 | 2006-06-20 | Marathon Oil Company | Method and system for transmitting signals through a metal tubular |
DE102004020680A1 (de) * | 2004-03-25 | 2005-10-13 | Robert Bosch Gmbh | Verbindungselement |
WO2007014111A2 (en) * | 2005-07-22 | 2007-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool position sensing system |
US7347261B2 (en) | 2005-09-08 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic locator systems and methods of use at a well site |
US7410003B2 (en) | 2005-11-18 | 2008-08-12 | Bj Services Company | Dual purpose blow out preventer |
US7980305B2 (en) | 2007-02-16 | 2011-07-19 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Ram BOP position sensor |
US7832706B2 (en) | 2007-02-16 | 2010-11-16 | Hydrill USA Manufacturing LLC | RAM BOP position sensor |
US8214161B2 (en) | 2007-08-16 | 2012-07-03 | Girndt Richard J | System and method for detecting flaws in welded tubulars |
US8237443B2 (en) * | 2007-11-16 | 2012-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Position sensor for a downhole completion device |
US8739841B2 (en) * | 2010-01-04 | 2014-06-03 | Dorcia, Llc | RFID vent tube apparatus, system and methods for vent tube intrusion detection |
US8544538B2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-10-01 | National Oilwell Varco, L.P. | System and method for sealing a wellbore |
CN101979829A (zh) * | 2010-10-29 | 2011-02-23 | 南昌航空大学 | 一种地下磁导航方法 |
CN102733797A (zh) * | 2012-06-08 | 2012-10-17 | 宝鸡市赛孚石油机械有限公司 | 安全起出指示器 |
BR112014031804A2 (pt) * | 2012-06-19 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services Inc | mecanismo de fixação magnético, e, método para acoplar um componente a uma estrutura de um furo de poço |
US9097813B2 (en) * | 2012-08-23 | 2015-08-04 | Intelligent Spools Inc. | Apparatus and method for sensing a pipe coupler within an oil well structure |
-
2012
- 2012-08-23 US US13/593,493 patent/US9097813B2/en active Active
-
2013
- 2013-08-23 RU RU2015110100A patent/RU2635146C2/ru active
- 2013-08-23 BR BR112015003822A patent/BR112015003822A8/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-08-23 AU AU2013305454A patent/AU2013305454B2/en active Active
- 2013-08-23 MX MX2015002347A patent/MX357706B/es active IP Right Grant
- 2013-08-23 US US14/423,090 patent/US9909411B2/en active Active
- 2013-08-23 WO PCT/CA2013/050658 patent/WO2014029030A1/en active Application Filing
- 2013-08-23 CA CA2882598A patent/CA2882598C/en active Active
- 2013-08-23 EP EP13831075.0A patent/EP2893137B1/en active Active
- 2013-08-23 CN CN201380054806.2A patent/CN104736796B/zh active Active
-
2015
- 2015-10-30 HK HK15110750.2A patent/HK1210245A1/xx unknown
-
2016
- 2016-05-31 US US15/169,500 patent/US10221678B2/en active Active
-
2018
- 2018-02-19 US US15/899,225 patent/US20180195380A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2340609A (en) * | 1940-08-03 | 1944-02-01 | Kobe Inc | Apparatus for determining displacements |
SU589379A1 (ru) * | 1976-08-01 | 1978-01-25 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Устройство дл определени резьбовых соединений в трубах |
US20110057647A1 (en) * | 2000-05-07 | 2011-03-10 | Cameron International Corporation | Apparatus Detecting Relative Body Movement |
US20050055163A1 (en) * | 2001-12-12 | 2005-03-10 | Cooper Cameron Corporation | Borehole equipment position detection system |
RU2341641C2 (ru) * | 2003-01-21 | 2008-12-20 | Ки Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ подсчета множества сегментов труб на скважине |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US9909411B2 (en) | 2018-03-06 |
CN104736796B (zh) | 2018-05-04 |
EP2893137B1 (en) | 2019-02-06 |
US20150240625A1 (en) | 2015-08-27 |
MX357706B (es) | 2018-07-20 |
US20180195380A1 (en) | 2018-07-12 |
AU2013305454A1 (en) | 2015-04-09 |
MX2015002347A (es) | 2017-01-18 |
BR112015003822A2 (pt) | 2017-07-04 |
EP2893137A4 (en) | 2016-06-29 |
CN104736796A (zh) | 2015-06-24 |
RU2015110100A (ru) | 2016-10-10 |
BR112015003822A8 (pt) | 2018-02-06 |
HK1210245A1 (en) | 2016-04-15 |
WO2014029030A1 (en) | 2014-02-27 |
AU2013305454B2 (en) | 2017-05-04 |
CA2882598C (en) | 2019-02-19 |
US20140055141A1 (en) | 2014-02-27 |
US9097813B2 (en) | 2015-08-04 |
US10221678B2 (en) | 2019-03-05 |
US20160312602A1 (en) | 2016-10-27 |
CA2882598A1 (en) | 2014-02-27 |
EP2893137A1 (en) | 2015-07-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2635146C2 (ru) | Устройство для распознавания соединительной муфты внутри конструкции нефтяной скважины и соответствующий способ | |
US7347261B2 (en) | Magnetic locator systems and methods of use at a well site | |
US20030052670A1 (en) | Non-invasive detectors for wells | |
US20190346340A1 (en) | An apparatus and method for inspecting coiled tubing | |
US10415341B2 (en) | Downhole system using packer setting joint and method | |
RU2703047C1 (ru) | Устройство для измерения трубы в конструкции нефтяной скважины и способ указанного измерения | |
US20220298912A1 (en) | Resin sealed sensor port | |
CN108138566A (zh) | 具有管件和信号导体的井下系统以及方法 | |
RU2753320C2 (ru) | Система и устройство для обнаружения инструментов на канате и способ их обнаружения | |
RU93877U1 (ru) | Скважинная установка гарипова для исследования многопластовых скважин при одновременно-раздельной эксплуатации | |
US20190169981A1 (en) | Apparatus and method for monitoring a blocking body within an oil-well structure | |
US9322727B2 (en) | Tension meter for measuring a mechanical tension along a longitudinal direction in a well and related subassembly and method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HE9A | Changing address for correspondence with an applicant |