NO336221B1 - Anordning og fremgangsmåte for innhenting av data fra et borehull under boreoperasjoner. - Google Patents
Anordning og fremgangsmåte for innhenting av data fra et borehull under boreoperasjoner. Download PDFInfo
- Publication number
- NO336221B1 NO336221B1 NO20040687A NO20040687A NO336221B1 NO 336221 B1 NO336221 B1 NO 336221B1 NO 20040687 A NO20040687 A NO 20040687A NO 20040687 A NO20040687 A NO 20040687A NO 336221 B1 NO336221 B1 NO 336221B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pressure
- chamber
- piston
- probe
- downhole
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 69
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 89
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 46
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 41
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 30
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 16
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 9
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 8
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 7
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims 2
- 210000003679 cervix uteri Anatomy 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 32
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 20
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 4
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 241000965255 Pseudobranchus striatus Species 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012811 non-conductive material Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt bestemmelse av forskjellige nedihullsparametere i en undergrunns formasjon som gjennomhulles av en brønnboring. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse bestemmelse av nedihullsparametere så som ringromstrykk, formasjonstrykk og/eller poretrykk, under en boringsoperasjon.
Dagens drift og produksjon av oljebrønner involverer kontinuerlig overvåkning av forskjellige undergrunns formasjonsparametere. Ett aspekt ved standard formasjonsevaluering dreier seg om parametere vedrørende reservoartrykk og permeabiliteten i reservoargrunnen. Kontinuerlig overvåkning av parametere så som reservoartrykk og -permeabilitet bestemmer formasjonstrykkets endring over en tidsperiode, og er essensielt for å forutsi produksjonskapasiteten og levetiden til en undergrunnsformasjon.
Dagens operasjoner bestemmer typisk disse parametrene ved hjelp av kabeiført logging med bruk av et "formasjonstesterverktøy". Denne typen målinger krever en "tilleggstripp" nedihulls. Med andre ord må borestrengen fjernes fra brønnboringen slik at en formasjonstester kan bli ført inn i brønnboringen for å samle inn formasjonsdataene, og etter tilbakehenting av formasjonstesteren må borestrengen føres tilbake inn i brønnboringen for å fortsette boringen. Det er således vanlig at formasjonsparametere, omfattende trykk, blir overvåket ved hjelp av kabelførte formasjonstesterverktøy, for eksempel de verktøyene som er beskrevet i U.S.-patentene 3,934,468; 4,860,581; 4,893,505; 4,936,139; og 5,622,223. Hvert av disse patentene er begrenset i det at de beskrevne formasjonstesterverktøyene kun er i stand til å samle inn formasjonsdata så lenge de kabelførte verktøyene befinner seg inne i brønnboringen og i fysisk kontakt med den formasjonssonen som er av interesse. Siden det å "trippe brønnen" for å anvende slike formasjonstestere konsumerer store mengder kostbar rigg-tid, blir det typisk gjort under omstendigheter der formasjonsdataene er absolutt nød-vendige, etler når tripping av borestrengen blir gjort for utskifting av borkronen eller av andre grunner.
Tilgjengelighet av reservoarformasjonsdata i "sanntid<B>under brønnborings-aktiviteter er nyttig. Sanntids formasjonstrykk oppnådd under boring vil gjøre det mulig for en boreingeniør eller boremannskap å ta avgjørelser vedrørende endring av boreslammets vekt og sammensetning, så vel som penetrasjonsparametere, på et mye tidligere tidspunkt for på den måten å fremme sikkerhetsaspektene ved boring. Tilgjengelighet av reservoarformasjonsdata i sanntid er også ønskelig for å muliggjøre presisjonsstyring av borkronevekten i forhold tit endringer i formasjons-trykket og endringer av permeabiliteten, slik at boringsoperasjonen kan bli utført med maksimal effektivitet.
Det har vært utviklet teknikker for å samle inn formasjonsdata fra en under-grunnssone av interesse mens boreverktøyet befinner seg i brønnboringen, og uten at det er nødvendig å trippe brønnen for å føre inn formasjonstestere nedihutls for å bestemme disse parameterene. Eksempler på teknikker som involverer måling av forskjellige nedihullsparametere under boring er vist i U.K.-patentsøknaden GB 2,333,308, overdratt til Baker Hughes Incorporated, U.S.-patentsøknaden 6,026,915, overdratt til Halliburton Energy Services, Inc. samt U.S.-patentene 6,230,557 og 6,164,126 overdratt tit samme som foreliggende oppfinnelse.
Til tross for fremskrittene gjort i forbindelse med det å oppnå nedihulls formasjonsparametere, er det fortsatt et behov for å videreutvikle pålitelige teknikker som muliggjør innsamling av data under høringsprosessen. Fordeler kan også oppnås ved å benytte brønnmiljøet og den pågående operasjonen av bore-verktøyet til å lette oppnåelse av målinger. Det er ønskelig at slike teknikker frembringes som er automatiske og/eller ikke krever signaler fra overflaten for aktivering. Det er videre ønskelig at slike teknikker tilveiebringer én eller flere av følgende, blant annet, enklere operasjon, minimal innvirkning på boringsoperasjonen, hurtig operasjon, minimalt testvolum, ekstern testing av en rekke forskjellige nedihullsparametere, fjerning av strømningsledninger for testing, flere testeranordninger rundt verktøyet for flere muligheter for testresultater, reduksjon eller omgåelse av bruken av motorer, pumper og/eller ventiler, lavt kraftforbruk, reduksjon av antallet bevegelige deler, kompakt utførelse, slitestyrke og holdbarhet selv for operasjoner med kraftige sammenstøt og hurtig respons. Ytterligere fordel ville bli oppnådd dersom en slik anordning kunne anvendes i kombinasjon med et forundersøkelsesstempel for å tilveiebringe trykkmålinger, forundersøkelses-funksjoner så vel som andre nedihuilsdata.
Oppfinnelsen vedrører generelt et apparat for å samle inn nedihullsdata under en boringsoperasjon via et boreverktøy som er posisjonert i en brønnboring. Brønnboringen har et ringromstrykk. Brønnboringen gjennomhuller en undergrunnsformasjon i hvilken det er et poretrykk. Nedihullsverktøyet er innrettet for strømning av et boreslam derigjennom, slik at det skapes et internt trykk i dette. Det dannes en trykkforskjell mellom det interne trykket og ringromstrykket.
I minst ett aspekt omfatter apparatet et vektrør, et stempel og en føler. Vektrøret kan operativt festes til en borestreng av boreverktøyet, og har en passasje for strømning av boreslam derigjennom. Vektrøret har en åpning deri som fører inn i et trykkammer. Trykkammeret står i fluidkommunikasjon med passasjen og/eller brønnboringen. Stempelet er sleidbart anordnet i trykkammeret, og har en stang som forløper fra dette og inn i åpningen. Stempelet er bevegelig tit en lukket posisjon i respons til en økning av trykkforskjellen og til en åpen posisjon i respons tii en reduksjon av trykkforskjellen, slik at i den lukkede posisjonen, stangen fyller åpningen, og i den åpne posisjonen i hvert fatl en andel av stangen er trukket inn i kammeret slik at det dannes et hulrom i åpningen for mottak av nedihullsfluid. Føleren er anordnet i stangen for å samte inn data fra nedihullsfluidet i hutrommet.
t et annet aspekt omfatter apparatet et vektrør, en sonde, et stempel og en føler. Vektrøret kan operativt koples til en borestreng av boreverktøyet. Vektrøret har en passasje for strømning av boreslam derigjennom. Vektrøret har en åpning som fører inn i et trykkammer. Trykkammeret står i fluidkommunikasjon med passasjen og/etler brønnboringen. Sonden er sleidbart anordnet i trykkammeret. Sonden er bevegelig mellom en tilbaketrukket posisjon i trykkammeret og en utstrakt posisjon der den forløper fra vektrøret og inn i åpningen i kragen. Sonden kan posisjoneres ved sideveggen i brønnboringen for forseglende inngrep med denne. Sonden har en sondeåpning derigjennom som fører inn i et sondekammer i denne. Stempelet er sleidbart anordnet i et sondekammer i sonden, og omfatter en stang som står ut fra dette og inn i sondeåpntngen. Stempelet er bevegelig til en lukket posisjon i respons til en økning av trykkforskjellen og til en åpen posisjon t respons til en reduksjon av trykkforskjellen, slik at i den lukkede posisjonen, stangen fyller åpningen, og i den åpne posisjonen i hvert fall en andel av stangen er trukket inn i kammeret slik at det dannes et hulrom i sondeåpningen for mottak
av nedihullsfluid. Føleren er anordnet i stangen for å samle inn data fra nedihullsfluidet i hulrommet.
Apparatet kan være utstyrt med en hydraulisk styrekrets for å styre det interne trykket og/eller ringromstrykket for aktivering av stempelet og/eller sonden. Hydraulikken kan også anvendes for å påvirke tidsstyringen av testene utført av stempelet og/eller sonden.
Føleren kan være utstyrt med kretssystemer innrettet for å lette innsamling og/eller kommunikasjon av data. Kretssystemene kan omfatte en overlappende kommunikasjonsspole, en back-to-back spole og/eller andre innretninger.
Endelig, i et annet aspekt, vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for å samle inn nedihullsdata under en boringsoperasjon ved hjelp av et nedihulls boreverktøy som posisjoneres i en brønnboring. Brønnboringen har et ringromstrykk deri. Brønnboringen forløper gjennom en undergrunnsformasjon i hvilken det er et poretrykk. Det dannes en trykkforskjell mellom det interne trykket og ringromstrykket. Fremgangsmåten omfatter det å utstyre et nedihulls boreverktøy med et vektrør som har en passasje derigjennom, anbringe boreverktøyet i en brønnboring, selektivt endre trykkforskjellen på en slik måte at stempelet beveges mellom den åpne og den lukkede posisjonen samt å innhente måledata fra nedihullsfluidet i hulrommet. Vektrøret har en åpning deri som fører inn i et kammer samt et stempel som er sleidbart anordnet i kammeret og som har en stang som forløper fra dette og inn i åpningen. Stempelet kan beveges mellom en lukket og en åpen posisjon. Målinger kan tas kontinuerlig eller i ønskede intervaller.
Andre aspekter ved oppfinnelsen vil klargjøres av den etterfølgende beskrivelsen. Figur 1 er et elevert snitt, delvis i seksjon og delvis i blokkdiagram, av en konvensjonell borerigg og en borestreng som anvender foreliggende oppfinnelse, Figur 2 er et elevert snitt, delvis i seksjon og delvis i blokkdiagram, av en stabiliseringskrage som inneholder trykkenheter, Figur 3A er et tverrsnitt av en første utførelsesform av en trykkenhet i figur 2 i den lukkede posisjonen, Figur 3B er et tverrsnitt av en annen utførelsesform av en trykkenhet i figur 2 i den åpne posisjonen, Figur 4A er et tverrsnitt av en første utførelsesform av en trykkenhet i figur 3 i den utstrakte posisjonen, og et tilhørende hydraulikkstyringsdiagram, Figur 4B er et tverrsnitt av en annen utførelsesform av en trykkenhet i figur 3 i den tilbaketrukne posisjonen, og et tilhørende hydraulikkstyirngsdiagram, Figur 5A er et skjematisk snitt som viser detaljert en første utførelsesform av elektronikk for trykkenheten i figur 2, og Figur 5B er et skjematisk snitt som viser detaljert en annen utførelsesform av elektronikk i trykkenheten i figur 2. Figur 6 er et blokkdiagram som viser elektronikken for trykkenhetene i figur 2. Figur 1 viser et typisk boresystem og et tilhørende miljø. En landbasert platt-form- og boretårn-enhet 10 er anordnet over en brønnboring 11 som forløper gjennom en undergrunnsformasjon F. Brønnboringen 11 er dannet ved rotasjonsboring på en velkjent måte. Fagmannen som drar nytte av denne beskrivelsen, vil imidlertid forstå at foreliggende oppfinnelse også kan anvendes for retningsboring så vel som for rotasjonsboring, og at den ikke er begrenset til landbaserte rigger.
En borestreng 12 er opphengt inne i brønnboringen 11, og omfatter en borkrone 15 ved sin nedre ende. Borestrengen 12 blir rotert av et rotasjonsbord 16, drevet av en ikke vist anordning som danner inngrep med et rotasjonsrør 17 ved den øvre enden av borestrengen. Borestrengen 12 er opphengt fra en krok 18 som er festet til en løpeblokk (heller ikke vist), via rotasjonsrøret 17 og en rotasjons-svivel 19, som muliggjør rotasjon av borestrengen i forhold til kroken.
Borefluid eller slam 26 er tagret i et basseng 27 tilveiebragt ved bore-området. En pumpe 29 forsyner borefluid 26 til innsiden av borestrengen 12 via en luke i svivelen 19, og bevirker strømning av borefluidet nedover gjennom borestrengen 12 som angitt av retningspilen 9. Borefluidet forlater borestrengen 12 gjennom porter i borkronen 15, og sirkulerer da oppover langs området mellom utsiden av borestrengen og brønnboringsveggen, kalt ringrommet, som angitt av retningspilene 32. På denne måten smører borefluidet borkronen 15 og fører med seg borkaks opp til overflaten mens det returnerer til bassenget 27 for resirkulering.
Boreslammet tjener forskjellige funksjoner for å lette boringsprosessen, så som å smøre borkronnen 15 og transportere borkaksen generert av borkronen under boring. Borkaksen og/eller andre faste stoffer blander seg i borefluidet og danner en "slamkake" 160 som også tjener forskjellige funksjoner, så som å beklé borehullsveggen.
Det kompakte borefluidet 26 drevet av en pumpe 29, anvendes for å holde boreslammet i brønnboringen under et trykk (ringromstrykket Pa) som er høyere enn trykket i fluid i den omkringliggende formasjonen F (poretrykket Pp) for å hindre at formasjonsfluid strømmer fra omkringliggende formasjoner og inn i borehullet. Med andre ord holdes ringromstrykket (Pa) høyere enn poretrykket (Pp), slik at brønnboringen er "overbalansert" (Pa > Pp) og ikke forårsaker en utblåsning. Ringromstrykket (Pa) holdes vanligvis også lavere enn et gitt nivå for å hindre at formasjonen rundt brønnboringen sprekker opp og for å hindre at borefluid kommer inn i den omkringliggende formasjonen. Nedihullstrykkene holdes således vanligvis innenfor et gitt område.
Borestrengen 12 omfatter videre en bunnhullsenhet, angitt generelt som 100, nær borkronen 15 (det vil si innenfor noen vektrørlengder fra borkronen). Bunnhullsenheten omfatter innretninger for å måle, prosessere og lagre innforma-sjon, så vel som for å kommunisere med overflaten. Bunnhullsenheten 100 omfatter således, blant annet, et apparat 200 for måling og lokal kommunikasjon for bestemmelse og kommunikasjon av resistiviteten til formasjonen F som omgir brønnboringen 11. Kommunikasjonsapparatet 200, omfattende en senderantenne 205 og en mottakerantenne 207, er beskrevet i detalj i U.S.-patentet 5,339,037, overdratt til samme som søkeren bak denne søknaden.
Enheten 100 omfatter videre et vektrør 130 for å utføre forskjellige andre målefunksjoner, samt en overflate/lokalkommunikasjon-komponent 150. Komponenten 150 omfatter en antenne 250 anvendt for lokal kommunikasjon med apparatet 200 samt en kjent type akustisk kommunikasjonssystem som kommuni-serer med et tilsvarende system (ikke vist) på jordoverflaten ved hjelp av signaler overført gjennom borefluidet eller slammet. Overflate-kommunikasjonssystemet i komponenten 150 omfatter således en akustisk sender som genererer et akustisk signal i borefluidet som representerer de målte nedihullsparameterene.
Én egnet type akustisk sender anvender en anordning kjent som en "slamsirene", som omfatter en slisset stator og en slisset rotor som roterer og
gjentagelsesvis avbryter strømningen av borefluid for å generere et ønsket akustisk bølgesignal i borefluidet. Drivelektronikken i komponenten 150 kan omfatte en passende moduiator, så som en PSK (Phase Shift Keying)-modulator, som konvensjonelt genererer drivsignaier for anvendelse på slamsenderen. Disse drivsignalene kan anvendes for å bevirke en passende modulering av slamsirenen.
Den genererte akustiske bølgen mottas ved overflaten av signalomformere angitt med referansenummer 31. Signalomformerne, foreksempel piezoelektriske signalomformere, konverterer de mottatte akustiske signalene til elektroniske signaler. Utgangen fra signalomformerne 31 er koplet til en oppihulls mottaker-komponent 90 som demodulerer de overførte signalene. Utgangen fra mottaker-komponenten 90 er i sin tur koplet til en prosessor 85 og en opptaker 45.
Et oppihulls-sendersystem 95 er også tilveiebragt, som tjener til å styre avbrytelse av operasjonen til pumpen 29 på en måte som kan detekteres av signalomformere 99 i komponenten 150. På denne måten tilveiebringes toveis-kommunikasjon mellom komponenten 150 og utstyret oppihulls, som beskrevet mer i detalj i U.S.-patentet 5,235,285.
Borestrengen 12 er i den utførelsesformen som er vist i figur 1 videre utstyrt med en stabilisatorkrage 300. Slike stabilisatorkrager anvendes for å adressere borestrengens tendens til å "slingre" og bli desentrert mens den roterer i brønn-boringen, noe som resulterer i et avvik av brønnboringens retning fra den ønskede banen (for eksempel en rett, vertikal linje). Et slikt avvik vil kunne forårsake utilbørlig høye sidekrefter på borestrengseksjonene så vel som på borkronen, noe som øker slitasjen. Disse kreftene kan unngås ved å tilveiebringe en mekanisme for å sentrere borkronen, og til en viss grad borestrengen, inne i brønnboringen, for eksempel stabilisatorblader 314.
Figur 2 illustrerer en stabilisatorkrage 300a, delvis i tverrsnitt, som kan
anvendes i forbindelse med et boreverktøy, for eksempel boreverktøyet 100 i figur 1. Kragen 300a er koplet til en borestreng 12 og posisjonert i et borehull 11 som er kledd med en slamkake 105. Stabilisatorkragen 300a omfatter et antall stabilisatorblader 314a med trykkenheter 210. Stabilisatorkragen 300a har en passasje 215 som forløper derigjennom for strømning av borefluid gjennom nedihullsverktøyet som angitt av pilen. Strømningen av fluid gjennom verktøyet skaper et internt trykk
Pi. Utsiden av vektrøret er eksponert for ringromstrykket PA i den omkringliggende brønnboringen. Trykkforskjellen 8P mellom det interne trykket Pi og ringromstrykket PA kan anvendes for å aktivere trykkenhetene 210, som vil bli beskrevet mer i detalj nedenfor. Dersom det ønskede trykkforskjellen ikke oppnås ved denne innretningen av bunnhullsenheten, kan en ekstra struping (ikke vist) tilveiebringes i borestrengen for å begrense strømningen og skape mottrykk.
Stabilisatorkragen 300a har en rørformig stamme 302 innrettet for aksiell kopling i et nedihutlsverktøy, så som borestrengen 12 i figur 1. Stammen 302 kan således være utstyrt med tapp- og muffeender 304,306 for konvensjonell montering i borestrengen. Som vist i figur 2, kan endene 304, 306 være spesial-innrettede krager som er festet til den sentrale, langstrakte andelen av stammen 302 på en konvensjonell måte, for eksempel med en gjengekopling og/eller ved sveising.
Stabilisatorkragen 300 omfatter videre en stabilisatoranordning eller -muffe 308 anordnet rundt den rørformige stammen 302 mellom endene 304 og 306. Aksiallagre 312 er tilveiebragt for å redusere friksjonskreftene og bære de aksielle lastene dannet i den aksielle overflaten mellom muffen 308 og stammeendene 304, 306. Dreietetninger 348 og radiallagre 346 er også tilveiebragt i den radielle overflaten mellom stammen 302 og muffen 308.
Stabilisatorkragen 300a i figur 2 har tre spiralløpende stabifisatorblader 314a anordnet rundt vektrørets periferi. Stabilisatorbladene 314a er festet, foreksempel ved hjelp av sveiser eller bolter, til den utvendige overflaten av stabilisatormuffen 308. Bladene er fortrinnsvis anordnet i en avstand fra hverandre og innrettet i spiral, som vist i figur 2, eller aksielt (figur 1) langs stabilisatormuffen. Det er for tiden foretrukket at muffen 308 omfatter tre slike blader 314 jevnt fordelt rundt muffens periferi. Foreliggende oppfinnelse er imidlertid ikke begrenset til denne tre-blads utførelsesformen, og kan anvendes til fordel med andre blad-innretninger.
For illustrasjonsformål er det vist tverrsnitt av to utførelsesformer av en trykkenhet 210a og 210b. Trykkenheten 210a er anordnet inne i stabilisatorbladet 314a for å utføre forskjellige målinger. Trykkenheten 210a kan anvendes for å overvåke ringromstrykk i borehullet og/eller trykk i den omkringliggende formasjonen når den er bragt i inngrep med borehullsveggen. I figur 2 står ikke trykk enheten 210a t inngrep med borehullsveggen 110, og kan derfor måle ringromstrykket, om ønsket. Når den beveges til inngrep med borehullsveggen 110, kan trykkenheten 210a anvendes for å måle poretrykk i den omkringliggende formasjonen.
Som best kan sees i figur 2, kan trykkenheten 210b strekkes ut fra stabilisatorbiadet 314a til forseglet inngrep med slamkaken 105 og/eller veggen 110 i borehullet 11 for å ta målinger i den omkringliggende formasjonen. Trykkenheten 210b kan aktiveres, som beskrevet ytterligere nedenfor, til å strekke seg ut fra stabilisatoren til kontakt med det omkringliggende borehullet for å ta den ønskede målingen. Eventuelt kan trykkenheten 210b også anvendes for å måle ringromstrykk når den ikke står i inngrep med borehullsveggen. Én eller flere trykkenheter av forskjellige typer kan anvendes i ett eller flere stabilisatorblader for å utføre de ønskede målingene.
Figurene 3A og 3B viser trykkenheten 210a mer i detalj. Figur 3A viser trykkenheten 210a i en lukket posisjon. Figur 3B viser trykkenheten i en testposisjon, eller åpen posisjon. Trykkenheten 210a befinner seg i et kammer 355 i stabilisatorbiadet 314a. Trykkenheten 210a omfatter et stempel 350 og en fjær 365. Stempelet omfatter en første andel 375 som er sleidbart bevegelig inne i et kammer 355 i stabilisatorbiadet 314a, og en andre andel, eller stang, 370 som står ut fra den første andelen. Den andre andelen 370 forløper fra kammeret 355 inn i en passasje 380, og er sleidbart bevegelig i denne. Stempelet kan være tilveiebragt med tetninger for å lette bevegelse inne i kammeret og/eller passasjen. Passasjen 380 forløper fra en åpning 385 i vektrøret, gjennom stabilisatorbiadet 314a og inn i kammeret 355.
Stempelet er fortrinnsvis tilveiebragt med en føler 360, for eksempel en trykkføler, som er i stand til å ta målinger nedihulls. Føleren er fortrinnsvis eksponert for fluider ved den første andelen 370 av stempelet 350. Føleren kan bli aktivert til å overvåke og/eller selektivt ta målinger, for eksempel trykkmålinger, under nedihullsoperasjonene.
Fjæren 365 er anordnet rundt den første andelen 370 i en lomme 381 dannet i kammeret 355 mellom den andre andelen 375 av stempelet og veggene i kammeret. Som vist i figur 3A, er fjæren sammenpresset inne i lommen 381 mellom stempelet 350 og kammeret 355. Lommen 381 står i fluidkommunikasjon med brønnboringen via en kanal 390. Kammeret 355 står i fluidkommunikasjon med passasjen 215 (figur 2) gjennom nedihullsverktøyet. Eventuelt kan et oljefylt stempel være tilveiebragt i en kanal 397 for å isolere boreslammet fra trykkenheten 210a mens det fortsatt tillater trykket i denne å virke.
Under boring skaper stam som strømmer gjennom nedihullsverktøyet et internt trykk P|. Mellom det interne trykket og borehultstrykket PA er det en trykkforskjell. Når det strømmer fluid i passasjen 215, øker trykkforskjellen, og det virker en trykkraft mot kammeret 355. En struping 240 (figur 2) elter en tilsvarende anordning kan anvendes for å begrense eller forsinke passasjen av fluid gjennom kanalen 220 (figur 2) og med det forsinke bevegelsen av stempelet. Når det er dannet tilstrekkelig trykk i kammeret 355, anvender det interne trykket Pi en kraft mot stempelet 350 som angitt av pilen. Kraften fra dette interne trykket er høyere enn den fra ringromstrykket PA pluss kraften fra fjæren 365, og forårsaker dermed at stempelet beveger seg mot åpningen 385 i stabilisatorbiadet 314a.
Fluid i lommen 381 kan uhindret strømme mellom borehullet og lommen via kanalen 390. Den første andelen 375 av stempelet presser sammen fjæren 365. Den andre andelen 370 beveger seg mot åpningen 385 og fyller passasjen 380. Mens borefluid strømmer gjennom passasjen 215, anvender således internt trykk skapt av dette en kraft mot stempelet 350 og beveger det til den lukkede posisjonen. Når trykkenheten ikke står i inngrep med borehullsveggen og slamkaken, kan føleren ta nedihultsmålinger i brønnboringen, for eksempel av ringromstrykket Pa i brønnboringen.
Som vist i figur 3B, når verktøyet stopper opp og fluid slutter å strømme gjennom verktøyet, faller det interne trykket, og trykkforskjellen mellom det interne trykket og borehullstrykket fatler i dette tilfellet til omtrent null. Det interne trykket er ikke lenger tilgjengelig for å anvende kraft mot stempelet 350 og komprimere fjæren 365, og fjæren ekspanderer til sin ubelastede stilling. Ekspansjon av fjæren forårsaker at stempelet trekkes vekk fra åpningen 385 og inn i stabilisatorbiadet. Fluid i hulrommet 355 kan fordrives inn i passasjen 215 og/eller borehullsfluid kan suges inn i kammeret 381.
Det at stempelet trekker seg inn i stabilisatorbiadet skaper et lite hulrom 395
(typisk fra omtrent 1 kubikkcentimeter til omtrent 3 kubikkcentimeter) som går fra åpningen 385 og inn i passasjen 380. En trykkføler 360 måler trykket i fluidet i hulrommet etter hvert som stempelet trekkes inn i verktøyet. Når trykkenheten ikke står i inngrep med brønnboringsveggen, kan fluid fra borehullet fylle hulrommet 395.1 denne posisjonen kan føleren ta eller fortsette å ta borehullsmålinger. Når trykkenheten står i inngrep med borehullsveggen 110, vil imidlertid det at stempelet trekkes inn i stabilisatorbiadet suge formasjonsfluid inn i hulrommet 395 og tilveiebringe formasjonsdata, for eksempel poretrykk eller formasjonstrykk. Strømningen av fluid inn i hulrommet og den tilhørende målingen kan også anvendes for å utføre en forundersøkelse. Teknikker for utførelse av forundersøkelser er kjente for fagmannen, og er for eksempel beskrevet i U.S.-patentene 4,860,581 og 4,936,139 utstedt til Zimmermann m. fl., som begge er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse.
Når sirkulasjonen av borefluid gjennom verktøyet er gjenoprettet og det er dannet en tilstrekkelig trykkforskjell, returnerer stempelet tii posisjonen i figur 3A. På denne måten kan trykkenheten anvendes for å ta flere nedihullsmålinger. Når fluid strømmer gjennom nedihullsverktøyet, beveges stempelet til den lukkede posisjonen t figur 3A i forberedelse for den neste testen. Når strømningen av fluid opphører, bringes stempelet til den åpne posisjonen i figur 3B, og innsugnings-syklusen begynner. Operasjonen kan gjentas som ønsket. Bevegelsen av stempelet kan forsinkes ved å innlemme en struping i kanalen 397 for å begrense strømningen ut av kammeret 355.
Figurene 4A og 4B viser trykkenheten 210b mer i detalj. Figur 4A viser trykkenheten 210b i den utstrakte stillingen. Figur 4B viser trykkenheten 210b i den inntrukkede stillingen. En tilhørende hydraulisk styrekrets 400 er vist skjematisk i hver av disse figurene for ytterligere å beskrive virkemåten til trykkenheten i hver stilling.
Trykkenheten 210b omfatter en intern trykkenhet 405 anordnet inne i en sondeenhet 410. Sondeenheten 410 omfatter en bærer 412, en pakning 414, en fjær 416 og en krage 417. Bæreren 412 er anordnet i et kammer 418 i stabilisatorbiadet 314a, og er sleidbart bevegelig i dette. Tetninger 420 kan være tilveiebragt for å forsegle sonden i kammeret og lette bevegelse i dette. Pakningen 414, typisk tilvirket av en elastomer eller gummi, er tilveiebragt ved en utvendig ende av bæreren 412 for å lette dannelse av et forseglende inngrep med borehullsveggen. Kragen 417 er fortrinnsvis festet med gjenger inne t kammeret 418 rundt en åpning 415 i stabilisatorbiadet Kragen 417 omslutter bæreren, og bæreren er sleidbart bevegelig i denne. Fjæren 416 omslutter bæreren og er sammenpresset i en lomme 419 mellom kragen 417 og en skulder 422 av bæreren 412. En lomme 421 er dannet mellom skulderen 422, bæreren 412 og stabilisatorbiadet 314a.
Bæreren 412 har et internt kammer 355b. Den interne trykkenheten 405 er anordnet i det interne kammeret 355b. I likhet med trykkenheten 210a i figurene 3A og 3B, omfatter den interne trykkenheten 405 et stempel 305 og en fjær 365. Stempelet har en første andel 375 som er sleidbart bevegelig inne i kammeret 355b og en andre andel som står ut fra denne. Den andre andelen 370 forløper fra kammeret 355b og inn i en passasje 380, og er sleidbart bevegelig i denne. Stempelet kan være tilveiebragt med tetninger for å isolere forskjellige andeler av kammeret fra hverandre og/eller fra eksternt slam. Stempelet er fortrinnsvis tilveiebragt med en føler 360 som er i stand til å ta målinger nedihulls. En fjær 365 er anordnet i kammeret 355b rundt det første andelen 370. Som vist i figur 3A, er fjæren sammenpresset i en lomme 381 i kammeret 355b mellom den andre andelen 375 av stempelet og veggene i kammeret. Lommen 381 står i fluidkommunikasjon med kammeret 418 via kanalen 465. Kammeret 355b står i fluidkommunikasjon med olje under trykk fra passasjen 215 i nedihullsverktøyet via kanalen 460, lommen 419 og kanalene 448,440 og 442.
Den hydrauliske styreledningen 400 anvendt for å aktivere trykkenheten 210b, omfatter en lavtrykkskompensator 424, en høytrykkskompensator 426 og en akkumulator 428. Den hydrauliske styreledningen er fortrinnsvis innrettet for å muliggjøre selektiv aktivering eller deaktivering av sonden og/eller trykkføler-enhetene. Denne ekstra styringen kan være nødvendig under boring, tripping eller andre omstendigheter hvor aktivering eller deaktivering av trykkstyringsenhetene er ønsket. Føleren(e) kan anvendes for å frembringe data for å bestemme hvorvidt en slik omstendighet har oppstått.
Kompensatorene er fortrinnsvis i stand til å kompensere for volumendringer forårsaket av trykkforskjeller, temperaturforskjeller og/eller bevegelse av nedihulls-
verktøyet. Lavtrykkskompensatoren 424 er operativt forbundet med kammeret 418
i stabilisatorbiadet 314a via kanalen 429. Lavtrykkskompensatoren omfatter et steidestempel 433 som danner et første kammer 430 med variabelt volum og et andre kammer 432 med variabelt volum. Det første kammeret 430 står i fluidkommunikasjon med kanalen 429, og det andre kammeret 432 står i fluidkommunikasjon med borehullet (og/eller ringromstrykket Pa t dette).
Akkumulatoren 428 er operativt forbundet med kanalen 429 via en kanal 434. Akkumulatoren lagrer olje under høyt trykk, og kan anvendes for å øke trykket i kammeret 421. Akkumulatoren omfatter et fjærbelastet stempel 435 som definerer et første kammer 436 og et andre kammer 438. Det første kammeret 436 står i fluidkommunikasjon med kanalen 434 og kanalen 429. Det andre kammeret 438 i akkumulatoren er forbundet via kanalene 456,440 og 442 med høytrykks-kompensatoren 426; via kanalene 444 og 446 med kammeret 421; og via kanalene 444,460 og 442 med lommen 419.
Høytrykkskompensatoren 426 har et sleidestempel 453 som definerer et første kammer 450 med variabelt volum og et andre kammer 452 med variabelt volum. Det første kammeret 450 står i fluidkommunikasjon med kammeret 421 via kanalene 442,440 og 446; med akkumulatoren 428 via kanalene 442,440 og 456; og med lommen 419 via kanalene 442,440 og 448. En tilbakeslagsventil 454 er tilveiebragt i kanalen 456 for å hindre fluid i å strømme fra det andre kammeret 438 i akkumulatoren 428 til kanalen 440. Det andre kammeret 452 i høytrykks-kompensatoren 426 står i fluidkommunikasjon med passasjen 215 i stabilisatorkragen 300a (figur 2) og det interne trykket Pi i denne.
Forskjellige anordninger kan være tilveiebragt i styrekretsen for å overvåke, manipulere og/eller styre strømningen av fluid og/eller aktiveringen av sonde-og/eller trykkenhetene. En interntrykk-føler 490 kan være tilveiebragt for å overvåke det interne trykket i passasjen 425. En ringromstrykk-føler 495 kan være tilveiebragt for å overvåke ringromstrykket i brønnboringen. Begge trykkene kan også overvåkes samtidig ved hjelp av en differensialtrykkmåler (ikke vist). En struping 458 (eller en lekkasjeåpning, en elektrisk styring eller en annen strupings-enhet) er fortrinnsvis tilveiebragt i kanalen 460 for å bremse strømningen av fluid gjennom kanalen 460 (dvs. mellom det andre kammeret 436 i akkumulatoren 428 og høytrykkskompensatoren 426). En struping 462 er fortrinnsvis anordnet i kanalen 460 for å begrense og/eller forsinke strømningen av fluid ut av kammeret 355b.
En elektrisk av/på-bryter (ikke vist) kan også være tilveiebragt for å aktivere den hydrauliske styrekretsen 400. Når den er aktivert, er ingen ytterligere signaler nødvendige for å aktivere systemet til å utføre tester. Systemet er i stand til å kjøre uten aktivering. Det er imidlertid mulig å legge til elektriske styringer og/eller signaler for kommunikasjon med systemet. Én måte å bevirke slik aktivering er å innlemme en av/på-bryter i det hydrauliske styresystemet. En elektrisk av/på-bryter kan være koplet til det første kammeret 430 i lavtrykkskompensatoren og/etler det første kammeret 450 i høytrykkskompensatoren for å sende et signal for å isolere høytrykkskompensatoren fra systemet. I dette tilfellet vil ikke akkumulatoren bli ladet og endringer i trykkforskjellen vil ikke lenger ha noen innvirkning på systemet.
I figur 4A er trykkenheten 210b vist i den utstrakte stillingen. Fluid strømmer ikke lenger gjennom nedihullsverktøyet og skaper en trykkforskjell. Trykket i fluidet i det andre kammeret 452 i høytrykkskompensatoren 426 er redusert og stempelet 453 kan bevege seg for å redusere størrelsen til kammeret 452. Kammeret 450
øker tilsvarende og suger fluid ut fra lommen 419, slik at fjæren 416 kan trekke seg sammen og med det bringe bæreren 412 ut fra bladet 314a. Tapet av internt trykk i kammeret 452 forårsaker også at fluid i akkumulatorkammeret 438 fordrives inn i kanalen 444. Mesteparten av fluidet i kanalen 444 strømmer via kanalen 446 inn i lommen 421 og anvender med det en kraft mot skulderen 422 som beveger bæreren utover fra stabilisatorbiadet. Noe fluid tillates å strømme gjennom kanalen 460 og inn i kanalen 440. Strupingen 458 begrenser imidlertid strømningen av fluid gjennom denne og tillater kun en begrenset utstrømning av dette fluidet.
Etter hvert som fluid i akkumulatorkammeret 438 fordrives, beveger stempelet 435 seg og utvider kammeret 436. Fluid suges fra kammeret 430 i lavtrykkskompensatoren 433 og inn i kammeret 436 via kanalene 434 og 429. Fluid i kammeret 430 tillates også å strømme via strømningsledningen 429 inn i kammeret 418.
Den interne trykkenheten 405 er også bevegelig inne i sondeenheten 410 mellom en åpen posisjon, eller testposisjon, som vist i figur 4A og en lukket posisjon som vist i figur 4B. Som vist i figur 4A, når verktøyet stopper opp og fluidet slutter å strømme gjennom verktøyet, faller trykket i kammeret 355b med reduk-sjonen i trykkforskjellen mellom det interne trykket og borehullstrykket. Trykket i kammeret 355b avlastes gjennom kanalen 460 inn i lommen 419. Etter hvert som trykket i kammeret 355b avtar, skyver kraften fra fjæren 365 stempelet inn i kammeret 355b. En struping kan være tilveiebragt for å begrense strømningen gjennom kanalen 465 for å skape en forsinkelse, om ønsket. Fluidet i lommen 381 står i fluidkommunikasjon med kammeret 418 via kanalen 465. Strømningen inn i lommen 418 er fortrinnsvis langsom og forsinket, slik at sondeenheten er fullt utstrakt fra bladet 314a før stempelet 350 beveger seg.
Det at stempelet trekker seg inn i kragen skaper et hulrom 395 (som typisk er fra omtrent 1 kubikkcentimeter til omtrent 3 kubikkcentimeter) som går fra en åpning 385 og inn i passasjen 380. Fluid fra formasjonen kan fylle hulrommet 395 når det er dannet en forsegling mellom pakningen 414 og formasjonen. Trykk-føleren 360 er fortrinnsvis plassert ved hulrommet for å måle trykket i fluidet i hulrommet mens stempelet trekkes inn i verktøyet. En forundersøkelse og/eller andre målinger kan da bli utført for å bestemme forskjellige egenskaper ved den omkringiiggende formasjonen.
Bevegelsen av den interne trykkenheten 405 og sondeenheten 410 kan styres på en slik måte at bevegelsen skjer på det ønskede tidspunktet. For eksempel kan strupingen bli anvendt for å forsinke strømningen av fluid og den tilhørende tilbaketrekkingen av den interne trykkenheten for å gi tilstrekkelig tid til dannelse av en forsegling mellom sondeenheten og borehullsveggen. Andre variasjoner av kretssystemet er tenkelige for å tilveiebringe selektiv strømning av fluid gjennom kretsen og styre operasjonen til trykkenheten.
Når fjær-akkumulatoren 428 er fullt ekspandert, fjernes olje/trykk fra kammeret 438 gjennom kanalene 444,460,440 og 442 inn i kammeret 450. Trykket i kanalen 446 fortsetter å falle til det er likt som det omkringliggende hydrostatiske trykket. Fjæren 416 trekker sondeenheten tilbake inn i bladet 314a og fullfører syklusen. Stempelet 350 er i sin åpne posisjon, eller testposisjon, og prosessen kan gjentas.
Figur 4B viser trykkenheten 210b under en ladesyklusoperasjon for nedihullsverktøyet. Når fluid blir pumpet gjennom den interne passasjen 215, skaper dette et høyere internt trykk Pi i forhold tii ringromstrykket, og forårsaker dermed en trykkforskjell. Denne trykkforskjellen tvinger stempelet 453 til å utvide kammeret 452 og redusere kammeret 450. Fluid fordrives fra kammeret 450 og inn i kammeret 428 via kanalene 442,440 og 456. Fluid fordrives også fra kammeret 436 og inn i kammeret 430 via kanalene 434 og 429. Strømningen av fluid inn i kammeret 430 forårsaker at fluid i kammeret 432 fordrives ut i borehullet.
Fluid strømmer også fra kammeret 450 inn i kammeret 355b via kanalene 442 og 448, lommen 419 og kanalen 460. Strømningen av fluid inn i kammeret 355b overvinner kraften fra fjæren 365 og gjør at stempelet beveger seg mot åpningen 385. Fjæren 365 komprimeres i lommen 381 mellom den andre andelen 375 og veggene i kammeret. Fluid slippes ut fra lommen 381 via kanalen 465 til kammeret 418 og tilbake til kammeret 430 via kanalen 429. Den første andelen 375 av stempelet presses mot fjæren 365, og den andre andelen, eller stangen, 370 fyller passasjen 380. Den interne trykkenheten 405 er nå ladet for å utføre den neste trykkmåltngen.
Figurene 5A og 5B viser elektronikken for trykkenheten mer i detalj. Figur 5A viser en utførelsesform med en overlappende kommunikasjonsspole, og figur 5B viser en utførelsesform med en back-to-back spole. Føleren 360 er fortrinnsvis en liten føler, eksempelvis en MEMS-føler, anordnet på en utvendig ende av stempelet 350 ved åpningen 385 i passasjen 380. Føleren er fortrinnsvis i stand til å måle forskjellige nedihullsparametere, så som trykk, temperatur, viskositet, permeabilitet, kjemisk sammensetning, H2S og/eller andre nedihullsparametere. Lufttette tetninger kan være tilveiebragt for å forsegle føleren i enden av stempelet. Tetningene kan være tilveiebragt for å redusere det nødvendige testvolumet i hulrommet 395 for å oppnå de ønskede målingene. Det er tilveiebragt forbindelser mellom føleren og verktøyet via lufttette forseglede gjennomføringer til verktøyets elektronikk.
Verktøyets elektronikk tilveiebringer fortrinnsvis strøm til og/eller kommunikasjon med følerne. I figur 5A omfatter utførelsesformen med overlappende spole en følerspole 500 og en transmisjonsspole 505. Følerspolen 500 er fortrinnsvis anordnet i den første andelen 375 av stempelet 350. Transmisjonsspolen 505 er fortrinnsvis anordnet i etler rundt kammeret 355.1 hvert fatl en andel av følerspolen og/eller transmisjonsspolen er fortrinnsvis tilvirket av et ikke-konduktivt materiale, så som keramikk.
Et magnetfelt B dannes mellom følerspolen 500 og transmisjonsspolen 505. Feltet muliggjør trådløs forbindelse mellom følerspolen og transmisjonsspolen. Strøm og data blir levert til føleren ved hjelp av den trådløse forbindelsen. Det anvendes imidlertid en kablet forbindelse for å etablere en link mellom elektronikken t trykkenheten og elektronikken i resten av verktøyet, som angitt av spiral-pilen. Transmisjonsspolen overlapper fortrinnsvis med følerspolen, men er uav-hengig av plasseringen av føleren inne i kammeret 355.
Utførelsesformen med en back-to-back spole i figur 5B omfatter en føler-spole 500a, en transmisjonsspole 505a og et keramisk vindu 560. Følerspolen 500a er fortrinnsvis anordnet i den første andelen 375 av stempelet 350. Det keramiske vinduet 560 er fortrinnsvis tilveiebragt i en innvendig vegg i kammeret 355. Transmisjonsspolen 505a er fortrinnsvis plassert i vektrøret ved det keramiske vinduet.
Et magnetfelt Ba dannes mellom følerspolen 500a og transmisjonsspolen 505a gjennom det keramiske vinduet 560. Et felt tilveiebringer en trådløs forbindelse mellom følerspolen og transmisjonsspolen. Strøm og data blir levert til føleren ved hjetp av den trådløse forbindelsen. I denne utførelsesformen kan en trådløs forbindelse også bli anvendt for å etablere en forbindelse mellom elektronikken i trykkenheten og elektronikken i resten av verktøyet.
Denne utførelsesformen fjerner behovet for kabler for føleren og den om-liggende gjengede skålen. Ett eller flere ikke-metalliske keramikkvinduer kan være tilveiebragt mellom følerspolen og transmisjonsspolen for å muliggjøre forbindelse derigjennom. Den mekaniske enheten fjerner behovet for gjennomføringer for spolekabelen. I stedet er det eller de ikke-metalliske vinduene tilveiebragt mellom føleren og transmisjonsspolen. Vinduene muliggjør kopling mellom de to spolene. Selv om de illustrerte utførelsesformene ikke omfatter kablede forbindelser og/eller gjennomføringer, kan enkelte utførelsesformer omfatte stike elementer.
Figur 6 viser et elektronisk blokkdiagram for operasjon av trykkenhetene. Én eller flere trykkenheter med trykkfølere 360 deri anvendes for å samle inn nedi hullsdata. Følerne er forbundet med nedihulls-elektronikken enten via en kablet forbindelse som vist i figur 5A, eller trådløst som vist i figur 5B. Strøm og/etler kommunikasjonssignaler blir distribuert og beskyttet ved anvendelse av en distribueringsanordning 700. Signalene passerer gjennom forforsterkere 705 og demodulatorer 710, og sendes til en kontroller 715 for prosessering. Signaler kan også bli samlet inn fra én eller flere følere, for eksempel en interntrykk-føler 490 og/eller en ringromstrykk-føler 495, og prosessert i kontrolleren. Kontrolleren kan anvendes for å analysere, samle inn, sortere, manipulere og/eller på annen måte prosessere dataene. Dataene kan bli sendt til overflaten via et slamtelemetri-grensesnitt 720. Signaler kan også bli sendt nedihulls via slamtelemetri-grense-snittet til kontrolleren.
Et batteri 725 kan være inkludert for å forsyne strøm til kontrolleren og/eller til følerne. Batteriet leverer strøm til en kraftforsterker 730. Strømsignalet blir sendt gjennom signaldistirbuerings- og beskyttelsesanordningen til trykkføleren(e) 360. Strømsignalet kan anvendes for å forsyne strøm til føleren(e).
Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn til et begrenset antall utførelsesformer, vil fagmannen, som drar nytte av denne beskirvelsen, forstå at andre utførelsesformer er mulige som ikke fjerner seg fra oppfinnelsens ramme som beskrevet her. For eksempel kan utførelsesformer av oppfinnelsen enkelt anpasses og anvendes for å utføre konkrete prøvetakings- eller testeoperasjoner i formasjonen uten å fjerne seg fra oppfinnelsens idé. Følgelig er oppfinnelsens ramme kun begrenset av de etterfølgende kravene.
Claims (34)
1. Apparat for innsamling av nedihullsdata under en boreoperasjon ved hjelp av et nedihulls boreverktøy anordnet i en brønnboring (11), der brønnboringen har et ringromstrykk, brønnboringen forløper gjennom en undergrunnsformasjon med et poretrykk, der nedihullsverktøyet er innrettet for strømning av boreslam (26) derigjennom slik at det skapes et internt trykk i dette, og der det er en trykkforskjell mellom det interne trykket og ringromstrykket, idet apparatet omfatter: et vektrør (130) som er operativt koplingsbart til en borestreng (12) av boreverk-tøyet, idet vektrøret har en passasje (215) for strømning av boreslammet derigjennom og vektrøret har en krageåpning (385) som fører inn i et trykkammer, idet trykkammeret står i fluidkommunikasjon med en passasje (390), brønnboringen eller en kombinasjon av disse;karakterisert vedat et stempel (350) som er sleidbart anordnet i trykkammeret og som har en stang (370) stående utfra dette inn i krageåpningen, idet stempelet er bevegelig til en lukket posisjon som respons til en økning av trykkforskjellen, respektivt til en åpen posisjon som respons til en reduksjon av trykkforskjellen, slik at i den lukkede posisjonen fyller stangen åpningen, i den åpne posisjonen er i hvert fall en andel av stangen trukket inn i kammeret slik at et hulrom (395) dannes i åpningen for mottak av nedihullsfluid; en føler (360) er anordnet i stangen for innsamling av data fra nedihullsfluidet i hulrommet.
2. Apparat ifølge krav 1, videre omfattende en stempelfjær (365) operativt koplet til stempelet, der stempelfjæren er i stand til å anvende en kraft på stempelet slik at stempelet blir drevet til den åpne posisjonen.
3. Apparat ifølge krav 2, der, når boreslam strømmer gjennom passasjen, skaper trykkforskjellen en kraft som er tilstrekkelig til å overvinne kraften fra stempelfjæren.
4. Apparat ifølge krav 2 eller 3, der, når boreslammet ikke strømmer gjennom passasjen, skaper trykkforskjellen en kraft som ikke er tilstrekkelig til å overvinne kraften fra stempelfjæren.
5. Apparat ifølge krav 1, videre omfattende en sonde (410) anordnet i trykkammeret og bevegelig i dette mellom en tilbaketrukket stilling inne i vektrøret og en utstrakt stilling stående ut fra dette, der sonden har en sondeåpning (385) som fører inn i et sondekammer (418), idet stempelet er anordnet i sondekammeret på en slik måte at i den lukkede posisjonen, fyller stangen sondeåpningen, og i den åpne posisjonen er i hvert fall en andel av stangen trukket inn i sondekammeret slik at et hulrom (395) blir dannet i sondeåpningen for mottak av nedihullsfluid.
6. Apparat ifølge krav 5, videre omfattende en sondefjær (365) operativt koplet til sonden, der sondefjæren er i stand til å anvende en kraft på sonden som er slik at sonden blir drevet til den utstrakte stillingen.
7. Apparat ifølge krav 5, der, når boreslam strømmer gjennom passasjen, skaper trykkforskjellen en kraft som er tilstrekkelig til å overvinne kraften fra sondefjæren.
8. Apparat ifølge krav 5, der, når boreslammet ikke strømmer gjennom passasjen, skaper trykkforskjellen en kraft som ikke er tilstrekkelig til å overvinne kraften fra sondefjæren.
9. Apparat ifølge krav 5, videre omfattende en ringromstrykk-sylinder (424), en interntrykk-sylinder (426) og en akkumulator (428), der ringromstrykk-sylinderen står i fluidkommunikasjon med brønnboringen og trykkammeret, interntrykk-sylinderen står i fluidkommunikasjon med passasjen (215) og en av en første lomme (419) i kammeret mellom sonden og vektrøret, en andre lomme (421) i kammeret mellom sonden og vektrøret og kombinasjoner av disse, og akkumulatoren står i fluidkommunikasjon med ringromstrykk- og interntrykk-kamrene (430, 450).
10. Apparat ifølge krav 9, der akkumulatoren står i selektiv fluidkommunikasjon med interntrykk-kammeret.
11. Apparat ifølge krav 10, videre omfattende en tilbakeslagsventil (454) som er i stand til å tillate fluid å forlate akkumulatoren og å strømme inn i interntrykk-kammeret.
12. Apparat ifølge krav 10, videre omfattende en struping (458) som er i stand til å avlaste trykket i en strømningsledning mellom interntrykk-kammeret og akkumulatoren, den andre lommen og kombinasjoner av disse.
13. Apparat ifølge krav 9, videre omfattende en bryter for selektiv aktivering av trykksylindrene (424, 426).
14. Apparat ifølge krav 1 eller 5, videre omfattende en elektronisk kopling mellom følerens elektroniske kretssystemer i nedihullsverktøyet.
15. Apparat ifølge krav 14, der den elektroniske koplingen omfatter en følerspole (500) som er trådløst forbundet med en transmisjonsspole (505).
16. Apparat ifølge krav 15, der følerspolen er anordnet i stempelet, og transmisjonsspolen er anordnet rundt trykkammeret.
17. Apparat ifølge krav 14, der den elektroniske koplingen er koplet med en kablet forbindelse til det elektroniske kretssystemet i nedihullsverktøyet.
18. Apparat ifølge krav 17, der den elektroniske koplingen omfatter en føler-spole (500a), en transmisjonsspole (505b) og et keramisk vindu (560) derimellom, idet følerspolen er trådløst forbundet med transmisjonsspolen gjennom det keramiske vinduet.
19. Apparat ifølge krav 18, der den elektroniske koplingen er forbundet med en trådløs forbindelse med det elektroniske kretssystemet i nedihullsverktøyet.
20. Apparat ifølge krav 1 eller 5, videre omfattende en interntrykk-føler (490), der interntrykk-føleren er i stand til å detektere internt trykk i passasjen.
21. Apparat ifølge krav 1, 5 eller 20, videre omfattende en ringromstrykk-føler (495), der ringromstrykk-føleren er i stand til å detektere ringromstrykk i brønn-boringen.
22. Apparat ifølge krav 1, 5, 20 eller 21, videre omfattende en måler for trykkdifferensial.
23. Apparat ifølge krav 1, 5, 20, 21 eller 22, videre omfattende en kontroller (715) operativt koplet til føleren, der kontrolleren er innrettet til å prosessere signaler fra føleren for anvendelse oppihulls.
24. Apparat ifølge krav 23, videre omfattende en signalprosessor (715), en forforsterker (705) og en demodulator (710)for prosessering av signalene fra føleren.
25. Fremgangsmåte for innsamling av nedihullsdata under en boringsoperasjon ved hjelp av et nedihulls boreverktøy som anbringes i en brønnboring, der brønn-boringen har et ringromstrykk, brønnboringen forløper gjennom en undergrunnsformasjon med et poretrykk, der det dannes en trykkforskjell mellom det interne trykket og ringromstrykket, idet fremgangsmåten omfatter:karakterisert vedå tilveiebringe et nedihulls boreverktøy med et vektrør med en passasje derigjennom, idet vektrøret har en åpning deri som fører inn i et kammer og et stempel som sleidbart anordnes i kammeret og som har en stang som står ut fra dette og inn i åpningen, idet stempelet kan beveges mellom en lukket og en åpen posisjon;
anbringe boreverktøyet i en brønnboring; selektivt endre trykkforskjellen på en slik måte at stempelet beveges mellom åpen og lukket posisjon; og
innhente data fra nedihullsfluidet i hulrommet.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 25, der endringen av trykkforskjellen skjer automatisk som følge av endringer i ett av ringromstrykket, det interne trykket og kombinasjoner av disse.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 25, der trinnet å selektivt endre utføres ved selektivt å sende borefluid gjennom nedihullsverktøyet.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 25, der, i den åpne posisjonen, dannes det et lite volum i åpningen for mottak av nedihullsfluider.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 25, der trinnet med å innhente data omfatter det å måle nedihullsdata fra en utvendig lokasjon på sonden.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 25, videre omfattende å forsyne kraft til stempelet.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 30, der kraften forsynes av en fjernlokalisert kraftkilde.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 30, der kraften besørges av endringer i trykkforskjellen.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 25, videre omfattende å innhente data fra en av en interntrykk-føler i nedihullsverktøyet, en ringromstrykk-føler i nedihullsverktøyet og kombinasjoner av disse.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 25, videre omfattende det å prosessere dataene for oppihulls bruk.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/248,782 US6986282B2 (en) | 2003-02-18 | 2003-02-18 | Method and apparatus for determining downhole pressures during a drilling operation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20040687L NO20040687L (no) | 2004-08-19 |
NO336221B1 true NO336221B1 (no) | 2015-06-22 |
Family
ID=31992606
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20040687A NO336221B1 (no) | 2003-02-18 | 2004-02-17 | Anordning og fremgangsmåte for innhenting av data fra et borehull under boreoperasjoner. |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6986282B2 (no) |
CN (1) | CN100458100C (no) |
CA (1) | CA2457650C (no) |
GB (1) | GB2398583B (no) |
MX (1) | MXPA04001312A (no) |
NO (1) | NO336221B1 (no) |
RU (1) | RU2330158C2 (no) |
Families Citing this family (85)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7805247B2 (en) * | 2002-09-09 | 2010-09-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods for well data compression |
US6832515B2 (en) | 2002-09-09 | 2004-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring formation properties with a time-limited formation test |
US9376910B2 (en) | 2003-03-07 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole formation testing and sampling apparatus having a deployment packer |
US7128144B2 (en) | 2003-03-07 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation testing and sampling apparatus and methods |
US7178607B2 (en) * | 2003-07-25 | 2007-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | While drilling system and method |
US6997258B2 (en) * | 2003-09-15 | 2006-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for pressure compensated contact with the borehole wall |
US7114562B2 (en) * | 2003-11-24 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for acquiring information while drilling |
US20060033638A1 (en) | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Hall David R | Apparatus for Responding to an Anomalous Change in Downhole Pressure |
US7548068B2 (en) | 2004-11-30 | 2009-06-16 | Intelliserv International Holding, Ltd. | System for testing properties of a network |
US8344905B2 (en) | 2005-03-31 | 2013-01-01 | Intelliserv, Llc | Method and conduit for transmitting signals |
US7546885B2 (en) * | 2005-05-19 | 2009-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining downhole samples |
JP2009503306A (ja) * | 2005-08-04 | 2009-01-29 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法 |
US9109439B2 (en) * | 2005-09-16 | 2015-08-18 | Intelliserv, Llc | Wellbore telemetry system and method |
US20080087470A1 (en) | 2005-12-19 | 2008-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Formation Evaluation While Drilling |
US7367394B2 (en) | 2005-12-19 | 2008-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation while drilling |
US20080001775A1 (en) * | 2006-06-30 | 2008-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for memory dump and/or communication for mwd/lwd tools |
US7996199B2 (en) * | 2006-08-07 | 2011-08-09 | Schlumberger Technology Corp | Method and system for pore pressure prediction |
US7581440B2 (en) * | 2006-11-21 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods to perform downhole measurements associated with subterranean formation evaluation |
US7594541B2 (en) | 2006-12-27 | 2009-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pump control for formation testing |
US8636060B2 (en) * | 2007-01-25 | 2014-01-28 | Intelliserv, Llc | Monitoring downhole conditions with drill string distributed measurement system |
US7511487B2 (en) * | 2007-02-27 | 2009-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Logging method for determining characteristic of fluid in a downhole measurement region |
US20080230221A1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for monitoring near-wellbore and far-field reservoir properties using formation-embedded pressure sensors |
WO2009064732A1 (en) * | 2007-11-12 | 2009-05-22 | Schlumberger Canada Limited | Wellbore depth computation |
EP2231995A4 (en) * | 2007-12-04 | 2016-05-25 | Halliburton Energy Services Inc | APPARATUS AND METHODS FOR OPTIMIZING FLUID FLOW AND PERFORMANCE OF WELL DRILLING EQUIPMENT |
US7937223B2 (en) * | 2007-12-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis |
CN101487389A (zh) * | 2008-01-18 | 2009-07-22 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 地层中物质的随钻井下测量 |
CN101492999B (zh) * | 2008-01-23 | 2014-01-15 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于井下应用的流体静压轴承的使用 |
US7954252B2 (en) * | 2008-06-06 | 2011-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to determine and use wellbore diameters |
US8060311B2 (en) | 2008-06-23 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Job monitoring methods and apparatus for logging-while-drilling equipment |
US8015869B2 (en) * | 2008-09-02 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to perform pressure testing of geological formations |
US8015867B2 (en) * | 2008-10-03 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Elongated probe |
US9303508B2 (en) | 2009-01-13 | 2016-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | In-situ stress measurements in hydrocarbon bearing shales |
US8584748B2 (en) * | 2009-07-14 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Elongated probe for downhole tool |
US9063250B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Interference testing while drilling |
US8955376B2 (en) | 2009-10-22 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation fluid sampling control |
US8393874B2 (en) | 2009-11-24 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Hybrid pumping system for a downhole tool |
EP2513423A4 (en) | 2010-01-04 | 2017-03-29 | Schlumberger Technology B.V. | Formation sampling |
US20110164999A1 (en) * | 2010-01-04 | 2011-07-07 | Dale Meek | Power pumping system and method for a downhole tool |
US20110174543A1 (en) * | 2010-01-20 | 2011-07-21 | Adam Walkingshaw | Detecting and measuring a coring sample |
US9069099B2 (en) * | 2010-02-02 | 2015-06-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for monitoring acoustic activity in a subsurface formation |
US8138647B2 (en) * | 2010-02-05 | 2012-03-20 | Salvesen Richard S | Pulse adapter assembly |
US8322411B2 (en) | 2010-05-05 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Axially loaded tapered heat sink mechanism |
US8479820B2 (en) | 2010-05-05 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Dissipating heat from a downhole heat generating device |
US8528635B2 (en) | 2010-05-13 | 2013-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Tool to determine formation fluid movement |
US9029155B2 (en) | 2010-05-20 | 2015-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Direct measurement of fluid contamination |
US8564315B2 (en) * | 2010-07-08 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole corrosion monitoring |
US8905128B2 (en) | 2010-07-20 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Valve assembly employable with a downhole tool |
US8464796B2 (en) | 2010-08-03 | 2013-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid resistivity measurement tool |
US9004161B2 (en) * | 2010-08-06 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for real time communication in drill strings |
US9429014B2 (en) | 2010-09-29 | 2016-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sample container apparatus |
SE535593C2 (sv) * | 2011-02-07 | 2012-10-09 | Wassara Ab | Förfarande och anordning för att vid sänkborrning upprätta kommunikation mellan borrsträngens ihålighet och denna omgivande mark ett borrhål |
US9581019B2 (en) | 2011-03-23 | 2017-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement pretest drawdown methods and apparatus |
US8813554B2 (en) | 2011-06-01 | 2014-08-26 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to estimate fluid component volumes |
US9903200B2 (en) * | 2011-07-19 | 2018-02-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Viscosity measurement in a fluid analyzer sampling tool |
US9243489B2 (en) | 2011-11-11 | 2016-01-26 | Intelliserv, Llc | System and method for steering a relief well |
US9115544B2 (en) | 2011-11-28 | 2015-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Modular downhole tools and methods |
CN102619498B (zh) * | 2012-02-17 | 2015-04-15 | 北京石油机械厂 | 基于顶部驱动与地面控制的导向钻井***的钻井作业方法 |
US9097106B2 (en) * | 2012-03-30 | 2015-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, method and system for measuring formation pressure and mobility |
CN102606098A (zh) * | 2012-04-01 | 2012-07-25 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 钻井控压装置及使用方法 |
US9157313B2 (en) | 2012-06-01 | 2015-10-13 | Intelliserv, Llc | Systems and methods for detecting drillstring loads |
US9494033B2 (en) | 2012-06-22 | 2016-11-15 | Intelliserv, Llc | Apparatus and method for kick detection using acoustic sensors |
EP3872295B1 (en) * | 2012-07-20 | 2023-07-12 | Merlin Technology Inc. | Inground operations, system, communications and associated apparatus |
CN102767169B (zh) * | 2012-07-31 | 2014-06-25 | 河海大学 | 管状弹簧伸缩封启侧开口取土装置及其取土方法 |
MX360280B (es) | 2013-03-18 | 2018-10-26 | Halliburton Energy Services Inc | Sistemas y metodos para la optimizacion de medidas de gradiente en operaciones de determinacion de la distancia. |
CN105556056B (zh) * | 2013-10-31 | 2019-10-15 | 哈里伯顿能源服务公司 | 井工具、钻井设备及控制钻柱工具的方法 |
CN103982175B (zh) * | 2014-05-29 | 2016-08-03 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 全程环空压力测量方法及装置 |
CN104234648A (zh) * | 2014-07-18 | 2014-12-24 | 东北石油大学 | 一种钻井液密度井下实时控制*** |
NO339638B1 (no) | 2014-10-03 | 2017-01-16 | Expro Petrotech As | Apparat og framgangsmåte for å tilveiebringe en fluidprøve i en brønn |
CN105569591A (zh) * | 2014-10-10 | 2016-05-11 | 上海励谙电子技术有限公司 | 一种节流管汇的自动控制设备 |
US10316657B2 (en) * | 2015-02-13 | 2019-06-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Extendable probe and formation testing tool and method |
GB2539056A (en) * | 2015-06-03 | 2016-12-07 | Geomec Eng Ltd | Improvements in or relating to injection wells |
US11346162B2 (en) | 2016-06-07 | 2022-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester tool |
US10914163B2 (en) | 2017-03-01 | 2021-02-09 | Eog Resources, Inc. | Completion and production apparatus and methods employing pressure and/or temperature tracers |
CN108691535B (zh) * | 2017-04-06 | 2021-11-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种随钻地层压力测量仪 |
CN107313722B (zh) * | 2017-06-14 | 2023-03-31 | 长江水利委员会长江科学院 | 一种钻杆底部试验设备状态控制***及方法 |
CN109403957B (zh) * | 2017-08-16 | 2022-01-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高压地层压力获取方法 |
CN110230480B (zh) * | 2019-07-15 | 2021-04-20 | 湖南科技大学 | 深海海底钻机用绳索取芯钻具防跑钻装置 |
RU2744328C1 (ru) * | 2019-12-27 | 2021-03-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Скважинный датчик порового давления цифровой |
CN111236922B (zh) * | 2020-02-25 | 2022-09-06 | 中国海洋石油集团有限公司 | 随钻测量探头装置、随钻电成像方法及随钻电成像*** |
CN112177558B (zh) * | 2020-10-13 | 2021-06-25 | 中国矿业大学 | 一种新型地下煤气化开采过程泄露封堵装置 |
CN112343582B (zh) * | 2020-11-02 | 2023-01-31 | 大庆油田有限责任公司 | 一种井下内外压力监测装置 |
CN112377130B (zh) * | 2020-11-17 | 2023-04-21 | 西安石油大学 | 一种带有原位测量装置的地层取芯仪器的液压回路 |
CN112267876B (zh) * | 2020-11-27 | 2022-04-05 | 西南石油大学 | 一种双封隔器结构的随钻地层压力测量工具及测试方法 |
CN112179847B (zh) * | 2020-11-29 | 2023-07-04 | 林州市海悦兴建筑工程有限公司 | 市政建筑施工用地下管线保护螺旋下沉式探测装置 |
CN113803010B (zh) * | 2021-09-30 | 2022-05-24 | 四川大学 | 一种深部原位环境高温高压模拟舱 |
Family Cites Families (45)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2915123A (en) * | 1955-08-17 | 1959-12-01 | Schlumberger Well Surv Corp | Formation fluid samplers |
US3355939A (en) * | 1964-09-22 | 1967-12-05 | Shell Oil Co | Apparatus for measuring the difference between hydrostatic and formation pressure ina borehole |
US3459264A (en) * | 1967-05-18 | 1969-08-05 | Halliburton Co | Pressure regulating valve assembly between open hole packers and method |
US3627065A (en) * | 1970-05-19 | 1971-12-14 | Donald R Murphy | Well-drilling method and apparatus involving determination of pressure of drilling fluid |
US3782191A (en) * | 1972-12-08 | 1974-01-01 | Schlumberger Technology Corp | Apparatus for testing earth formations |
US3968844A (en) * | 1974-09-19 | 1976-07-13 | Continental Oil Company | Determining the extent of entry of fluids into a borehole during drilling |
US3934468A (en) * | 1975-01-22 | 1976-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | Formation-testing apparatus |
US4614148A (en) * | 1979-08-20 | 1986-09-30 | Nl Industries, Inc. | Control valve system for blowout preventers |
GB2166776B (en) * | 1984-11-06 | 1988-03-02 | Gearhart Tesel Ltd | Improvements in downhole tools |
US4805449A (en) * | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
US4893505A (en) * | 1988-03-30 | 1990-01-16 | Western Atlas International, Inc. | Subsurface formation testing apparatus |
US4860581A (en) * | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
US4936139A (en) * | 1988-09-23 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole method for determination of formation properties |
US5095745A (en) * | 1990-06-15 | 1992-03-17 | Louisiana State University | Method and apparatus for testing subsurface formations |
US5233866A (en) * | 1991-04-22 | 1993-08-10 | Gulf Research Institute | Apparatus and method for accurately measuring formation pressures |
US5303582A (en) * | 1992-10-30 | 1994-04-19 | New Mexico Tech Research Foundation | Pressure-transient testing while drilling |
CA2155918C (en) * | 1994-08-15 | 2001-10-09 | Roger Lynn Schultz | Integrated well drilling and evaluation |
US5555945A (en) * | 1994-08-15 | 1996-09-17 | Halliburton Company | Early evaluation by fall-off testing |
US5803186A (en) * | 1995-03-31 | 1998-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Formation isolation and testing apparatus and method |
US6157893A (en) * | 1995-03-31 | 2000-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Modified formation testing apparatus and method |
US6047239A (en) * | 1995-03-31 | 2000-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Formation testing apparatus and method |
US5622223A (en) * | 1995-09-01 | 1997-04-22 | Haliburton Company | Apparatus and method for retrieving formation fluid samples utilizing differential pressure measurements |
US5703286A (en) * | 1995-10-20 | 1997-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of formation testing |
DE69636665T2 (de) * | 1995-12-26 | 2007-10-04 | Halliburton Co., Dallas | Vorrichtung und Verfahren zur Frühbewertung und Unterhalt einer Bohrung |
US5770798A (en) * | 1996-02-09 | 1998-06-23 | Western Atlas International, Inc. | Variable diameter probe for detecting formation damage |
US5969241A (en) * | 1996-04-10 | 1999-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring formation pressure |
US5789669A (en) * | 1997-08-13 | 1998-08-04 | Flaum; Charles | Method and apparatus for determining formation pressure |
US6026915A (en) * | 1997-10-14 | 2000-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Early evaluation system with drilling capability |
US6006834A (en) * | 1997-10-22 | 1999-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation evaluation testing apparatus and associated methods |
NO322069B1 (no) | 1998-01-15 | 2006-08-07 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmate og anordning for stabilisering av en borestreng ved formasjonsevalueringsmaling |
US6230557B1 (en) * | 1998-08-04 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation pressure measurement while drilling utilizing a non-rotating sleeve |
US6164126A (en) * | 1998-10-15 | 2000-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Earth formation pressure measurement with penetrating probe |
US6325146B1 (en) * | 1999-03-31 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor |
US6343650B1 (en) * | 1999-10-26 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Test, drill and pull system and method of testing and drilling a well |
WO2001033044A1 (en) | 1999-11-05 | 2001-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling formation tester, apparatus and methods of testing and monitoring status of tester |
US6340062B1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Early formation evaluation tool |
AU779167B2 (en) * | 2000-07-20 | 2005-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Method for fast and extensive formation evaluation using minimum system volume |
AU777211C (en) | 2000-07-20 | 2006-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Closed-loop drawdown apparatus and method for in-situ analysis of formation fluids |
US6478096B1 (en) * | 2000-07-21 | 2002-11-12 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for formation testing while drilling with minimum system volume |
US6427530B1 (en) * | 2000-10-27 | 2002-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for formation testing while drilling using combined absolute and differential pressure measurement |
US7059179B2 (en) * | 2001-09-28 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-probe pressure transient analysis for determination of horizontal permeability, anisotropy and skin in an earth formation |
US6745835B2 (en) * | 2002-08-01 | 2004-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for pressure controlled downhole sampling |
US7062959B2 (en) * | 2002-08-15 | 2006-06-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining downhole pressures during a drilling operation |
US7152466B2 (en) * | 2002-11-01 | 2006-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for rapidly measuring pressure in earth formations |
US20040237640A1 (en) * | 2003-05-29 | 2004-12-02 | Baker Hughes, Incorporated | Method and apparatus for measuring in-situ rock moduli and strength |
-
2003
- 2003-02-18 US US10/248,782 patent/US6986282B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-02-05 GB GB0402520A patent/GB2398583B/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-02-11 MX MXPA04001312A patent/MXPA04001312A/es active IP Right Grant
- 2004-02-12 CA CA002457650A patent/CA2457650C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-02-17 RU RU2004104773/03A patent/RU2330158C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-02-17 NO NO20040687A patent/NO336221B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-02-18 CN CNB2004100300905A patent/CN100458100C/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US6986282B2 (en) | 2006-01-17 |
GB2398583A (en) | 2004-08-25 |
US20040160858A1 (en) | 2004-08-19 |
CN1536198A (zh) | 2004-10-13 |
NO20040687L (no) | 2004-08-19 |
GB0402520D0 (en) | 2004-03-10 |
RU2004104773A (ru) | 2005-07-27 |
GB2398583B (en) | 2005-07-27 |
CA2457650C (en) | 2008-01-08 |
MXPA04001312A (es) | 2004-08-23 |
CA2457650A1 (en) | 2004-08-18 |
CN100458100C (zh) | 2009-02-04 |
RU2330158C2 (ru) | 2008-07-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO336221B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for innhenting av data fra et borehull under boreoperasjoner. | |
US6230557B1 (en) | Formation pressure measurement while drilling utilizing a non-rotating sleeve | |
US5230244A (en) | Formation flush pump system for use in a wireline formation test tool | |
US6837314B2 (en) | Sub apparatus with exchangeable modules and associated method | |
CN201433731Y (zh) | 取心工具、岩心搬运组件 | |
US9163500B2 (en) | Extendable and elongating mechanism for centralizing a downhole tool within a subterranean wellbore | |
US4573532A (en) | Jacquard fluid controller for a fluid sampler and tester | |
CA2554261C (en) | Probe isolation seal pad | |
RU2556583C2 (ru) | Направленный отбор образцов пластовых флюидов | |
NO326755B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for formasjonsproving ved bruk av verktoy med aksielt- og spiralanordnede apninger | |
US8905128B2 (en) | Valve assembly employable with a downhole tool | |
NO328836B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for formasjonstesting under boring ved bruk av kombinert absolutt- og differensialtrykkmaling | |
US20050115716A1 (en) | Downhole fluid pumping apparatus and method | |
NO341295B1 (no) | Fremgangsmåte for måling av formasjonsegenskaper | |
NO339795B1 (no) | Fremgangsmåte for anvendelse av formasjonsegenskapsdata | |
NO344294B1 (no) | Brønnhullsanordning og en fremgangsmåte for å estimere fluidforurensning nede i et 5 brønnhull. | |
NO343816B1 (no) | Fremgangsmåte for prøvetaking av et formasjonsfluid | |
NO336063B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for in situ bestemmelse av en ønsket formasjonsparameter av interesse | |
NO319932B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for formasjonstesting av en uforet bronn | |
NO335447B1 (no) | Fremgangsmåte for innsamling av akustiske geologiske data foran borekronen | |
NO341443B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for formasjons-testing under boring | |
NO320901B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for formasjonsutproving med fluidoverforing mellom to formasjonssoner | |
US20140224511A1 (en) | Pump Drain Arrangements For Packer Systems And Methods For Sampling Underground Formations Using Same | |
NO344450B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for formasjonsevaluering etter boring. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |