RU2682400C1 - Система измерения в процессе бурения вблизи от долота - Google Patents
Система измерения в процессе бурения вблизи от долота Download PDFInfo
- Publication number
- RU2682400C1 RU2682400C1 RU2018116240A RU2018116240A RU2682400C1 RU 2682400 C1 RU2682400 C1 RU 2682400C1 RU 2018116240 A RU2018116240 A RU 2018116240A RU 2018116240 A RU2018116240 A RU 2018116240A RU 2682400 C1 RU2682400 C1 RU 2682400C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- measurement
- bit
- specified
- drilling
- data
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 93
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims abstract description 91
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 64
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims abstract description 28
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 241000272525 Anas platyrhynchos Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
-
- 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
- E21B17/03—Couplings; joints between drilling rod or pipe and drill motor or surface drive, e.g. between drilling rod and hammer
-
- 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
-
- 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
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
В настоящем изобретении раскрыта система измерения в процессе бурения вблизи от долота, содержащая двигательную систему, систему измерения и передачи, беспроводную систему приема и немагнитный переводник, при этом указанная система измерения и передачи установлена внутри двигательной системы и устройство отправки данных указанной системы измерения и передачи и приемное устройство беспроводной системы приема установлены в немагнитной внутренней полости. В процессе бурения долотом можно более точно измерять в реальном времени параметры гамма-излучения в азимутальном направлении и искривления скважины при пребывании долота в пласте и передавать их беспроводной системе приема в реальном времени посредством беспроводной передачи. По сравнению с обычными процедурами измерения в процессе бурения измерения указанной системой измерения в процессе бурения вблизи от долота осуществляются к долоту ближе, без запаздывания описания траектории ствола скважины и измерений гамма-излучения в пласте, и, таким образом, значительно повышается скорость проходки. По сравнению с обычными процедурами измерения в процессе бурения вблизи от долота указанная система измерения в процессе бурения вблизи от долота лучше в отношении возможности управления траекторией ствола скважины (угла отклонения выпрямления ствола скважины) и более точно описывает геологические параметры. Поэтому значительно повышается скорость проходки пласта и нет запаздывания описания траектории ствола скважины, что уменьшает стоимость бурения и повышает коэффициент извлечения. 9 з.п. ф-лы. 5 ил.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к области бурения.
Уровень техники
В области бурения нефтяных скважин технология бурения направленных скважин является важной технологией для повышения коэффициента извлечения нефти и стабилизации объемов добычи нефти, в частности по отношению к сложным нефтегазовым залежам, при этом скорость проходки и управление траекторией ствола скважины непосредственно являются ключевыми факторами, ограничивающими снижение себестоимости бурения и добычи, а точные данные в отношении пласта и пребывания долота, полученные измерениями в процессе бурения, имеют ключевое значение в повышении скорости проходки и управлении траекторией ствола скважины, поэтому для получения хорошего результата при бурении залежей технология направления и отслеживания характера породы становится незаменимой ключевой технологией в разработке направленных скважин. Технология геонавигации в случае направленных скважин на основании фактических сведений о геологических характеристиках подземных пластов направлена на определение траектории ствола скважины и управление ею, а также точное управление буровым инструментом для попадания в целевой горизонт. В зависимости от предпочтительного целевого горизонта при бурении направленных скважин, т. е. эффективного пласта, ключевая технология заключается в управлении траекторией ствола скважины для обеспечения прохождения долота в эффективном пласте и предотвращении по возможности бурения пропластка.
Согласно обычному способу измерения в процессе бурения традиционные приборы для измерения в процессе бурения установлены в верхней части двигателя и расстояние до места измерения от нижней торцевой поверхности двигательной системы в большинстве случаев составляет более чем 10 м; в процессе бурения из-за большого расстояния до долота и отсутствия возможности получения в реальном времени точно измеренных данных о положении долота в пласте часто происходит попадание долотом в нефтегазовые залежи, особенно в тонкие нефтегазовые залежи.
Чтобы обычным способом измерения в процессе бурения вблизи от долота можно было преодолеть недостаток, когда невозможно точно измерить данные о положении долота в пласте в реальном времени, в нижней части двигательной системы устанавливают переводник для измерения в процессе бурения вблизи от долота, который непосредственно соединен с долотом, чтобы можно было осуществлять измерения вблизи от долота, но из-за наличия переводника для измерения в процессе бурения увеличивается расстояние между долотом и точкой перегиба двигателя, поэтому снижается управляемость долота и увеличиваются сила трения и крутящий момент буровых инструментов в забое, а также вибрации долота во время работы. Поскольку изменения, вызванные тем, что при использовании обычного способа в процессе бурения вблизи от долота за счет добавления переводника для измерения в процессе бурения вблизи от долота увеличивается конструкция бурового инструмента в нижней части, приводят к изменению механических характеристик, в результате чего снижается способность отклонения бурового инструмента, и способности управления траекторией ствола скважины буровым инструментом недостаточно, то часто из-за запоздалого управления траекторией ствола скважины выправление искривления происходит слишком долго. Удары, возникающие от вибрации во время работы долота в забое скважины, усиливают повреждения долота и других буровых инструментов. Кроме того, при беспроводной передаче информации в виде данных, измеренных традиционным способом в процессе бурения вблизи от долота, приемному устройству сигналы, передаваемые посредством беспроводной связи, обязательно проходят препятствие в виде системы винтового забойного двигателя, при этом расстояние передачи большое, и стабильность и надежность передачи сигнала плохие.
Суть изобретения
Основная цель настоящего изобретения заключается в решении существующих в области бурения вышеизложенных проблем путем предоставления системы измерения в процессе бурения вблизи от долота, которая способна измерять данные о пласте вблизи от долота и, таким образом, способна более точно получать в реальном времени данные о пребывании долота в пласте и параметры траектории ствола скважины, чтобы повысить скорость проходки долотом, сохранить высокую способность управления направлением бурового инструмента, повысить управляемость траектории ствола скважины, повысить коэффициент извлечения и снизить стоимость бурения.
Цель настоящего изобретения достигается путем осуществления следующего технического решения:
Система измерения в процессе бурения вблизи от долота, содержащая двигательную систему, систему измерения и передачи, беспроводную систему приема и немагнитный переводник, при этом указанная двигательная система состоит из внешнего корпуса и внутренней вращающейся части; указанный немагнитный переводник установлен над указанной двигательной системой, и между немагнитным переводником и двигательной системой предусмотрено непосредственное соединение, или соединение посредством бурового инструмента, или соединение посредством переводника; при этом внутри внутренней вращающейся части указанной двигательной системы выполнены отверстия; указанная система измерения и передачи содержит измерительное устройство для сбора и измерения данных, устройство отправки данных для отправки данных из измерительного устройства беспроводной системе приема, передающее устройство для передачи данных из измерительного устройства устройству отправки данных и источник питания для снабжения измерительного устройства и устройства отправки данных электроэнергией, при этом измерительное устройство и передающее устройство системы измерения и передачи установлены в отверстиях внутренней вращающейся части указанной двигательной системы; при этом измерительное устройство установлено не более чем на 1/3 ниже указанной двигательной системы и расстояние от нижней торцевой поверхности двигательной системы находится в пределах 2 м; устройство отправки данных системы измерения и передачи установлено в верхней части внутренней вращающейся части двигательной системы и проходит в немагнитную внутреннюю полость, при этом система измерения и передачи неподвижна относительно вращающейся части указанной двигательной системы и выполнена с возможностью совместного вращения с вращающейся частью относительно внешнего корпуса двигательной системы; в немагнитном переводнике установлено беспроводное приемное устройство беспроводной системы приема, которое неподвижно относительно немагнитного переводника; во время работы двигательной системы происходят вращение системы измерения и передачи относительно беспроводной системы приема и беспроводная передача сигналов посредством беспроводного приемного устройства и устройства отправки данных.
В качестве альтернативы указанное измерительное устройство установлено на расстоянии не более чем 1,5 м от нижней торцевой поверхности двигательной системы. Также в качестве альтернативы указанное измерительное устройство установлено на расстоянии не более чем 1 м от нижней торцевой поверхности двигательной системы.
В качестве альтернативы указанная двигательная система представляет собой систему винтового забойного двигателя. Система винтового забойного двигателя может обеспечивать высокие крутящий момент и скорость вращения, обладает хорошей способностью навигации в процессе бурения и является отличным двигательным устройством для направленного бурения. При этом конструкция системы винтового забойного двигателя компактная, подходит для направленных скважин и вспомогательных скважин, в сочетании с системой измерения в процессе бурения может точно производить искривление, ориентирование и выправление отклонений, что может повысить качество строительства и уменьшить стоимость бурения.
Также в качестве альтернативы вращающаяся часть системы винтового забойного двигателя содержит по меньшей мере приводной вал, гибкий вал и ротор винтового двигателя, при этом указанное измерительное устройство установлено во внутренней части приводного вала указанной системы винтового забойного двигателя, является неподвижным относительно приводного вала и выполнено с возможностью совместного вращения с приводным валом. Приводной вал системы винтового забойного двигателя непосредственно соединен с долотом, измерительное устройство расположено близко к долоту и может более точно измерять в реальном времени данные пребывания долота в пласте. Измерительное устройство установлено внутри приводного вала, нет увеличения расстояния между долотом и точкой перегиба двигателя, поэтому повышается управляемость направлением долота и уменьшаются сила трения и крутящий момент буровых инструментов в забое из-за добавления переводника (инструмента) между долотом и двигателем, а также можно снизить степень вибрации долота во время работы. Следовательно, обеспечивается высокая способность сохранения отклонения и выпрямления отклонений, обеспечивается качество траектории ствола скважины, снижается стоимость бурения, повышается коэффициент извлечения, уменьшается сопротивление передачи нагрузки на долото с повышением эффективности бурения и снижается сила ударов, вызываемых вибрацией долота в забое, в результате чего снижается степень повреждения долота и других буровых инструментов из-за вызываемых вибрацией ударов.
Также в качестве альтернативы указанное устройство отправки данных установлено в верхней части указанного ротора винтового двигателя, является неподвижным относительно ротора винтового двигателя и выполнено с возможностью совместного вращения с ротором винтового двигателя. Устройство отправки данных установлено в верхней части указанного ротора винтового двигателя, чтобы устройство отправки данных было рядом с приемным устройством беспроводной системы приема; передача сигналов между устройством отправки данных и приемным устройством происходит беспрепятственно, и вся система измерения и передачи вращается вместе с долотом, что позволяет эффективно защитить систему измерения и передачи.
В качестве альтернативы источник питания указанной системы измерения и передачи установлен в отверстии внутренней вращающейся части указанной двигательной системы и расположен между измерительным устройством и устройством отправки данных, относительно ближе к устройству отправки данных. Источник питания обеспечивает надежное снабжение системы измерения и передачи энергией, что обеспечивает беспрерывную и стабильную работу системы измерения и передачи.
В качестве альтернативы указанное измерительное устройство содержит датчик гамма-излучения в азимутальном направлении и датчик искривления скважины, при этом указанный датчик гамма-излучения в азимутальном направлении собирает данные о гамма-излучении в азимутальном направлении, а указанный датчик искривления скважины измеряет данные об искривлении скважины. В процессе наклонно-направленного бурения данные о гамма-излучении в азимутальном направлении и данные об искривлении скважины при пребывании долота в пласте являются ключевыми и наиболее важными основными данными для бурения. Они непосредственно определяют качество траектории ствола скважины и скорость проходки, поэтому влияют на коэффициент извлечения и стоимость бурения.
В качестве альтернативы между указанными двигательной системой и немагнитным переводником предусмотрен узел предотвращения падения, при этом указанный узел предотвращения падения содержит соединительный элемент для предотвращения падения и колпак для предотвращения падения; в центре указанного колпака для предотвращения падения выполнено сквозное отверстие, проходящее в осевом направлении, он установлен в верхней части внутренней вращающейся части двигательной системы и закреплен на ней; устройство отправки данных указанной системы измерения и передачи установлено через сквозное отверстие в центре колпака для предотвращения падения во внутренней полости немагнитного соединительного элемента для предотвращения падения; нижняя часть указанного соединительного элемента для предотвращения падения соединена с внешним корпусом указанной двигательной системы, а верхняя часть соединена с немагнитным переводником; на внутренней стенке нижней части предусмотрен ограничительный заплечик; на внешней стенке верхней части указанного колпака для предотвращения падения предусмотрен фланец, при этом указанный ограничительный заплечик предназначен для обеспечения опоры указанному фланцу при отрыве корпуса в нижней части. Узел предотвращения падения может предотвращать падение оторвавшегося корпуса буровой системы в забой и возникновение расходов на проведение ловильных работ в скважине, поэтому можно снизить риски при бурении и повысить безопасность и надежность настоящего изобретения.
В качестве альтернативы немагнитный переводник представляет собой немагнитную утяжеленную бурильную трубу и при непосредственном соединении немагнитного переводника с двигательной системой устройство отправки данных системы измерения и передачи проходит во внутреннюю полость немагнитной утяжеленной бурильной трубы. Согласно изобретению между устройством отправки данных и приемным устройством происходит беспроводная передача сигналов, а магнитный переводник будет мешать стабильной и надежной беспроводной передаче сигналов и влиять на нее. Кроме того, немагнитная утяжеленная бурильная труба может быть частью бурильной колонны, обладает эффектом выпрямления и не влияет на качество беспроводной передачи сигналов.
Указанный основной вариант осуществления и дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения можно свободно комбинировать для получения множества вариантов осуществления, все из которых являются вариантами осуществления, которые можно применять и на которые можно заявлять правовую защиту на основании настоящего изобретения; согласно настоящему изобретению допускается свободное комбинирование вариантов осуществления и других вариантов осуществления (если они не противоречат друг другу). После ознакомления с настоящим изобретением специалисты в данной области техники на основании уровня техники и имеющихся знаний смогут предложить много комбинаций, которые принадлежат к вариантам осуществления заявленного изобретения, не являющимся исчерпывающими.
Положительные эффекты настоящего изобретения: система измерения в процессе бурения вблизи от долота согласно настоящему изобретению благодаря измерительному устройству, установленному вблизи от долота в двигательной системе, в процессе бурения долотом может измерять в реальном времени данные пребывания долота в пласте и параметры траектории ствола скважины, а также стабильно и надежно передавать в реальном времени измеренные данные приемному устройству беспроводной системы приема. Система измерения в процессе бурения расположена внутри двигательной системы и может сохранять высокую способность отклонения и выпрямления отклонений бурового инструмента.
По сравнению с традиционными способами измерения в процессе бурения, согласно настоящему изобретению место измерения находится на расстоянии не более чем 2 м (даже ближе, например не более чем 1,5 м и 1 м) до нижней торцевой поверхности двигательной системы и вблизи от долота; в процессе бурения можно точно измерить в реальном времени данные пребывания долота в пласте, и, таким образом, эффективно предотвращать попадание в нефтегазовые залежи, в частности в тонкие нефтегазовые залежи, и значительно повысить скорость проходки нефтеносного пласта и избежать задержки описания траектории ствола скважины.
По сравнению с традиционными способами измерения в процессе бурения вблизи от долота, согласно настоящему изобретению измерительное устройство установлено между долотом и точкой перегиба, расстояние между долотом и точкой перегиба не изменяется (между долотом и мотором не требуется размещение какого-либо переводника или инструмента, и расстояние между долотом, двигателем и точкой перегиба не увеличивается); в результате повышается управляемость долота, уменьшается сила трения и крутящий момент из-за буровых инструментов в забое по причине наличия переводника (инструмента) между долотом и двигателем и увеличения бурового инструмента в забое, и можно снизить степень вибрации долота в процессе работы. Следовательно, обеспечивается высокая способность сохранения отклонения и выпрямления отклонений, обеспечивается качество траектории ствола скважины, снижается стоимость бурения и повышается коэффициент извлечения; уменьшается сопротивление передачи нагрузки на долото с повышением эффективности бурения и снижается сила ударов, вызываемых вибрацией долота в забое, в результате чего снижается степень повреждения долота и других буровых инструментов из-за вызываемых вибрацией ударов. С другой стороны, по сравнению с традиционными способами измерения в процессе бурения вблизи от долота, согласно настоящему изобретению при беспроводной передаче информации в виде данных приемному устройству системы приема беспроводным сигналам не нужно проходить через систему винтового забойного двигателя, и они непосредственно проходят через передающее устройство системы измерения и передачи (проводная передача) к устройству отправки данных вблизи от приемного устройства беспроводной системы приема, а потом передаются на приемное устройство по беспроводной связи; при этом расстояние беспроводной передачи данных сильно сокращается и нет помех в канале передачи, поэтому повышается стабильность и надежность передачи сигналов.
Конструкция системы измерения в процессе бурения вблизи от долота согласно настоящему изобретению компактная, система измерения и передачи установлена в двигательной системе, и при условии отсутствия изменений в конструкции колонны решается проблема, связанная с точным получением в реальном времени данных пребывания долота в пласте и параметров траектории ствола скважины, и, таким образом, повышается скорость проходки, сохраняется высокая способность управления направлением бурового инструмента, повышается управляемость траектории ствола скважины, повышается коэффициент извлечения и уменьшается стоимость бурения. Кроме того, чтобы между устройством отправки данных системы измерения и передачи и приемным устройством системы приема без помех осуществлялась передача данных на близком расстоянии, измерение и передача измеренных данных происходят на близком расстоянии, и стабильность и надежность передачи сигналов усиливается. Согласно настоящему изобретению измерительное устройство расположено вблизи от долота, и чем ближе измерительное устройство к долоту, тем точнее могут быть измерены данные пребывания долота в пласте и параметры траектории ствола скважины в режиме реального времени, и тем выше скорость проходки и коэффициент извлечения.
Описание прилагаемых графических материалов
Фиг. 1 — схематическое изображение конструкции варианта осуществления № 1 настоящего изобретения;
фиг. 2 — схематическое изображение приводного вала в сборе системы измерения в процессе бурения вблизи от долота согласно варианту осуществления № 3 настоящего изобретения;
фиг. 3 — схематическое изображение карданного вала в сборе системы измерения в процессе бурения вблизи от долота согласно варианту осуществления № 4 настоящего изобретения;
фиг. 4 — схематическое изображение двигателя в сборе системы измерения в процессе бурения вблизи от долота согласно варианту осуществления № 5 настоящего изобретения;
фиг. 5 — схематическое изображение узла предотвращения падения системы измерения в процессе бурения вблизи от долота согласно варианту осуществления № 6 настоящего изобретения.
Конкретный способ осуществления
Ниже настоящее изобретение описано посредством неограничительных вариантов осуществления.
Вариант осуществления № 1
На фиг. 1. показана система 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота, содержащая двигательную систему 20, систему 6 измерения и передачи, беспроводную систему 5 приема и немагнитный переводник 7. Указанная двигательная система 20 состоит из внешнего корпуса и внутренней вращающейся части; указанный немагнитный переводник 7 установлен над двигательной системой 20, и между немагнитным переводником 7 и двигательной системой 20 предусмотрено непосредственное соединение, или соединение посредством бурового инструмента, или соединение посредством переводника; внутри внутренней вращающейся части указанной двигательной системы 20 выполнены отверстия; указанная система 6 измерения и передачи содержит измерительное устройство 61 для сбора и измерения данных, устройство 64 отправки данных для отправки данных из измерительного устройства 61 беспроводной системе 5 приема, передающее устройство 62 для передачи данных из измерительного устройства 61 устройству 64 отправки данных и источник 63 питания для снабжения измерительного устройства 61 и устройства 64 отправки данных электроэнергией, при этом измерительное устройство 61 и передающее устройство 62 системы 6 измерения и передачи установлены в отверстиях внутренней вращающейся части указанной двигательной системы 20, при этом измерительное устройство 61 установлено не более чем на 1/3 ниже указанной двигательной системы 20, и расстояние от нижней торцевой поверхности двигательной системы 20 находится в пределах 2 м; устройство 64 отправки данных системы 6 измерения и передачи установлено в верхней части внутренней вращающейся части двигательной системы 20 и проходит в немагнитную внутреннюю полость, при этом система 6 измерения и передачи неподвижна относительно вращающейся части указанной двигательной системы 20 и выполнена с возможностью совместного вращения с вращающейся частью относительно внешнего корпуса двигательной системы 20; в немагнитном переводнике 7 установлено беспроводное приемное устройство 51 беспроводной системы 5 приема, которое неподвижно относительно немагнитного переводника 7; во время работы двигательной системы 20 происходят вращение системы 6 измерения и передачи относительно беспроводной системы 5 приема и беспроводная передача сигналов посредством беспроводного приемного устройства 51 беспроводной системы 5 приема и устройства 61 отправки данных системы 6 измерения и передачи.
В качестве альтернативы указанное измерительное устройство 61 установлено на расстоянии не более чем 1,5 м от нижней торцевой поверхности двигательной системы 20. Также в качестве альтернативы указанное измерительное устройство 61 установлено на расстоянии не более чем 1 м от нижней торцевой поверхности двигательной системы 20.
В качестве альтернативы указанная двигательная система 20 представляет собой систему винтового забойного двигателя. В качестве альтернативы вращающаяся часть системы винтового забойного двигателя содержит по меньшей мере приводной вал 11, карданный вал 22 и ротор 32 винтового двигателя, при этом указанное измерительное устройство 61 установлено во внутренней части приводного вала 11 указанной системы винтового забойного двигателя, неподвижно относительно приводного вала 11 и выполнено с возможностью совместного вращения с приводным валом 11.
В качестве альтернативы указанное устройство 64 отправки данных установлено в верхней части ротора 32 винтового двигателя, неподвижно относительно ротора 32 винтового двигателя и выполнено с возможностью совместного вращения с ротором 32 винтового двигателя.
В качестве альтернативы источник 63 питания указанной системы 6 измерения и передачи установлен в отверстии внутренней вращающейся части указанной двигательной системы 20, расположен между измерительным устройством 61 и устройством 64 отправки данных, относительно ближе к устройству 64 отправки данных, и снабжает измерительное устройство 61 и устройство 64 отправки данных электроэнергией.
В качестве альтернативы указанное измерительное устройство 61 содержит датчик гамма-излучения в азимутальном направлении и датчик искривления скважины, при этом указанный датчик гамма-излучения в азимутальном направлении собирает данные о гамма-излучении в азимутальном направлении, а указанный датчик искривления скважины измеряет данные об искривлении скважины.
В качестве альтернативы немагнитный переводник 7 представляет собой немагнитную утяжеленную бурильную трубу. Если немагнитный переводник 7 непосредственно соединен с двигательной системой 20, то устройство 64 отправки данных системы 6 измерения и передачи проходит во внутреннюю полость немагнитной утяжеленной бурильной трубы.
Вариант осуществления № 2
Система 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота в основном похожа на вариант осуществления № 1 и отличается тем, что содержит двигательную систему 20, систему 6 измерения и передачи, беспроводную систему 5 приема и немагнитный переводник 7. При этом указанный немагнитный переводник 7 представляет собой немагнитную утяжеленную бурильную трубу, а указанная двигательная система 20 представляет собой систему винтового забойного двигателя, которая, как показано на фиг. 1, состоит из приводного вала 1 в сборе, карданного вала 2 в сборе, двигателя 3 в сборе и узла 4 предотвращения падения. Вышеуказанные части состоят из корпуса и внутренней выполненной с возможностью вращения части, при этом их корпусы последовательно соединены посредством резьбы и образуют внешний корпус двигательной системы 20, а их внутренние выполненные с возможностью вращения части последовательно соединены посредством резьбы и образуют внутреннюю вращающуюся часть двигательной системы 20; во внутренней вращающейся части предусмотрено сквозное отверстие и она не только предназначена для передачи долоту усилия для дробления горных пород, но и служит опорным элементом для системы 6 измерения и передачи. Немагнитная утяжеленная бурильная труба посредством резьбы соединена с верхней частью внешнего корпуса двигательной системы 20.
Вариант осуществления № 3
Этот вариант осуществления в основном похож на варианты осуществления 1 и 2 и отличается тем, что, как показано на фиг. 2, приводной вал 1 в сборе системы винтового забойного двигателя (двигательной системы 20) системы 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота содержит приводной вал 11, блок 12 подшипника, корпус 13 приводного вала и опорное кольцо 14, при этом верхняя часть приводного вала 11 соединена посредством резьбы с карданным валом 2 в сборе, а нижняя часть соединена посредством резьбы с долотом; каждая часть в виде шейки вала расположена в блоке 12 подшипника (в блоке радиального подшипника и упорного подшипника); основной функцией приводного вала является передача на долото нагрузки, скорости вращения и крутящего момента; во внутреннем сквозном отверстии установлено измерительное устройство 61 (элемент для измерения искривления скважины и гамма-излучения в азимутальном направлении). Корпус 13 приводного вала соединен с корпусом 24 карданного вала посредством резьбы в верхней части и представляет собой часть внешнего корпуса двигательной системы 20, при этом его основной функцией является передача на долото нагрузки вниз и защита внутреннего оборудования. Блок 12 подшипника установлен между приводным валом 11 и корпусом 13 приводного вала; его основной функцией является передача радиальной и осевой нагрузок, действующих на приводной вал 1 в сборе, и обеспечение передачи крутящего момента приводного вала 11. Опорное кольцо 14 установлено во внутреннем отверстии приводного вала 11, вблизи от нижней торцевой поверхности приводного вала 11, и его функцией является стабилизация измерительного устройства 61 (элемента для измерения искривления скважины и гамма-излучения в азимутальном направлении) для предотвращения раскачивания измерительного устройства 61 (элемента для измерения искривления скважины и гамма-излучения в азимутальном направлении) или столкновения с приводным валом 11.
Вариант осуществления № 4
Этот вариант осуществления в основном похож на варианты осуществления 1–3 и отличается тем, что, как показано на фиг. 3, карданный вал 2 в сборе системы винтового забойного двигателя (двигательной системы 20) этой системы 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота содержит соединительный элемент 21 для направления потока, гибкий вал 22, соединительный элемент 23 ротора и корпус 24 карданного вала, при этом соединительный элемент 21 для направления потока установлен в корпусе 24 карданного вала, нижняя часть соединительного элемента 21 для направления потока соединена с приводным валом 11 посредством резьбы и его основной функцией является передача крутящего момента и скорости вращения на приводной вал 11. В боковой стенке соединительного элемента 21 для направления потока предусмотрен канал для глинистого раствора, проходящий до внутреннего отверстия внутри него, для подачи глинистого раствора во внутреннее отверстие приводного вала 11. Верхняя часть и нижняя часть гибкого вала 22 соединены с нижней частью соединительного элемента 23 ротора и верхней частью соединительного элемента 21 для направления потока соответственно и закреплены заклепочным соединением. Кроме того, соединительный элемент 21 для направления потока, гибкий вал 22 и соединительный элемент 23 ротора снабжены сквозными отверстиями, сообщающимися друг с другом, которые применяются в качестве канала системы 6 измерения и передачи. Корпус 24 карданного вала в нижней части резьбой соединен с корпусом 13 приводного вала, в верхней части резьбой соединен со статором 31 винтового двигателя и представляет собой часть внешнего корпуса двигательной системы 20. Основной функцией карданного вала 2 в сборе является превращение эксцентрического движения ротора 32 винтового двигателя в соосное вращение и передача в направлении вниз крутящего момента и скорости вращения. А также обеспечение канала и защиты для передающего устройства 62 системы 6 измерения и передачи.
Вариант осуществления № 5
Этот вариант осуществления в основном похож на варианты осуществления 1–4 и отличается тем, что, как показано на фиг. 4, двигатель 3 в сборе системы винтового забойного двигателя (двигательной системы 20) этой системы 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота содержит статор 31 винтового двигателя и ротор 32 винтового двигателя; нижняя часть статора 31 винтового двигателя соединена с верхней частью корпуса 24 карданного вала посредством резьбы, верхняя часть соединена с соединительным элементом 41 для предотвращения падения в узле 4 предотвращения падения, и, таким образом, статор 31 винтового двигателя представляет собой часть внешнего корпуса двигательной системы. Внутренняя стенка статора 31 винтового двигателя представляет собой резиновую втулку с определенными пространственно-геометрическими параметрами, и статор 31 винтового двигателя и расположенный в нем ротор 32 винтового двигателя образуют двигатель 3 в сборе. Ротор 32 винтового двигателя имеет спиральную поверхность с определенными пространственно-геометрическими параметрами и с резиновой втулкой внутренней стенки статора 31 винтового двигателя образует сопряженную пару; под действием силы бурового раствора ротор 32 винтового двигателя в статоре 31 винтового двигателя совершает планетарное движение для передачи скорости вращения и крутящего момента. Ротор 32 винтового двигателя в нижней части резьбой соединен с соединительным элементом 23 ротора карданного вала 2 в сборе, и ротор 32 винтового двигателя может посредством соединительного элемента 23 ротора передавать скорость вращения на выходе и крутящий момент на гибкий вал 22. Верхняя часть ротора 32 винтового двигателя по наружному диаметру соединена посредством резьбы с колпаком 42 для предотвращения падения в узле 4 предотвращения падения, а по внутреннему диаметру верхняя часть соединена с устройством 64 отправки данных системы 6 измерения и передачи. Ротор 32 винтового двигателя представляет собой полую конструкцию, в которой установлены передающее устройство 62 и источник 63 питания системы 6 измерения и передачи.
Вариант осуществления № 6
Этот вариант осуществления в основном похож на варианты осуществления 1–5 и отличается тем, что, как показано на фиг. 5, узел 4 предотвращения падения системы винтового забойного двигателя (двигательной системы 20) этой системы 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота содержит соединительный элемент 41 для предотвращения падения и колпак 42 для предотвращения падения. При этом нижняя часть соединительного элемента 41 для предотвращения падения посредством резьбы соединена со статором 31 винтового двигателя, а верхняя часть посредством резьбы соединена с немагнитной утяжеленной бурильной трубой 7, и тем самым образуется часть внешнего корпуса двигательной системы 20. Во внутренней полости указанного соединительного элемента 41 для предотвращения падения установлено устройство 64 отправки данных системы 6 измерения и передачи, поэтому его материал и функции идентичны материалу и функциям немагнитной утяжеленной бурильной трубы 7. В центре указанного колпака 42 для предотвращения падения предусмотрено сквозное отверстие, проходящее в осевом направлении, нижняя часть посредством резьбы соединена с ротором 32 винтового двигателя, и тем самым образуется внутренняя вращающаяся часть двигательной системы 20. На наружной стенке верхней части колпака 42 для предотвращения падения предусмотрен фланец; на внутренней стенке нижней части соединительного элемента 41 для предотвращения падения предусмотрен ограничительный заплечик; наружный диаметр фланца колпака 42 для предотвращения падения больше, чем внутренний диаметр ограничительного заплечика соединительного элемента 41 для предотвращения падения; при отрыве корпуса в нижней части фланец фиксируется в месте ограничительного заплечика для ограничения в осевом направлении, при этом можно вынимать буровой инструмент в нижней части.
Вариант осуществления № 7
Этот вариант осуществления в основном похож на варианты осуществления 1–6 и отличается тем, что, как показано на фиг. 1, система 6 измерения и передачи этой системы 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота содержит измерительное устройство 61, передающее устройство 62, источник 63 питания и устройство 64 отправки данных. При этом измерительное устройство 61 представляет собой элемент для измерения искривления скважины/гамма-излучения в азимутальном направлении и установлено в приводном вале 11 системы винтового забойного двигателя (двигательной системы 20), и расстояние от нижней торцевой поверхности системы винтового забойного двигателя составляет не более чем 1 м. Измерительное устройство 61 (элемент для измерения искривления скважины/гамма-излучения в азимутальном направлении) содержит датчик гамма-излучения в азимутальном направлении, электронный модуль обработки данных о гамма-излучении в азимутальном направлении, датчик искривления скважины, электронный модуль обработки данных об искривлении скважины и зонд, при этом зонд установлен на опорном кольце 14 внутри приводного вала 11 и зафиксирован относительно него. В нижней части зонда предусмотрено отверстие, верхняя часть соединена с передающим устройством 62 посредством резьбы для защиты датчиков и электронных модулей внутри и применения в качестве соединительного элемента источника питания для измерительного устройства 61 (элемента для измерения искривления скважины/гамма-излучения в азимутальном направлении). Датчик гамма-излучения в азимутальном направлении, электронный модуль обработки данных о гамма-излучении в азимутальном направлении, датчик искривления скважины и электронный модуль обработки данных об искривлении скважины последовательно установлены в зонде; датчик гамма-излучения в азимутальном направлении представляет собой датчик для измерения естественного гамма-излучения пласта, при этом собранные им данные передаются на электронный модуль обработки данных о гамма-излучении в азимутальном направлении для обработки; электронный модуль обработки данных о гамма-излучении в азимутальном направлении состоит из разных электронных элементов и печатных плат и в основном применяется для обработки данных о гамма-излучении пласта в азимутальном направлении, полученных от датчика гамма-излучения в азимутальном направлении; датчик искривления скважины и электронный модуль обработки данных об искривлении скважины применяются для измерения и оценки данных об искривлении скважины, при этом данные об искривлении скважины, измеренные датчиком искривления скважины, включают угол искривления скважины и азимутальный угол искривления скважины.
Устройство 64 отправки данных системы 6 измерения и передачи установлено в верхней части ротора 32 винтового двигателя системы винтового забойного двигателя, входит во внутреннюю полость соединительного элемента 41 для предотвращения падения в узле 4 предотвращения падения через сквозное отверстие в центре колпака 42 для предотвращения падения, при этом его нижняя часть соединена с источником 63 питания посредством резьбы, и оно применяется для беспроводной передачи данных об искривлении скважины и гамма-излучении в азимутальном направлении, измеренных вблизи от долота, на приемное устройство 51 беспроводной системы 5 приема.
Нижняя часть передающего устройства 62 системы 6 измерения и передачи соединена с зондом посредством резьбы, верхняя часть соединена с источником 63 питания посредством резьбы, и для передачи информации в виде измеренных данных и подачи электроэнергии в систему 6 измерения и передачи предусмотрен канал; система 6 измерения и передачи расположена в сквозном отверстии внутренней вращающейся части, которая состоит из приводного вала 1 в сборе, карданного вала 2 в сборе и двигателя 3 в сборе, неподвижна относительно вращающейся части двигательной системы 20 и выполнена с возможностью совместного вращения с вращающейся частью относительно внешнего корпуса двигательной системы 20.
Нижняя часть источника 63 питания системы 6 измерения и передачи соединена посредством резьбы с передающим устройством 62, а его верхняя часть соединена посредством резьбы с устройством 64 отправки данных, при этом он расположен относительно ближе к устройству 64 отправки данных и снабжает измерительное устройство 61 и устройство 64 отправки данных электроэнергией.
Вариант осуществления № 8
Этот вариант осуществления в основном похож на варианты осуществления 1–7 и отличается тем, что, как показано на фиг. 1, немагнитный переводник 7 (немагнитная утяжеленная бурильная труба) этой системы 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота установлен между узлом 4 предотвращения падения и подсоединенной к верхней части бурильной колонной, его нижняя часть соединена посредством резьбы с соединительным элементом 41 для предотвращения падения в узле 4 предотвращения падения, а верхняя часть соединена посредством резьбы с бурильной колонной. Устройство 64 отправки данных указанной системы 6 измерения и передачи и приемное устройство 51 беспроводной системы 5 приема установлены внутри немагнитной утяжеленной бурильной трубы 7, но для соединительного элемента 41 для предотвращения падения в узле 4 предотвращения падения можно не использовать немагнитный материал.
Вариант осуществления № 9
Этот вариант осуществления в основном похож на варианты осуществления 1–7 и отличается тем, что немагнитный переводник 7 (немагнитная утяжеленная бурильная труба) этой системы 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота установлен между двигательной системой 20 и подсоединенной к верхней части бурильной колонной (без узла 4 предотвращения падения), при этом его нижняя часть соединена посредством резьбы со статором 31 винтового двигателя в двигателе 3 в сборе, а верхняя часть посредством резьбы соединена с бурильной колонной. Устройство 64 отправки данных указанной системы 6 измерения и передачи и приемное устройство 51 беспроводной системы 5 приема установлены внутри немагнитной утяжеленной бурильной трубы 7.
Вариант осуществления № 10
Этот вариант осуществления в основном похож на вариант осуществления 1–9 и отличается тем, что, как показано на фиг. 1, беспроводное приемное устройство 51 беспроводной системы 5 приема этой системы 10 измерения в процессе бурения вблизи от долота установлено в немагнитной утяжеленной бурильной трубе 7, которая соединена с верхней частью узла 4 предотвращения падения, и неподвижно относительно немагнитной утяжеленной бурильной трубы 7; во время работы двигательной системы 20 система 6 измерения и передачи вращается относительно беспроводного приемного устройства 51, и беспроводное приемное устройство 51 беспроводной системы 5 приема и устройство 61 отправки данных системы 6 измерения и передачи передают сигналы посредством беспроводной передачи. Беспроводное приемное устройство 51 передает полученную информацию в виде измеренных данных на поверхность.
Выше рассмотрены лишь предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения, которые не предназначены для ограничения настоящего изобретения, и любые изменения, эквивалентные замены и модернизации, выполненные без отступления от идеи и принципов настоящего изобретения, должны входить в объем защиты настоящего изобретения.
Claims (10)
1. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота, содержащая двигательную систему, систему измерения и передачи, беспроводную систему приема и немагнитный переводник, при этом указанная двигательная система состоит из внешнего корпуса и внутренней вращающейся части; указанный немагнитный переводник установлен над указанной двигательной системой, и между немагнитным переводником и двигательной системой предусмотрено непосредственное соединение, или соединение посредством бурового инструмента, или соединение посредством переводника, отличающаяся тем, что внутри внутренней вращающейся части указанной двигательной системы выполнены отверстия; указанная система измерения и передачи содержит измерительное устройство для сбора и измерения данных, устройство отправки данных для отправки данных из измерительного устройства беспроводной системе приема, передающее устройство для передачи данных из измерительного устройства устройству отправки данных и источник питания для снабжения измерительного устройства и устройства отправки данных электроэнергией, при этом измерительное устройство и передающее устройство системы измерения и передачи установлены в отверстиях внутренней вращающейся части указанной двигательной системы; при этом измерительное устройство установлено не более чем на 1/3 ниже указанной двигательной системы и расстояние от нижней торцевой поверхности двигательной системы находится в пределах 2 м; устройство отправки данных системы измерения и передачи установлено в верхней части внутренней вращающейся части двигательной системы и проходит в немагнитную внутреннюю полость, при этом система измерения и передачи является неподвижной относительно вращающейся части указанной двигательной системы и выполнена с возможностью совместного вращения с вращающейся частью относительно внешнего корпуса двигательной системы; в немагнитном переводнике установлено беспроводное приемное устройство беспроводной системы приема, которое является неподвижным относительно немагнитного переводника; во время работы двигательной системы происходят вращение системы измерения и передачи относительно беспроводной системы приема и беспроводная передача сигналов посредством беспроводного приемного устройства и устройства отправки данных.
2. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по п. 1, отличающаяся тем, что указанное измерительное устройство установлено на расстоянии не более чем 1,5 м от нижней торцевой поверхности двигательной системы.
3. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по п. 2, отличающаяся тем, что указанное измерительное устройство установлено на расстоянии не более чем 1 м от нижней торцевой поверхности двигательной системы.
4. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по пп. 1, 2 или 3, отличающаяся тем, что указанная двигательная система представляет собой систему винтового забойного двигателя.
5. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по п. 4, отличающаяся тем, что вращающаяся часть системы винтового забойного двигателя содержит по меньшей мере приводной вал, гибкий вал и ротор винтового двигателя, при этом указанное измерительное устройство установлено во внутренней части приводного вала указанной системы винтового забойного двигателя, является неподвижным относительно приводного вала и выполнено с возможностью совместного вращения с приводным валом.
6. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по п. 5, отличающаяся тем, что указанное устройство отправки данных установлено в верхней части указанного ротора винтового двигателя, является неподвижным относительно ротора винтового двигателя и выполнено с возможностью совместного вращения с ротором винтового двигателя.
7. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по п. 1, отличающаяся тем, что источник питания указанной системы измерения и передачи установлен в отверстии внутренней вращающейся части указанной двигательной системы и расположен между измерительным устройством и устройством отправки данных, относительно ближе к устройству отправки данных.
8. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по п. 1, отличающаяся тем, что указанное измерительное устройство содержит датчик гамма-излучения в азимутальном направлении и датчик искривления скважины, при этом указанный датчик гамма-излучения в азимутальном направлении собирает данные о гамма-излучении в азимутальном направлении, а указанный датчик искривления скважины измеряет данные об искривлении скважины.
9. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по п. 1, отличающаяся тем, что между указанными двигательной системой и немагнитным переводником предусмотрен узел предотвращения падения, при этом указанный узел предотвращения падения содержит соединительный элемент для предотвращения падения и колпак для предотвращения падения; в центре указанного колпака для предотвращения падения выполнено сквозное отверстие, проходящее в осевом направлении, он установлен в верхней части внутренней вращающейся части двигательной системы и закреплен на ней; устройство отправки данных указанной системы измерения и передачи установлено через сквозное отверстие в центре колпака для предотвращения падения во внутренней полости немагнитного соединительного элемента для предотвращения падения; нижняя часть указанного соединительного элемента для предотвращения падения соединена с внешним корпусом указанной двигательной системы, а верхняя часть соединена с немагнитным переводником; на внутренней стенке нижней части предусмотрен ограничительный заплечик; на внешней стенке верхней части указанного колпака для предотвращения падения предусмотрен фланец, при этом указанный ограничительный заплечик предназначен для обеспечения опоры указанному фланцу при отрыве корпуса в нижней части.
10. Система измерения в процессе бурения вблизи от долота по п. 1, отличающаяся тем, что немагнитный переводник представляет собой немагнитную утяжеленную бурильную трубу и при непосредственном соединении немагнитного переводника с двигательной системой устройство отправки данных системы измерения и передачи проходит во внутреннюю полость немагнитной утяжеленной бурильной трубы.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610596074.5 | 2016-07-26 | ||
| CN201610596074.5A CN106014391B (zh) | 2016-07-26 | 2016-07-26 | 一种近钻头随钻测量系统 |
| PCT/CN2016/098445 WO2018018712A1 (zh) | 2016-07-26 | 2016-09-08 | 一种近钻头随钻测量系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2682400C1 true RU2682400C1 (ru) | 2019-03-19 |
Family
ID=57114902
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018116240A RU2682400C1 (ru) | 2016-07-26 | 2016-09-08 | Система измерения в процессе бурения вблизи от долота |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10465497B2 (ru) |
| CN (1) | CN106014391B (ru) |
| RU (1) | RU2682400C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018018712A1 (ru) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106351644A (zh) * | 2016-10-18 | 2017-01-25 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种气体钻井井身轨迹随钻实时监测方法 |
| CN106639898B (zh) * | 2017-01-04 | 2019-05-24 | 北京赛诺凤凰能源科技有限公司 | 一种过线螺杆钻具 |
| US20180216418A1 (en) * | 2017-01-27 | 2018-08-02 | Rime Downhole Technologies, Llc | Adjustable Hydraulic Coupling For Drilling Tools And Related Methods |
| CN109915018B (zh) * | 2017-12-07 | 2020-09-04 | 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司石油工程技术研究院 | 一种三维井眼轨迹控制中工具面角的确定方法 |
| CN108843242B (zh) * | 2018-07-09 | 2023-06-09 | 西安石大斯泰瑞油田技术有限公司 | 一种低成本高造斜率和高机械钻速的旋转导向钻井系统 |
| CN108979625B (zh) * | 2018-07-24 | 2021-05-14 | 中国石油大学(北京) | 一种径向井轨迹测量装置及系统 |
| CN109322662A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-02-12 | 贝兹维仪器(苏州)有限公司 | 一种随钻测量短节 |
| CN109441427A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-03-08 | 贝兹维仪器(苏州)有限公司 | 用于随钻测量设备的电路对接装置 |
| CN109488289A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-03-19 | 贝兹维仪器(苏州)有限公司 | 一种多参数随钻测量设备 |
| CN109403954B (zh) * | 2018-12-18 | 2024-01-19 | 徐州天地岩土科技有限公司 | 一种实时钻孔测斜纠偏装置 |
| CN110273677B (zh) * | 2019-07-18 | 2023-01-17 | 北京六合伟业科技股份有限公司 | 一种短半径用随钻测斜仪 |
| CN110529102B (zh) * | 2019-10-20 | 2024-09-27 | 上海达坦能源科技股份有限公司 | 一种石油钻井定向mwd井下探管 |
| CN110847821B (zh) * | 2019-10-25 | 2020-12-11 | 西安石大斯泰瑞油田技术有限公司 | 高造斜、高钻速旋转导向系统 |
| CN113494242B (zh) * | 2020-04-02 | 2024-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种旋转导向工具及其使用方法 |
| CN113550733A (zh) * | 2020-04-03 | 2021-10-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种连续油管工程用随钻测量短节及其使用方法 |
| CN111852443B (zh) * | 2020-06-11 | 2023-08-11 | 中国海洋石油集团有限公司 | 近钻头测量下短节以及近钻头测量装置 |
| CN111594152B (zh) * | 2020-06-30 | 2022-06-07 | 中国石油天然气集团有限公司 | 井下近钻头测量短节 |
| CN111911134B (zh) * | 2020-07-10 | 2022-11-04 | 中石化江钻石油机械有限公司 | 一种近钻头地质导向系统 |
| CN112253238B (zh) * | 2020-10-14 | 2022-07-26 | 中交第二公路勘察设计研究院有限公司 | 基于水平定向钻勘察的钻杆内线缆快速安装装置和方法 |
| CN112943097A (zh) * | 2021-04-16 | 2021-06-11 | 万晓跃 | 一种高柔性井底自供电随钻系统 |
| CN113719237B (zh) * | 2021-08-23 | 2023-10-27 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种碎软薄煤层瓦斯抽采定向长钻孔施工钻具组合及方法 |
| CN113882805A (zh) * | 2021-08-31 | 2022-01-04 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种易斜难钻地层打快提速的钻具组合 |
| CN114033361A (zh) * | 2021-10-22 | 2022-02-11 | 中国石油大学(华东) | 一种近钻头多参数井下随钻测控系统 |
| CN114439371B (zh) * | 2022-01-27 | 2023-02-07 | 北京探矿工程研究所 | 一种受控超短半径导向钻井系统及钻井方法 |
| CN114508344B (zh) * | 2022-01-30 | 2024-05-31 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种煤矿井下多信道随钻测量地质导向系统与施工方法 |
| CN114687727B (zh) * | 2022-03-23 | 2024-05-31 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 定向钻孔煤矿井下岩石盾构巷道超前地质探查装置及方法 |
| CN114607347B (zh) * | 2022-03-24 | 2024-10-18 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 基于中空螺杆钻具的煤矿井下近钻头多参数随钻测量系统 |
| CN114737904B (zh) * | 2022-05-19 | 2023-07-18 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | 一种绳索取心近钻头随钻测量系统及方法 |
| CN115059449B (zh) * | 2022-06-22 | 2024-06-04 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种煤矿井下自识别多参数近钻头随钻测量装置及方法 |
| CN115370302B (zh) * | 2022-08-19 | 2023-04-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种随钻无源磁导向系统及方法 |
| CN116398110B (zh) * | 2023-04-14 | 2024-04-02 | 奥瑞拓能源科技股份有限公司 | 一种螺杆钻具工作状态检测装置和螺杆钻具计时器 |
| CN117759162B (zh) * | 2024-02-22 | 2024-04-30 | 成都希能能源科技有限公司 | 一种定向钻井的传动装置 |
| CN118008267B (zh) * | 2024-04-08 | 2024-06-11 | 上海达坦能源科技股份有限公司四川分公司 | 一种一体式随钻测量工具 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5467083A (en) * | 1993-08-26 | 1995-11-14 | Electric Power Research Institute | Wireless downhole electromagnetic data transmission system and method |
| US5725061A (en) * | 1996-05-24 | 1998-03-10 | Applied Technologies Associates, Inc. | Downhole drill bit drive motor assembly with an integral bilateral signal and power conduction path |
| RU27839U1 (ru) * | 2002-05-30 | 2003-02-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Устройство для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения с электромагнитным каналом связи |
| RU2239042C2 (ru) * | 1999-12-10 | 2004-10-27 | Шлюмбергер Холдингз Лимитед | Способ бурения скважины и одновременного направления буровой коронки активно управляемой вращательной направляемой буровой системой и активно управляемая вращательная направляемая система |
| WO2009151786A2 (en) * | 2008-04-18 | 2009-12-17 | Dreco Energy Services Ltd. | Method and apparatus for controlling downhole rotational rate of a drilling tool |
| RU2401378C1 (ru) * | 2009-08-06 | 2010-10-10 | Николай Викторович Беляков | Способ проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин |
| WO2014081527A1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-05-30 | Scientific Drilling International, Inc. | Drill bit for a drilling apparatus |
| WO2015034460A1 (en) * | 2013-09-03 | 2015-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Toroidal link for rpm measurement |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO306522B1 (no) * | 1992-01-21 | 1999-11-15 | Anadrill Int Sa | Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring |
| US6057784A (en) * | 1997-09-02 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporatioin | Apparatus and system for making at-bit measurements while drilling |
| RU2200835C2 (ru) | 2001-05-28 | 2003-03-20 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Забойная телеметрическая система |
| CN2632286Y (zh) * | 2003-06-27 | 2004-08-11 | 尹永清 | 螺杆钻具 |
| US8827006B2 (en) * | 2005-05-12 | 2014-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for measuring while drilling |
| CN100513743C (zh) | 2007-06-27 | 2009-07-15 | 中国石油天然气集团公司 | 近钻头测井数据过马达有线传输装置 |
| CN201386557Y (zh) * | 2009-04-30 | 2010-01-20 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工艺技术研究院 | 接力传输随钻测量装置 |
| CN101881155B (zh) | 2010-07-16 | 2013-04-24 | 大庆石油管理局 | 一种用于随钻测量仪器的有线测传马达 |
| CN201835825U (zh) * | 2010-07-16 | 2011-05-18 | 大庆石油管理局 | 一种用于随钻测量仪器的有线测传马达 |
| US9657520B2 (en) * | 2013-08-23 | 2017-05-23 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Wired or ported transmission shaft and universal joints for downhole drilling motor |
| CN203702140U (zh) | 2013-11-08 | 2014-07-09 | 北京六合伟业科技股份有限公司 | 近钻头随钻测量通信系统 |
| CN205100962U (zh) * | 2015-11-04 | 2016-03-23 | 东营仪锦能源科技有限公司 | 近钻头随钻地质导向测井仪 |
| CN105464646B (zh) | 2015-12-24 | 2019-01-18 | 中国石油天然气集团公司 | 一种井下地质参数的通讯装置及方法 |
| US10520639B2 (en) * | 2016-02-19 | 2019-12-31 | China Petroleum & Chemical Corporation | System for geosteering and formation evaluation utilizing near-bit sensors |
| CN205858331U (zh) * | 2016-07-26 | 2017-01-04 | 奥瑞拓能源科技股份有限公司 | 一种近钻头随钻测量系统 |
-
2016
- 2016-07-26 CN CN201610596074.5A patent/CN106014391B/zh active Active
- 2016-09-08 RU RU2018116240A patent/RU2682400C1/ru active
- 2016-09-08 US US15/748,120 patent/US10465497B2/en active Active
- 2016-09-08 WO PCT/CN2016/098445 patent/WO2018018712A1/zh active Application Filing
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5467083A (en) * | 1993-08-26 | 1995-11-14 | Electric Power Research Institute | Wireless downhole electromagnetic data transmission system and method |
| US5725061A (en) * | 1996-05-24 | 1998-03-10 | Applied Technologies Associates, Inc. | Downhole drill bit drive motor assembly with an integral bilateral signal and power conduction path |
| RU2239042C2 (ru) * | 1999-12-10 | 2004-10-27 | Шлюмбергер Холдингз Лимитед | Способ бурения скважины и одновременного направления буровой коронки активно управляемой вращательной направляемой буровой системой и активно управляемая вращательная направляемая система |
| RU27839U1 (ru) * | 2002-05-30 | 2003-02-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Устройство для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения с электромагнитным каналом связи |
| WO2009151786A2 (en) * | 2008-04-18 | 2009-12-17 | Dreco Energy Services Ltd. | Method and apparatus for controlling downhole rotational rate of a drilling tool |
| RU2401378C1 (ru) * | 2009-08-06 | 2010-10-10 | Николай Викторович Беляков | Способ проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин |
| WO2014081527A1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-05-30 | Scientific Drilling International, Inc. | Drill bit for a drilling apparatus |
| WO2015034460A1 (en) * | 2013-09-03 | 2015-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Toroidal link for rpm measurement |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20180355710A1 (en) | 2018-12-13 |
| WO2018018712A1 (zh) | 2018-02-01 |
| CN106014391B (zh) | 2023-03-28 |
| CN106014391A (zh) | 2016-10-12 |
| US10465497B2 (en) | 2019-11-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2682400C1 (ru) | Система измерения в процессе бурения вблизи от долота | |
| CA2246315C (en) | An apparatus and system for making at-bit measurements while drilling | |
| CN102852512B (zh) | 基于随钻测量的钻头粘滑振动监测装置及方法 | |
| CN104499940B (zh) | 一种全旋转指向式导向工具及导向方法 | |
| US9771787B2 (en) | Multi-directionally rotating downhole drilling assembly and method | |
| CN205858331U (zh) | 一种近钻头随钻测量系统 | |
| CN102606145A (zh) | 煤矿井下防爆型泥浆脉冲无线随钻测量系统及其使用方法 | |
| US11713623B2 (en) | Motor power section with integrated sensors | |
| CN202900265U (zh) | 近钻头随钻测量声波短距离传输装置 | |
| EP3530876B1 (en) | Turbine drilling assembly with near drill bit sensors | |
| US10914120B2 (en) | Flexible collar for a rotary steerable system | |
| CN205477594U (zh) | 一种随钻测斜仪 | |
| RU218267U1 (ru) | Турбинный генератор электроэнергии с возможностью исследования газонефтяных скважин | |
| US8205688B2 (en) | Lead the bit rotary steerable system | |
| US9938772B2 (en) | System and process for drilling a planned wellbore trajectory with a downhole mud motor | |
| EP2876255A2 (en) | Instrumented core barrels and methods of monitoring a core while the core is being cut | |
| CN118669049A (zh) | 一种磁导向钻具、相关系统及方法 | |
| RU2017116145A (ru) | Автономно-телеметрическая забойная система диаметром 172 мм для каротажа в процессе бурения (автономно-телеметрическая система) и способ ее реализации |