RU2667166C1 - Система и способ управления электроприводными буровыми инструментами и датчиками для гибких труб - Google Patents

Система и способ управления электроприводными буровыми инструментами и датчиками для гибких труб Download PDF

Info

Publication number
RU2667166C1
RU2667166C1 RU2017122069A RU2017122069A RU2667166C1 RU 2667166 C1 RU2667166 C1 RU 2667166C1 RU 2017122069 A RU2017122069 A RU 2017122069A RU 2017122069 A RU2017122069 A RU 2017122069A RU 2667166 C1 RU2667166 C1 RU 2667166C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
downhole tool
pipe
wellbore
cable
string
Prior art date
Application number
RU2017122069A
Other languages
English (en)
Inventor
Силвиу ЛИВЕСКУ
Томас Дж. УОТКИНС
Стивен КРЕЙГ
Луис КАСТРО
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Application granted granted Critical
Publication of RU2667166C1 publication Critical patent/RU2667166C1/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/023—Arrangements for connecting cables or wirelines to downhole devices
    • E21B17/026—Arrangements for fixing cables or wirelines to the outside of downhole devices
    • 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
    • E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • E21B17/206—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with conductors, e.g. electrical, optical
    • 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
    • E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
    • 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
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • 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
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • 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
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • 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
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06—Sleeve valves

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
  • Electric Cable Installation (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к области исследования, передачи данных и электроэнергии в буровых скважинах. Система содержит электроприводной скважинный прибор, спусковую колонну гибких труб, прикрепленную к скважинному прибору, для размещения скважинного прибора в пустотелом стволе скважины, трубу-кабель, размещенную внутри колонны гибких труб и функционально связанную со скважинным прибором. Труба-кабель выполнена с возможностью подачи электроэнергии и передачи данных вдоль своей длины в скважинный прибор или из него. Скважинный прибор имеет корпус с одной или более распорками, которые выборочно выдвигаются наружу из корпуса в ответ на команду, передаваемую через трубу-кабель. Распорки выполнены с возможностью перемещения устройства скользящей муфты внутри пустотелого ствола скважины между открытым и закрытым положениями посредством перемещения компоновки низа бурильной колонны внутри ствола скважины. Повышается эффективность проведения исследований и управления скважинными процессами. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
1. ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0001] Настоящее изобретение в целом относится к устройствам и способам подачи энергии и/или данных в скважинные устройства, которые работают на гибких трубах.
2. ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ
[0002] Труба-кабель представляет собой трубу, которая содержит изолированный кабель, который используется для подачи электроэнергии и/или данных компоновке низа бурильной колонны (КНБК) или для передачи данных из КНБК на поверхность. Труба-кабель доступна на рынке от таких производителей, как Canada Tech Corporation из г. Калгари в Канаде.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Изобретение предлагает систему и способ подачи электроэнергии электроприводным скважинным устройствам. В других аспектах изобретение предлагает систему и способ передачи данных или информации в и из скважинных устройств, таких как датчики. Варианты реализации настоящего изобретения характеризуются применением Telecoil® для передачи энергии или данных скважинным устройствам или приборам и/или для получения данных или информации в режиме реального времени от скважинных устройств или приборов. Telecoil® представляет собой гибкую трубу, которая содержит трубу-кабель, который может передавать энергию и данные. В соответствии с настоящим изобретением спусковые колонны Telecoil® вместе со связанными датчиками (в том числе камерами) и электроприводными инструментами могут быть использованы в самых различных операциях в стволе скважины, таких как очистка, фрезерование, разрыв и каротаж. Одновременно могут применяться комбинации электроприводных приборов и датчиков, тем самым обеспечивая надежное и безопасное приведение прибора в действие.
[0004] В описанном варианте реализации компоновка низа бурильной колонны встроена в колонну гибких труб и применяется для функционирования одного или более устройств скользящей муфты внутри скважинной трубы. Колонна гибких труб представляет собой колонну насосно-компрессорных труб Telecoil®, которая содержит трубу-кабель, которая выполнена с возможностью передачи энергии и данных. Компоновка низа бурильной колонны предпочтительно содержит корпус, из которого по команде с поверхности выборочно могут быть выдвинуты и втянуты одна или более распорок. Кроме того, компоновка низа бурильной колонны предпочтительно содержит также скважинную камеру, которая позволяет оператору на поверхности визуально определять открыто устройство скользящей муфты или закрыто. В частности, этот вариант реализации применяется с компоновками для разрыва пласта, имеющими скользящие муфты, так как в настоящее время отсутствуют подходящие средства определения того открыта или закрыта муфта разрыва пласта.
[0005] В соответствии с другим аспектом, компоновка содержит распределенное температурно-чувствительное (РТЧ) устройство, которое отслеживает температуру в ряде точек вдоль ствола скважины. Настоящее изобретение характеризуется применением трубы-кабеля и Telecoil® для подачи энергии с поверхности скважинным устройствам и передачи данных от скважинных устройств на поверхность в режиме реального времени.
[0006] В еще одном описанном варианте реализации указанный электроприводной инструмент выполнен в виде инструмента гидравлического удара, который применяют для осмотра или обследования части ствола скважины, имеющей разрывы. Один или более датчиков давления связаны с инструментом гидравлического удара и будут обнаруживать импульсы давления, которые генерирует инструмент гидравлического удара, а также импульсы, которые отражаются обратно в направлении инструмента гидравлического удара от части ствола скважины, имеющей разрывы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0007] Преимущества и дополнительные аспекты изобретения будут легко оценены специалистами в данной области техники, так как это становится более понятно за счет ссылки на следующее подробное описание при рассмотрении в сочетании с прилагаемыми графическими материалами, в которых подобные условные обозначения обозначают подобные или одинаковые элементы на нескольких чертежах, на которых:
[0008] На Фиг. 1 проиллюстрирован вид сбоку поперечного разреза части типового пустотелого ствола скважины, имеющей внутри устройства скользящих муфт, и устройство гибких труб для управления этими муфтами;
[0009] На Фиг. 1A проиллюстрирован вид поперечного разреза ствола скважины с Фиг. 1, дополнительно иллюстрирующий компоненты наземного оборудования;
[0010] На Фиг. 2 проиллюстрирован вид сбоку поперечного разреза компоновки, изображенной на Фиг. 1, в данном случае с устройством в виде гибких труб, приводимым в действие для функционирования устройства скользящей муфты;
[0011] На Фиг. 3 проиллюстрирован вид в осевом разрезе гибкой трубы, применяемой в компоновках, показанных на Фиг. 1-2;
[0012] На Фиг. 4 изображен вид сбоку разреза ствола скважины, который содержит систему обследования разрыва в соответствии с настоящим изобретением.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ
[0013] На Фиг. 1 проиллюстрирован типовой пустотелый 10 ствол скважины. В предпочтительном варианте реализации пустотелый 10 ствол скважины представляет собой обсадную колонну ствола скважины. В альтернативном варианте пустотелый 10 ствол скважины может представлять собой участок насосно-компрессорной колонны ствола скважины. Пустотелый 10 ствол скважины содержит множество устройств скользящей муфты, схематически показанных под номером 12. Пустотелый 10 ствол скважины образует центральный проходной канал 14 вдоль своей длины. Устройства скользящей муфты 12 могут представлять собой золотниковые клапаны известного в данной области техники типа, которые выполнены с возможностью перемещения между открытым и закрытым положениями при осевом перемещении муфтового элемента. На Фиг. 1A дополнительно проиллюстрированы соответствующие компоненты на поверхности 11 ствола скважины 10. Контроллер 13 и источник энергии 15 расположены на поверхности 11. Специалисты в данной области техники поймут, что есть другие компоненты и устройства системы, в том числе, например, инжектор гибких труб, который применяется для введения спусковой колонны гибких труб в ствол скважины 10. Контроллер 13 предпочтительно содержит компьютер или другое устройство с программируемым процессором, которое запрограммировано надлежащим образом для приема температурных данных также, как и визуальных данных изображения от скважинной камеры. Источник энергии 15 представляет собой источник электропитания, такой как генератор.
[0014] Компоновка низа бурильной колонны 16 показана размещенной в проходном канале 14 посредством спусковой колонны 18 гибких труб. Компоновка низа бурильной колонны 16 содержит наружный корпус переходника 20, который прикреплен к спусковой колонне 18 гибких труб. В корпусе 20 размещен электромотор известного в данной области техники типа, который при работе может радиально двигать распорки 22 радиально наружу или внутрь по отношению к корпусу 20 при приведении в действие с поверхности. Распорки 22 изображены схематически на Фиг. 1-2. На практике, однако, распорки 22 имеют защелкивающиеся цанги или другие зацепляющие части, которые предназначены для зацепления с ответной частью муфты устройства 12 скользящей муфты, так что она может быть перемещена в осевом направлении между открытым и закрытым положениями.
[0015] Спусковая колонна 18 гибких труб представляет собой спусковую колонну Telecoil®. На Фиг. 3 изображен разрез спусковой колонны 18 гибких труб, который выявляет, что спусковая колонна 18 образует центральный осевой канал 24 вдоль своей длины. Труба-кабель 26 проходит вдоль колонны 18 гибких труб внутри проходного канала 24. Труба-кабель 26 проходит от контроллера 13 и источника энергии 15, расположенных на поверхности 11, к компоновке низа бурильной колонны 16.
[0016] Кроме того, распределенное температурно-чувствительное (РТЧ) волокно 28 проходит вдоль колонны 18 гибких труб внутри проходного канала 24. РТЧ-волокно представляет собой оптическое волокно, которое содержит множество температурных датчиков вдоль своей длины, предназначенных для определения температуры в некотором количестве отдельных точек вдоль волокна. Предпочтительно, чтобы РТЧ-волокно 28 находилось в функциональной связи с оптическим рефлектометром для измерения временных характеристик (ОРВХ) 29 (на Фиг. 1A) известного в данной области техники типа, который способен передавать оптические импульсы в волоконный оптический кабель и анализировать свет, который вернулся, отразился или рассеялся в нем.
[0017] Скважинная камера 30 также предпочтительно включена в компоновку низа бурильной колонны 16. Камера 30 выполнена с возможностью получения визуальных изображений проходного канала 14 и, в частности, выполнена с возможностью получения изображений устройств скользящей муфты 12 в достаточно подробном виде, чтобы позволить наблюдателю определить в каком состоянии находится устройство муфты 12 - открытом или закрытом. Камера 30 функционально связана с трубой-кабелем 26, так что данные изображений могут быть переданы на поверхность 11 для отображения оператору в режиме реального времени. В соответствии с альтернативными вариантами реализации, камера 30 заменяется (или дополняется) одним или более магнитными или электрическими датчиками, которые используются для определения открытого или закрытого положения устройств(а) скользящей муфты 12. Такой датчик(и) функционально связан с трубой-кабелем 26 так, что данные, зарегистрированные датчиком(ами), передаются на поверхность в режиме реального времени.
[0018] При работе компоновку низа бурильной колонны 16 располагают в пустотелом 10 стволе скважины на спусковой колонне 18 гибких труб. Компоновку низа колонны 16 перемещают внутри проходного канала 14, пока она не приблизится к устройству скользящей муфты 12, которое было выбрано для приведения в действие путем перемещения его между открытым и закрытым положениями (см. Фиг. 1). Локатор муфты обсадной трубы (не показан) известного в данной области типа может быть использован для содействия центровки компоновки низа бурильной колонны 16 с желаемым устройством скользящей муфты 12. Затем передают команду с поверхности через трубу-кабель 26 для обеспечения выдвижения одной или более распорок 22 в радиальном направлении наружу из корпуса 20 (см. Фиг. 2). Распорки 22 могут быть выполнены в форме выступов или крюков, которые имеют такие форму и размер, чтобы входить в зацепление с ответной частью муфты устройства скользящей муфты. Компоновку низа бурильной колонны 16 затем перемещают в направлении стрелки 32 на Фиг. 2, чтобы обеспечить движение устройства скользящей муфты 12 между открытым и закрытым положениями. Впоследствии распорки 22 втягивают в ответ на команду с поверхности. Компоновка низа бурильной колонны 16 затем может быть перемещена ближе к другому устройству скользящей муфты 12 или вытянута из пустотелого 10 ствола скважины. Во время срабатывания камера 30 обеспечивает визуальные изображения в режиме реального времени оператору на поверхности, чтобы позволить оператору зрительно убедиться в том, что устройство скользящей муфты 12 было открыто или закрыто как предполагалось. Температуру могут контролировать во время операции с использованием РТЧ-волокна 28. РТЧ-волокно 28 работает как многоточечный датчик (т.е. все волокно является датчиком) и может определять температурный профиль вдоль длины спусковой колонны 18 гибких труб, в том числе компоновки низа бурильной колонны 16. Полученные температурные данные могут быть объединены с другими данными, полученными от оборудования низа бурильной колонны 16, такими как давление, температура, расход и прочее.
[0019] Telecoil® и труба-кабель могут быть использованы для подачи энергии в скважину и отправки скважинных данных в режиме реального времени на поверхность в многочисленных случаях. С использованием трубы-кабеля можно оперировать любым количеством скважинных электроприводных инструментов. Например, каротажные приборы, которые содержат РТЧ-системы, могут работать на Telecoil® вместо того, чтобы использовать батареи для питания. Электроэнергия, необходимая для системы Telecoil® или системы гибких труб, может быть подана с поверхности. Скважинные данные, такие как температура, давление, гамма-изучение, местонахождение и так далее, в режиме реального времени могут быть переданы на поверхность через трубу-кабель.
[0020] В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения электроприводной инструмент имеет вид инструмента гидравлического удара, который использует импульсы давления для обследования разрыва в стволе скважины для оценки его характеристик (то есть длины, раскрыва, размера и прочего). Инструменты гидравлического удара являются известными устройствами, которые, как правило, встроены в бурильные колонны, чтобы помогать предотвращать застревание бурового долота во время работы. Инструменты гидравлического удара этого типа генерируют гидравлические импульсы внутри окружающего ствола скважины. На Фиг. 4 изображен ствол скважины 50, который был пробурен через грунт 52 вниз к пласту 54. Разрывы 56 были ранее созданы в пласте 54, окружающем ствол скважины 50.
[0021] Приборная система 58 для обследования разрывов расположена внутри ствола скважины 50 и содержит спусковую колонну 60 гибких труб Telecoil®, которая образует центральный проходной канал 62, который содержит трубу-кабель 64. Труба-кабель 64 соединена на поверхности 66 с источником электроэнергии 68 и контроллером 70. Контроллер 70 предпочтительно содержит компьютер или другое устройство с программируемым процессором, которое надлежащим образом запрограммировано на прием данных давления, относящихся к гидравлическим импульсам, генерируемым внутри ствола скважины 50. Контроллер 70 должен предпочтительно иметь возможность отображения принятых данных пользователю на поверхности 66 и/или сохранения такой информации в запоминающем устройстве. Инструмент гидравлического удара 72 установлен на дальнем конце спусковой колонны 60 гибких труб. Датчики давления 74 функционально связаны со спусковой колонной 60 вблизи инструмента гидравлического удара 72. Труба-кабель 64 предпочтительно используется для подачи энергии инструменту гидравлического удара 72 от источника энергии 68, расположенного на поверхности 66. Дополнительно, труба-кабель 64 используется для передачи данных от датчиков давления 74 контроллеру 70.
[0022] В типичной для системы 50 операции обследования разрывов инструмент гидравлического удара 72 работает на спусковой колонне 60 гибких труб Telecoil® и расположен вблизи разрывов 56, которые подлежат обследованию. Импульсы давления 76 генерируются посредством инструмента гидравлического удара 72, проходят через разрывы 56, ударяются о стенки разрыва и проходят в обратном направлении к инструменту 72. Разница между начальными и отраженными импульсами давления используется для оценки характеристик разрыва. Датчики давления 74, связанные с инструментом гидравлического удара 72, обнаруживают исходные и отраженные импульсы и передают эти данные на поверхность в режиме реального времени через трубу-кабель 64 внутри спусковой колонны 60 Telecoil®. Вместо инструмента гидравлического удара, приводимого в действие потоком флюида, с присущими ему ограничениями электроприводной инструмент гидравлического удара 72 может помочь уменьшить статический коэффициент трения в начале движения компоновки низа колонны между фазами. Благодаря мгновенному уменьшению коэффициента трения от статического до динамического режима, смазка не требуется или требуется ее малое количество для того, чтобы перемещать компоновку низа бурильной колонны между фазами и иметь достаточное усилие в компоновке низа бурильной колонны. Электроприводной инструмент имеет способность получать скважинные параметры, такие как давление, температура и прочее, в режиме реального времени во время работы.
[0023] Telecoil® может также использоваться для подачи энергии ряду других скважинных приборов и получения скважинных данных от них. Примеры включают инструмент для очистки ствола скважины или электрический торнадо.
[0024] Можно видеть, что изобретение предлагает системы скважинных приборов, которые содержат спусковые колонны гибких труб типа Telecoil®, которые несут электроприводной прибор. Эти системы скважинных приборов также предпочтительно включают по меньшей мере один датчик, который может определять скважинные параметры (то есть, температуру, давление, визуальное изображение и прочее) и передавать сигнал, представляющий определенный параметр, на поверхность через трубу-кабель внутри спусковой колонны. В соответствии с первым описанным вариантом реализации, электроприводной скважинный прибор представляет собой устройство для приведения в действие скважинного устройства скользящей муфты. Во втором описанном варианте реализации электроприводной скважинный прибор представляет собой инструмент гидравлического удара, который эффективен в создании гидравлических импульсов. Также должно быть видно, что системы скважинных приборов в соответствии с настоящим изобретением содержат один или более датчиков, которые связаны со скважинным прибором, и что эти датчики могут быть в форме датчиков давления, температурных датчиков или камеры. Данные из этих датчиков могут быть переданы на поверхность через спусковую колонну гибких труб типа Telecoil®.
[0025] Можно также видеть, что изобретение обеспечивает способы для эксплуатации электроприводного скважинного прибора, при этом электроприводный скважинный прибор прикреплен к спусковой колонне гибких труб Telecoil® и расположен в пустотелом стволе скважины. Пустотелый ствол скважины может быть выполнен в виде обсаженного ствола скважины 10 или необсаженного ствола скважины 50. Электроприводной скважинный прибор затем располагают внутри пустотелого ствола скважины на спусковой колонне. Электроэнергию подают в скважинный прибор из источника питания, находящегося на поверхности, через трубу-кабель внутри спусковой колонны. Данные отсылаются на поверхность от одного или более датчиков, которые связаны со скважинным прибором.
[0026] Вышеприведенное описание относится к конкретным вариантам реализации настоящего изобретения в целях иллюстрации и объяснения. Однако специалисту в данной области очевидно, что возможны многие модификации и изменения в варианте реализации, изложенном выше, без отхода от объема и идеи изобретения.

Claims (14)

1. Система скважинного прибора для осуществления функции внутри пустотелого ствола скважины (10), которая содержит:
электроприводной скважинный прибор (16);
спусковую колонну (18) гибких труб, прикрепленную к скважинному прибору, для размещения скважинного прибора в пустотелом стволе скважины; и
трубу-кабель (26), размещенную внутри колонны гибких труб и функционально связанную со скважинным прибором, при этом труба-кабель выполнена с возможностью подачи электроэнергии и передачи данных вдоль своей длины в скважинный прибор или из него,
причем скважинный прибор имеет корпус (20) с одной или более распорками (22), которые выборочно выдвигаются наружу из корпуса в ответ на команду, передаваемую через трубу-кабель, а указанные распорки выполнены с возможностью перемещения устройства скользящей муфты (12) внутри пустотелого ствола скважины между открытым и закрытым положениями посредством перемещения компоновки низа бурильной колонны внутри ствола скважины.
2. Система скважинного прибора по п. 1, которая дополнительно содержит камеру (30), функционально связанную со скважинным прибором (16), для получения одного или более визуальных изображений пустотелого ствола (10) скважины и передачи данных указанных изображений на поверхность через трубу-кабель (26).
3. Система скважинного прибора по п. 1, которая дополнительно содержит волоконно-оптический распределенный датчик (28), содержащийся внутри спусковой колонны гибких труб, для определения рабочего параметра внутри пустотелого ствола скважины.
4. Система скважинного прибора по п. 3, в которой волоконно-оптический распределенный датчик (28) содержит температурный датчик.
5. Способ функционирования электроприводного скважинного прибора, включающий следующие этапы:
прикрепление электроприводного скважинного прибора (16) к спусковой колонне (18), содержащей колонну гибких труб, образующую проходной канал внутри, и трубу-кабель (26), расположенную вдоль проходного канала, причем электроприводной скважинный прибор имеет корпус (20) с одной или более распорками (22), которые выборочно выдвигаются наружу из корпуса в ответ на команду, передаваемую через трубу-кабель, и указанные распорки выполнены с возможностью перемещения устройства скользящей муфты (12) внутри ствола скважины между открытым и закрытым положениями;
размещение электроприводного скважинного прибора в стволе скважины с поверхности на спусковой колонне;
подачу электроэнергии в электроприводной скважинный прибор с поверхности через трубу-кабель;
получение данных на поверхности от датчика, который функционально связан с электроприводным скважинным прибором через трубу-кабель; и
смещение устройства скользящей муфты внутри проходного канала между открытым и закрытым положениями посредством перемещения компоновки низа бурильной колонны внутри ствола скважины.
RU2017122069A 2014-12-15 2015-12-15 Система и способ управления электроприводными буровыми инструментами и датчиками для гибких труб RU2667166C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201462091772P 2014-12-15 2014-12-15
US62/091,772 2014-12-15
PCT/US2015/065692 WO2016100271A1 (en) 2014-12-15 2015-12-15 Systems and methods for operating electrically-actuated coiled tubing tools and sensors

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2667166C1 true RU2667166C1 (ru) 2018-09-17

Family

ID=56127444

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017122069A RU2667166C1 (ru) 2014-12-15 2015-12-15 Система и способ управления электроприводными буровыми инструментами и датчиками для гибких труб

Country Status (12)

Country Link
US (2) US10006282B2 (ru)
EP (1) EP3234306A4 (ru)
CN (1) CN107429563B (ru)
BR (1) BR112017012897A2 (ru)
CA (1) CA2971101C (ru)
CO (1) CO2017006512A2 (ru)
MX (1) MX2017007739A (ru)
NO (1) NO20171067A1 (ru)
NZ (1) NZ733173A (ru)
RU (1) RU2667166C1 (ru)
SA (1) SA517381724B1 (ru)
WO (1) WO2016100271A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2776819C1 (ru) * 2021-12-20 2022-07-27 Олег Михайлович Перельман Устройство для монтажа электрических проводов в насосно-компрессорной трубе и способ его изготовления

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US10941647B2 (en) * 2014-07-07 2021-03-09 Conocophillips Company Matrix temperature production logging tool and use
US11028676B2 (en) * 2016-02-29 2021-06-08 XDI Holdings, LLC Continuous chamber capillary control system, method, and apparatus
NZ753554A (en) * 2016-11-08 2020-05-29 Baker Hughes A Ge Co Llc Dual telemetric coiled tubing system
US10738582B2 (en) 2017-01-23 2020-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing treatments in subterranean formation using inorganic cements and electrically controlled propellants
WO2018136093A1 (en) 2017-01-23 2018-07-26 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture networks in subterranean formations
US10738581B2 (en) 2017-01-23 2020-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing treatments in subterranean formations using electrically controlled propellants
CA3058164A1 (en) * 2017-03-27 2018-10-04 Ryan PARASRAM Direct sequence spectrum signal downhole tool
CA2967606C (en) 2017-05-18 2023-05-09 Peter Neufeld Seal housing and related apparatuses and methods of use
BR112020007286B1 (pt) * 2017-11-16 2023-05-09 Halliburton Energy Services, Inc Sistema de antenas e método
US11441403B2 (en) 2017-12-12 2022-09-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of improving production in steam assisted gravity drainage operations
US10794162B2 (en) * 2017-12-12 2020-10-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method for real time flow control adjustment of a flow control device located downhole of an electric submersible pump
CN111042800B (zh) * 2018-10-12 2023-07-11 中国石油化工股份有限公司 水平井连续油管井下电视测试管柱及测试方法
US20200248548A1 (en) * 2019-02-05 2020-08-06 Saudi Arabian Oil Company Systems and Methods for Monitoring Downhole Conditions
US11319803B2 (en) 2019-04-23 2022-05-03 Baker Hughes Holdings Llc Coiled tubing enabled dual telemetry system
WO2021072433A1 (en) 2019-10-11 2021-04-15 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlled downhole chemical release
US11828151B2 (en) 2020-07-02 2023-11-28 Barry Kent Holder Device and method to stimulate a geologic formation with electrically controllable liquid propellant-waterless fracturing
BR112023002901A2 (pt) * 2020-08-27 2023-03-14 Baker Hughes Holdings Llc Sistema de telemetria dupla ativada por flexitubo
US11993991B2 (en) 2022-03-31 2024-05-28 Schlumberger Technology Corporation System and method for electronically controlling downhole valve system
US11952861B2 (en) 2022-03-31 2024-04-09 Schlumberger Technology Corporation Methodology and system having downhole universal actuator

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070045006A1 (en) * 1998-07-15 2007-03-01 Baker Hughes Incorporated Control systems and methods for real-time downhole pressure management (ECD control)
EA200602252A1 (ru) * 2004-05-28 2007-04-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система и способы применения волоконной оптики в гибких насосно-компрессорных трубах (нкт)
RU2341647C1 (ru) * 2007-03-15 2008-12-20 Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "FXC-ПНГ" Способ информационного обеспечения и управления отбором флюида из нефтяных скважин и установка для его осуществления
US20090266544A1 (en) * 2006-08-21 2009-10-29 Redlinger Thomas M Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations
EP2735695A1 (en) * 2012-11-22 2014-05-28 Welltec A/S Downhole tool

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5309988A (en) * 1992-11-20 1994-05-10 Halliburton Company Electromechanical shifter apparatus for subsurface well flow control
CN1993533B (zh) * 2004-05-28 2014-09-24 施蓝姆伯格技术公司 利用挠性管中光纤的系统和方法
US7227440B2 (en) * 2005-03-03 2007-06-05 Pratt & Whitney Canada Corp. Electromagnetic actuator
US7675253B2 (en) * 2006-11-15 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Linear actuator using magnetostrictive power element
MX2012000227A (es) * 2009-06-29 2012-01-25 Halliburton Energy Serv Inc Operaciones de sondeo con laser.
CA2835238C (en) * 2011-05-06 2018-03-13 Schlumberger Canada Limited Downhole shifting tool
US9133664B2 (en) * 2011-08-31 2015-09-15 Teledrill, Inc. Controlled pressure pulser for coiled tubing applications
US20150075783A1 (en) * 2012-04-27 2015-03-19 Kobold Services Inc. Methods and electrically-actuated apparatus for wellbore operations
EP2861824A4 (en) * 2012-06-13 2016-03-23 Halliburton Energy Services Inc APPARATUS AND METHOD FOR REALIZING PULSE TESTING ON TRAINING
US10392916B2 (en) * 2014-08-22 2019-08-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc System and method for using pressure pulses for fracture stimulation performance enhancement and evaluation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070045006A1 (en) * 1998-07-15 2007-03-01 Baker Hughes Incorporated Control systems and methods for real-time downhole pressure management (ECD control)
EA200602252A1 (ru) * 2004-05-28 2007-04-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система и способы применения волоконной оптики в гибких насосно-компрессорных трубах (нкт)
US20090266544A1 (en) * 2006-08-21 2009-10-29 Redlinger Thomas M Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations
RU2341647C1 (ru) * 2007-03-15 2008-12-20 Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "FXC-ПНГ" Способ информационного обеспечения и управления отбором флюида из нефтяных скважин и установка для его осуществления
EP2735695A1 (en) * 2012-11-22 2014-05-28 Welltec A/S Downhole tool

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2776819C1 (ru) * 2021-12-20 2022-07-27 Олег Михайлович Перельман Устройство для монтажа электрических проводов в насосно-компрессорной трубе и способ его изготовления

Also Published As

Publication number Publication date
US20180266238A1 (en) 2018-09-20
CN107429563A (zh) 2017-12-01
US10385680B2 (en) 2019-08-20
CA2971101A1 (en) 2016-06-23
CN107429563B (zh) 2021-04-20
WO2016100271A1 (en) 2016-06-23
NO20171067A1 (en) 2017-06-29
US10006282B2 (en) 2018-06-26
CO2017006512A2 (es) 2017-11-21
US20160186501A1 (en) 2016-06-30
CA2971101C (en) 2020-07-14
BR112017012897A2 (pt) 2018-01-30
SA517381724B1 (ar) 2022-11-25
MX2017007739A (es) 2017-09-05
EP3234306A1 (en) 2017-10-25
EP3234306A4 (en) 2018-08-22
NZ733173A (en) 2018-12-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2667166C1 (ru) Система и способ управления электроприводными буровыми инструментами и датчиками для гибких труб
US8981957B2 (en) Method and apparatus for remotely controlling downhole tools using untethered mobile devices
RU2468179C2 (ru) Монтажное соединение для скважинного инструмента
US7073582B2 (en) Method and apparatus for positioning a downhole tool
US20190345779A1 (en) Coil tubing bottom hole assembly with real time data stream
US10190394B2 (en) Energy harvesting from a downhole jar
US20120061095A1 (en) Apparatus and Method For Remote Actuation of A Downhole Assembly
EA013991B1 (ru) Способ введения линии связи в ствол скважины, близкий к коллектору
US20140218207A1 (en) Method and apparatus for remotely controlling downhole tools using untethered mobile devices
NO20140651A1 (no) Nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved styring av samme
US20170335644A1 (en) Smart frac ball
US20100132955A1 (en) Method and system for deploying sensors in a well bore using a latch and mating element
CN106574497A (zh) 钻机遥测系统
CA3035347A1 (en) Downhole fiber installation equipment and method
SG188747A1 (en) Method and system for performing an electrically operated function with a running tool in a subsea wellhead
BR112016028013B1 (pt) Conjunto de válvula, sistema de atuação de válvula sem contato, e, método para atuar uma válvula
Livescu et al. Ten years of continuous technology development and field application of a coiled-tubing tube-wire telemetry system: past, present, and future
Taggart et al. New real-time data communication system enhances coiled tubing operations
Garner et al. Operational improvements with the expansion of an intelligent coiled tubing system to include real-time tension, compression, and torque data monitoring
US10718209B2 (en) Single packer inlet configurations
RU2581852C1 (ru) Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины
RU2571790C1 (ru) Способ вторичного вскрытия пластов на депрессии со спуском перфоратора под глубинный насос и устройство для его осуществления (варианты)
US20150129220A1 (en) Pump actuated jar for downhole sampling tools
CN104919133A (zh) 具有压力自均衡器的双流路测试工具